考虑低渗点启动压力梯度的中东孔隙型碳酸盐岩油藏波及系数修正方法

 根据中东地区孔隙型碳酸盐岩油藏渗透率分布范围大、低渗与中高渗渗流规律并存的特征,针对低渗点存在启动压力梯度而难以动用的问题,采用数值模拟方法分析低渗点启动压力梯度对油藏波及系数的影响规律,通过耦合低渗点启动压力与井间驱替压力分布,提出考虑低渗点启动压力梯度的孔隙型碳酸盐岩油藏波及系数修正方法。以中东地区M油藏为例进行应用分析,计算得到的渗透率为5×10^-3~35×10^-3 μm²、变异系数为0.6~0.8时,波及修正系数分布范围为0.75~0.99,证明了该孔隙型碳酸盐岩油藏波及系数修正方法的可靠性和实用性。     

注水中悬浮颗粒堵塞储层的影响因素分析

 注入水中悬浮颗粒能够严重堵塞油藏储层, 造成渗透率下降, 导致注水难、采油难。开展悬浮颗粒对储层伤害规律的研究, 对提高油田注水效果有着重要的指导作用。以5 种不同粒径的悬浮颗粒分别在3 种不同浓度溶液条件下, 对天然岩心进行室内流动实验。将粒径与喉道直径之比定义为匹配度, 流出液浓度与注入液浓度之比定义为相对浓度。结果表明:在岩心平均喉道直径0.94 μm、水测渗透率0.137×10^-3～0.235×10^-3 μm²条件下, 注入悬浮颗粒溶液后, 渗透率变小, 产生了堵塞。其中当匹配度小于0.777 时, 相对浓度大于0, 即部分颗粒能够贯穿岩心, 发生贯穿性堵塞;当匹配度大于0.777 时, 相对浓度为0, 即颗粒无法贯穿岩心, 发生浅部堵塞;在匹配度接近0.777 时, 为由贯穿性堵塞向浅部堵塞过渡阶段, 堵塞最严重。注入量与堵塞程度有较好的线性关系。建议油田在达到配注量的同时, 尽量减小注入水悬浮颗粒浓度, 保证悬浮颗粒粒径范围集中且匹配度远离临界值。     

东西仁沟区块注水开发最大配注量的计算方法

最大配注量是油田地面注水站点改造中的一个关键评估指标，该指标不仅要满足油田中后期的注水开发需求，同时还要达到降低成本的目的。为计算油田注水区块最大配注量，分析认为油藏形成有效驱替后，注水井需满足最大注水压差，油井要满足最大生产压差。按照油藏后期有效驱替时的地层压力保持水平估算油井后期的产液能力，结合水油比法推导注采比公式，从而得出最大单井配注量公式，以东西仁沟区块为例，计算该区块开发后期日注水量将达到5 832 m³/d。     

低渗致密油藏适度温和注水技术研究与矿场实践

为解决低渗致密油藏注水过程中,水相沿着裂缝水窜水淹、基质原油难采出、水驱采收率低等技术难题,以鄂尔多斯盆地延长组长₆储层为研究对象,开展驱替速度对水驱采收率影响的驱替实验并进行核磁测试分析,建立考虑毛管力的非稳态油-水两相水驱前缘推进数学模型,形成适度温和注水强度优化图版。结果表明,水驱油过程存在最佳驱替速度使得水驱采收率最大,实验中最佳驱替速度为0.06~0.08 mL/min。以延长油田ZC区块为例,调整注水强度为0.85~1.20 m³/（d·m）,采油泵沉没度控制在100~150 m,技术应用后水驱采收率从20%提高到24%。适度温和注水技术对低渗致密油藏提高采收率效果显著,研究成果为类似油藏高效注水开发提供了借鉴。     

稠油相对渗透率实验中管线死体积校正方法

稠油相对渗透率曲线是稠油油藏开发动态预测过程的重要基础数据,稠油相对渗透率实验测量过程中的误差
将会给油田开发分析传递错误信息。在稠油油藏相渗实验过程中,由于实验温度高,出口端计量管线长,系统死体积
较大,死体积孔隙中水驱油规律和死体积校正方法会对实验结果产生重要影响。在常规实验管线中进行的水驱油实
验发现,死体积管线中的原油不能全部被驱替出来,且管线中存在油水两相流动过程。油水黏度越高、驱替速度越快,
则管线中的原油采出程度越低;实验过程还存在压力测量和体积计量不同步现象,产出流体体积计量滞后于压力测
量。采用简单扣除管线孔隙体积来处理死体积的常规方法会使产油量计量产生较大误差,导致实验结果偏离真实流
动情况,对此给出了相应的校正方法。     

考虑滑脱效应的欠饱和煤储层渗透率模型

 在多孔介质应力-应变本构公式基础上,考虑有效应力效应、基质收缩效应、滑脱效应对煤储层渗透率的影响,建立欠饱和煤储层的渗透率动态模型,以沁水盆地某煤层气田为例,模拟储层压力从初始值降至衰竭压力过程中煤储层渗透率变化,分析模型参数敏感性。结果显示：在开发初期,欠饱和煤储层储层渗透率持续下降,储层压力下降至临界解吸压力时,渗透率降至最低点,之后渗透率开始上升;储层压力由初始值下降至临界解吸压力3.80 MPa 时,渗透率下降至最低值0.186×10^-3 μm²,之后渗透率开始上升,当储层压力下降至2.77 MPa 时,渗透率恢复至初始值,储层压力下降至衰竭压力时,渗透率上升至初始值的3.182倍;兰氏体积应变、杨氏模量及滑脱系数参数值越高,储层最终渗透率改善幅度越大,泊松比值越高,储层最终渗透率改善幅度越小;与其他参数相比,兰氏体积应变对煤储层最终渗透率改善的影响最为重要。     

应用核磁共振技术评价水驱开发效果

 通常的室内岩心分析不能给出岩心水驱油过程中油的动用特征及剩余油的分布情况,借助核磁共振T₂谱技术能够直观地观察到岩心经水驱后不同孔隙中油的动用规律及剩余油分布特征.对3类不同渗透率级别的岩心样品进行水驱油实验,并借助核磁共振T₂谱技术对其渗流机制进行分析,评价水驱后的采出程度.结果表明,对于低渗透、特低渗透的岩心,驱替过程中,大、中孔隙中的油优先被驱替出来,见水时水驱采出程度已较高,见水后可通过增大驱替压力进一步提高采出率,故此类油藏适合注水开发且效果较好.但驱替压力过高也会改变孔隙中剩余油的分布,将部分油挤进更小的孔隙中,很难再被开采出来.驱替结束后所有尺度的孔隙中都有残余油分布,即使大孔隙,T₂谱显示也有部分剩余油存在.对于超低渗透岩心,水驱过程中压力较高且见水时水驱采出程度很低,故此类油藏注水开发效果较差,需通过酸化、压裂等技术改善储层物性,或寻找其他途径有效开发.     

层间非均质砾岩油藏水驱油模拟实验

针对砾岩油藏层间非均质性强,开采过程中层间矛盾突出,剖面动用差异大,油藏整体采收率低的特点,以新
疆油田七区克上组砾岩油藏为例,开展了不同非均质程度模型恒压水驱油实验。结果表明：同一组并联水驱油实验
中,渗透率越高的岩芯越先启动,含水率上升越快,无水采收率越低,驱油效率越高;层间渗透率级差越大模型驱油效
率越低,与高渗岩芯相对渗透率级差大于8 的岩芯并联驱替不能启动;粗砂岩和含砾粗砂岩等单模态或双模态孔隙结
构岩芯驱油效率较高,砂砾岩和砾岩等复模态孔隙结构岩芯驱油效率较低;增大并联模型驱替压差后中低渗岩芯驱油
效率增大,含水率上升速度加快。     

注CO2对不同煤阶煤储层渗透率变化的影响

 研究CO₂注入煤层后与煤中不同矿物发生反应引起的渗透率变化规律,能够为提高煤储层导流能力提供实验支撑。通过对中、高煤阶煤样(屯兰矿、寺河矿)进行氮气吸附实验、矿物成分及渗透率的测试,探讨了注CO₂后,煤中不同矿物与其反应的渗透率变化规律以及渗透率改善效果;基于对初始渗透率、反应时间、改善后渗透率的非线性回归分析,建立渗透率变化模型。研究结果表明:注入CO₂后,由于发生CO₂-水-岩石相互作用,中、高煤阶煤渗透率均随注气时间增加呈现出先增大后减小的规律,寺河矿煤样先达到渗透率最大值,屯兰矿较滞后,寺河矿煤样渗透率改善效果比屯兰矿好。煤层中注入CO₂对初始渗透率过大或过小的煤层都不利于渗透率改善,只有渗透率在0.2×10^-3~0.4×10^-3 μm²的中等渗透率范围内,改善效果较好,渗透率变化模型经实验数据验证较可靠。     

西峰白马区润湿反转剂驱模拟研究

西峰油田白马区长8油藏平均渗透率为0.77×10^-3μm²,属低渗透率油藏,储层岩石润湿性普遍存在中性偏亲油性。为了提高原油采收率,针对该油藏条件开展了室内润湿反转剂驱实验和数值模拟研究,优选出适合该油藏的最佳驱油方案为：段塞尺寸为0.1倍孔隙体积,段塞组合为1000mg/L(0.05PV)＋200mg/L(0.05PV)。应用润湿反转剂模型预测最佳驱油方案的原油采收率可以达到36.75％,与注水开发相比提高9％左右,润湿反转剂换油率达到538t/t。可以认为低渗透油藏注润湿反转剂开发是可行的。     

致密油藏CO_2驱综合效益评价

致密油藏储量大,开发成本高,实现经济开发至关重要。以C油田致密油藏典型区块为例,采用直井—水平井联合布井方式,通过数值模拟,讨论了5种不同渗透率级别、8种排距下CO2驱的开发效果,结合经济评价指标分析不同油价下CO2驱的经济效益。研究表明,当前油价下,渗透率在0.1×10-3~1×10-3μm2时,建议C油田致密油藏典型区块采用注CO2开发方式;缩小排距,采出程度提高,内部收益率降低,建议根据C油田开发方针和原则选择合适的排距;增加生产年限,累计采出程度提高,经济效益呈现降低趋势,建议C油田根据自身情况需要选择合理的生产年限。     

低渗透油藏注水开发储层动态特征变化

为了解低渗透油藏长期注水后储层特征的变化及其机理,以马岭油田南二区延9油藏为例,通过室内物理模拟实验法研究注水开发前后储层物性、孔隙特征和渗流特征的变化。研究结果表明:长期注水后,储层渗透率明显增大,孔隙度增加较小,且储层渗透率越高,水洗程度越大,储层物性的增加幅度越大;储层物性的增加主要与水洗后黏土矿物含量的降低有关,其中伊利石和伊蒙混层的相对含量明显降低,高岭石相对含量明显增大;水洗后储层岩石表面油膜脱落,岩石润湿性由亲油性变为亲水性;注入水与储层岩石的相互作用使油水相流动能力增强,两相区范围变宽,水驱油效率提高。可见马岭油田南二区延9油藏注水开发中储层的变化有利于油田的开发。     

不同油藏条件下相渗曲线分析

通过室内一维物理模拟实验,结合现场实际生产资料,开展不同油藏条件下一维恒 速水驱实验,对比不同油藏条件下油水相对渗透率曲线、特征点,分析相对渗透率曲线特征、束缚水饱和度、残余油饱和度及水相端点值的变化规律,研究结果表明：①对于稠油油藏虽然不同粘度的相渗曲线形态略有不同,但整体表现为油相相对渗透率高,水相相对渗透率非常低（水相相对渗透率端点值多数低于0.1）,等渗点靠右,等渗区面积小的特点;②对于低渗透油藏,整体表现为束缚水饱和度和残余油饱和度都非常高,等渗区面积较窄,油相相对渗透率下降急剧、水相相对渗透率较高的特点。通过相渗曲线的特征可以定性地判断储层性质,为现场施工措施提供合理的指导。     

毛管力对油藏水驱特征影响分析

注水开发是油田最主要的开发方式之一。注入水波及面积是影响油藏采收率的重要因素。油藏内注入水流动方向及波及面积与其所受合力的方向及大小有关。尤其对于低渗透油藏,毛管力对油藏内油水渗流规律的影响不容忽视。基于渗流力学理论,利用数值模拟和矢量叠加方法,计算了正韵律正方形储层模型中各网格内流体所受注入水压力、重力和毛管力等作用力合力的大小和方向,实现了储层内任意网格油水渗流作用力的定量表征。数值模拟结果表明,对于亲水正韵律油藏,储层上部渗透率变低使毛管力增大,当毛管力增大到一定程度时,注入水会从下部的高渗透层段向上部的低渗透层段渗流,导致上部低渗层段的水驱效果好于下部储层,在油藏开发后期剩余油主要分布在下部的高渗透层段内。如果油藏渗透率较大,油藏内无毛管力影响时,开发后期剩余油主要分布在上部的低渗透层段内,对下部高渗透层段实施封堵措施,有利于提高油藏采收率。     

鄂尔多斯盆地三叠系长6油层组“准连续型”油气藏成藏主控因素

通过鄂尔多斯盆地三叠系延长组长6油层组的构造条件、油源条件、储层条件以及油气藏类型和分布特征等成藏要素的深入研究,分析了“准连续型”油气藏成藏的主控因素.研究结果表明:长6油层组是一个倾角小于0.5°的西倾单斜,油源条件优越,储层类型主要为低孔特低渗细砂岩,孔隙度一般小于12％,渗透率小于2×l0-3 μm2;油气藏类型为“连续型”非常规油气藏,油气大面积准连续分布.最终确定“准连续型”油气藏成藏主要受三方面的因素影响:低孔特低渗透率的储层系统是关键;广覆式优质烃源岩与紧密接触式生储盖组合是基础;稳定的动力学背景和平缓的构造格局是重要控制因素.     

流体在组合式吸液芯中的流动阻力

对水在组合式多孔吸液芯中的流动阻力进行了试验研究和数值模拟,分析其中金属纤维毡的厚度和水的流动状态对组合式吸液芯中流动阻力的影响.通过试验得出了组合式吸液芯的渗透率以及流动阻力压降的表达式.研究表明:组合式吸液芯的渗透率随着金属纤维毡的厚度增加而减小,在金属纤维毡厚2、3和4mm时,渗透率分别为336×10 - 12、242×10 - 12、104×10-2 m2.水在湍流状态时需要考虑惯性效应对流动阻力的影响,且流速越大影响越大.在准确获得渗透率和惯性摩擦系数的前提下,Fluent 6.3能较为准确地模拟流体在组合式吸液芯内的流动情况.