高孔低渗碳酸盐岩可动流体T_2截止值实验研究

利用核磁共振岩样分析技术确定高孔低渗碳酸岩可动流体T2截止值.结合离心实验,确定高孔低渗碳酸岩标定T2截止值的最佳离心力为2.76 MPa,此离心力同时也是对应储层可动用流体离心力的下限值,在该离心力下,对22块具有代表性的高孔低渗碳酸岩岩心进行离心,获得高孔低渗碳酸岩岩心的T2截止值为63.6 ms.利用此批岩心的T2截止值与孔隙度、渗透率进行对比,发现T2截止值与孔隙度没有相关性,与渗透率的相关性较低.     

长庆超低渗砂岩储层可动流体实验

 评价超低渗砂岩储层渗流能力及开发潜力时,可动流体及其赋存特征是重要参考因素之一。利用核磁共振测试实验及离心实验,对长庆油田的6块超低渗砂岩储层岩样进行离心标定,定量分析了不同尺寸喉道控制的可流动孔隙空间大小,结果表明,对于长庆超低渗储层砂岩,以往低渗储层砂岩离心法所用的经验值1.38MPa已不再适用,最佳离心力应为2.07MPa;有效喉道半径下限为0.07μm,T2截止值为12.47ms。将实验结果与长庆油田的另外3块特低渗砂岩、6块致密砂岩岩样的实验结果进行对比,结果表明,长庆超低渗砂岩岩样大喉道控制的可动流体百分数小于长庆特低渗砂岩岩样,而大于长庆致密砂岩岩样。     

低渗火山岩气藏可动流体T2截止值实验研究

使用核磁共振岩样分析技术与离心实验,确定出吉林、大庆和新疆3个地区低渗火山岩气藏储层标定可动流体T2截止值的合适离心力为2.76MPa,该离心力同时也是储层可动用流体对应的下限离心力。对3个地区102块不同岩性火山岩岩芯核磁实验研究表明：低渗火山岩气藏储层可动流体T2截止值分布范围很宽,不同地区和不同岩性火山岩储层T2截止值差别很大,102块岩芯T2截止值平均值为49.31ms,大于低渗砂岩但小于碳酸盐岩储层T2截止值;低渗火山岩T2截止值随岩芯渗透率的变化差异较大,与储层孔隙空间类型及孔喉连通性等因素密切相关。3个地区火山岩储层T2截止值从大到小依次为大庆、吉林和新疆火山岩,其中大庆流纹岩T2截止值平均值最大并且分布范围最宽,新疆玄武岩和安山岩最小。     

岩心润湿性对核磁共振可动流体T_2截止值的影响

对有代表性的低渗透储层密闭取岩心平行样进行原始润湿和强亲水岩心的T2截止值核磁共振离心实验标定,并将实验结果进行比较,分析2种不同润湿性条件下T2截止值的差异及影响因素。研究表明:强亲水岩心的T2截止值比对应保持原始润湿性岩心的T2截止值普遍偏小,强亲水5块岩心实测T2截止值的分布范围为9.64~13.89 ms,平均值为12.58 ms;保持原始润湿性5块岩心实测T2截止值的分布范围为11.57~20.03 ms,平均值为16.33 ms。由于润湿性的影响,原始润湿岩心饱和水T2谱比对应的强亲水岩心T2谱偏右,T2几何平均值增大。岩心渗透率越大,含油性越好,岩石越亲油,则原始润湿岩心T2谱越偏右,T2几何平均值越大,导致T2截止值增大。岩心渗透率越小,岩石孔喉越细小,由于毛管力作用,原始润湿岩心束缚水饱和度更高,导致对应的T2截止值更大。     

川中侏罗系致密油储层可动流体实验

为了分析四川盆地川中侏罗系致密油储层的流体可动用性,从常规储层研究思路入手,应用核磁共振技术对致密油储层岩样进行可动流体测试.实验结果表明:致密油储层岩样进行离心实验时的最佳离心力为2.87 MPa;致密砂岩和致密灰岩岩样的可动流体T2截止值分别平均为4.25 ms和11.54 ms,可动流体饱和度分别平均为51.92%和15.24%;可动流体饱和度与孔隙度、渗透率的相关性均很好,达到了0.90以上;致密油储层可动流体主要分布在喉道半径介于0.1~0.5μm的喉道控制的小孔隙中.研究结论表明:致密油储层的可动流体含量很低且主要分布在小孔隙中,其流体可动用性很差,开发难度很大.     

核磁共振可动流体实验最佳离心力确定新方法研究

在核磁共振实验中,一般通过高速离心的方法来区分可动流体和束缚流体,为了准确的测试可动流体饱和度,需要确定一个最佳离心力。传统的最佳离心力标定方法需要多次离心,并且离心力只能间断增加,改进的方法通过matlab数据拟合可以减少离心次数,并将该离心力-含水饱和度拟合曲线中,满足斜率为-69/500的点的纵坐标作为最佳离心力;更进一步地通过岩心理想毛细管模型,推出离心力与孔渗数据之间的理论关系,结合该理论关系与已经建立的最佳离心力标定方法,得到最佳离心力与孔渗数据之间的拟合曲线。该曲线给出了核磁可动流体饱和度实验中最佳离心力与岩心孔隙度和渗透率之间的函数关系,使最佳离心力可以通过岩心孔渗数据确定。     

鄂尔多斯盆地长7致密油储层二氧化碳驱油实验

鄂尔多斯盆地长7致密油储层具有致密和低压的特征,采用常规注水开发存在采收率低的问题,从而制约了致密油的开发效果。针对鄂尔多斯盆地长7致密油储层注水开发采收率低的问题,基于CO_2驱油细管实验、原油流变性测试实验、CO_2浸泡岩心实验以及岩心驱替实验,并结合润湿接触角测试方法和核磁共振成像技术,研究了长7致密油储层CO_2驱油的增产机理。研究结果表明:长7致密油最小混相压力为23.9 MPa,在长7致密油储层CO_2驱过程中,注采井间CO_2非混相驱占主导,在注入井附近局部区域可能出现混相驱;在地层温度压力(75℃,18 MPa)条件下,未溶解CO_2原油的黏度为8.87 mPa·s,溶解CO_2的原油黏度为7.99 mPa·s,其黏度降低幅度为9.9%;CO_2水溶液浸泡24 h后,长7致密砂岩的润湿接触角从66.1°降低到54.0°,亲水性增强;水驱致密砂岩岩心的驱油效率为47.2%,CO_2的驱油效率为71.5%,较水驱提高驱油效率24.3%,且致密砂岩渗透率越高CO_2驱油效果越好。实验证明CO_2驱可以显著提高长7致密油储层的驱油效率,是长7致密油高效开发的重要技术。     

利用图论多分辨率聚类方法构建核磁可变T2截止值预测模型

准确求取T2截止值对核磁共振资料在储层评价中的应用至关重要,传统T2截止值获取方法受到区域性、储层非均质性等影响明显,实际使用中往往误差较大。本文基于岩心核磁实验,分析物性参数、核磁共振T2谱几何均值等参数与T2截止值之间的关系。考虑到储层非均质的影响,提出采用图论多分辨率聚类方法,利用邻近指数和核心代表指数划分测井相,结合铸体薄片等资料建立测井相与岩相的对应关系,建立基于测井相约束的可变T2截止值预测模型。在渤海盆地X油田实际应用中表明,本文提出的模型计算的T2截止值与岩心核磁实验T2截止值测量值误差较小,较传统方法优势明显,进一步提高了利用核磁共振资料计算储层参数的准确性与适用性。     

页岩、砂岩岩心核磁共振实验结果对回波间隔的敏感性差异

回波间隔(TE)参数的选取对核磁共振岩心分析实验结果影响很大,为确定TE值对不同岩样的核磁共振结果的影响程度,系统研究了页岩、砂岩岩心核磁共振岩心实验对TE值的敏感性。对相同状态下的岩心进行了多组TE值的核磁共振测量,分析了不同岩样核磁实验T2谱的形态、T2谱峰位置和核磁孔隙度与TE值的关系。结果表明,TE对于核磁共振岩心分析结果影响很大,而且对不同岩性岩心的敏感性有很大差异,砂岩岩心对TE值的敏感性较弱,不同TE值的测量结果,其T2谱的变化在形态上有所改变,但其主体位置和核磁孔隙度变化不大;页岩岩心对TE值非常敏感,不同TE值测量时,T2谱不但形态发生了明显的变化,而且其主体位置向右移动,核磁孔隙度也迅速减小。     

基于核磁共振和压汞实验的储层束缚水饱和度计算方法

 为了准确计算新疆某地区砂岩储层的束缚水饱和度,从6口井中分别选取142块砂岩样品进行了核磁共振实验和压汞实验测量。根据核磁共振实验结果,采用T2谱面积比值法、称重法、谱系数束缚水截止值（SBVI）法和统一T2截止值法分别求取束缚水饱和度,认为称重法和T2谱面积比值法更佳,适用于建立研究区储层的束缚水饱和度模型。在核磁共振实验基础上,考察了压汞实验所得到的束缚水饱和度的适用条件,结果表明：对于孔隙度小于15%、渗透率小于1×10-3μm2的样品,6.897×10-3MPa的驱替压力可以将可动水驱替干净,在压汞实验得出的毛管压力曲线上所对应的此驱替压力下的含水饱和度为实际的束缚水饱和度;对于孔隙度大于15%、渗透率大于1×10-3μm2的岩样,6.897×10-3MPa的驱替压力可将部分束缚水驱出,此驱替压力下的含水饱和度不是实际的束缚水饱和度。对于中、高、孔渗储层,利用储层油水密度差所产生的浮力等于毛细管压力这一条件,在纯油层段转化成合适的储层驱替压力,在毛管压力曲线上读取此驱替压力下的含水饱和度即实际的束缚水饱和度。