渗透率及含油饱和度对泡沫性能的影响研究

针对油层渗透率和含油饱和度的不同使同种泡沫体系的起泡能力和封堵能力有较大差异,开展了不同渗透率 和含油饱和度条件下泡沫体系的起泡能力和封堵能力研究。研究依靠室内驱替实验测定压力表读数,计算不同渗透 率和含油饱和度条件下的阻力系数。结果表明：随着渗透率的增加泡沫起泡能力增加、封堵能力变好,当渗透率大于 463 mD 后,渗透率对起泡能力和封堵能力的影响变小;同时随着运移位置的增加阻力系数降低,泡沫体系起泡能力小 于消泡能力,封堵能力变差;而随着含油饱和度的增加泡沫起泡能力和封堵能力逐渐降低,但在不同含油饱和度条件 下降低幅度不同,可以分为3 个阶段：缓慢下降、急剧下降和平衡阶段,在含油饱和度低于33% 情况下,阻力系数高于 23,此时起泡能力强、封堵性能好。为下阶段研究泡沫驱在油田的开展奠定了理论基础。     

超临界CO_2在致密油藏中的扩散前缘预测

国内外大部分学者认为超临界CO_2在致密油藏中的扩散是吞吐提高采收率的关键因素之一。通过设计基质-裂缝模型结合压降法搭建了测定超临界CO_2在饱和油岩芯中扩散系数的实验装置,系统研究了压力、储层物性等油藏条件对超临界CO_2扩散系数及浓度分布的影响规律,建立了超临界CO_2浓度场及扩散前缘的预测方法。实验结果表明,超临界CO_2在致密岩芯(0.06 mD)中的扩散系数为10~(-12) m~2/s数量级,扩散系数随着初始注气压力的升高而增大,最终趋于平缓,但在临界压力点附近出现最大扩散系数;扩散系数随基质渗透率和孔隙度增大而增大,随岩芯迂曲度的增大而快速递减。经过900 d扩散,扩散前缘仅前进了0.095 m,因此,在致密油藏CO_2吞吐现场作业周期内忽略扩散作用是合理的。在扩散后期,CO_2浓度梯度越来越小,扩散速度逐渐降低。     

泡沫稳定性能评价及泡沫分流效果试验研究

提供了一种泡沫分流酸化试验研究方法,对起泡剂、稳泡剂的性能进行了试验分析,采用多用途分流酸化试验装置分别进行了泡沫对岩芯的分流效果试验,不同渗透率岩芯的分流效果试验,模拟实际酸化施工过程的分流酸化试验。结果表明,采用泡沫分流技术,对并联岩芯酸化时能有效地实施分流,使低渗透岩芯吸酸量增大,能均匀改善不同渗透性岩芯的最终渗透率,提高酸化效果,同时采用该项技术有效地解决渗透率差异较大的多层油气藏均匀吸酸及均匀解堵问题,无需进行其它分层措施。     

塔河油田高温高盐苛刻油藏高效起泡剂优选与性能评价

 为进一步提高塔河油田高温高盐油藏的采收率,探索高温高盐油藏泡沫驱油的可行性,通过Ross-Miles 法,以泡沫综合值为评价指标优选了耐高温耐高盐起泡剂体系,评价其稳定性、表/界面张力和高温高压下泡沫起泡性能,并通过物理模拟实验研究了泡沫对地层的适应性和驱油效果。实验结果表明:优选的起泡剂为HTS-1 两性表面活性剂,高温高盐稳定性好,且能使油水界面张力降低到10^-1 mN/m 数量级;在高压高温下起泡剂的起泡和稳泡性能大幅度提高,且随着压力的增加,起泡性能有进一步增加的趋势;单管岩心物理实验证明泡沫对地层有较广的适应性,在一定地层渗透率范围下,泡沫的封堵性能随渗透率的增大而增强,超过一定渗透率后泡沫的封堵性能下降;驱油实验显示出泡沫能有效封堵高渗层,实现液流转向,并能提高洗油效率,采收率增值达到17%左右。     

致密油藏润湿返转提高采收率技术

针对致密油藏目前开采方式存在产量递减快、可采储量低的问题,通过构建基于离散裂缝网络的致密油藏润湿返转提高采收率数学模型,并编制相应全隐式数值求解算法,进一步研究了亲油储层周期注入表面活性剂方式的驱油效果及影响因素。结果表明:周期注入表面活性剂能够使储层产生润湿性返转,诱导自发渗吸,进而有效动用基质内剩余油,较目前开采方式可进一步提高采收率幅度10%;周期注表活剂的驱油效果随着原油黏度的降低、基质渗透率的增大或者压裂密度的提高而变好,当地层原油黏度低于7 m Pa·s、基质渗透率不低于0. 01 mD、裂缝间距不高于150 m时,周期注表活剂可取得明显的增油效果。     

高温低渗油藏中表面活性剂溶液渗吸效果影响因素研究

为进一步探究高温低渗油藏中表面活性剂溶液渗吸机理,以高温低渗的头台油田扶余油层为例,以渗吸过程中黏附功降低因子以及毛管力与重力比值N-1B为评价指标,通过实验研究了表面活性剂溶液组成、裂缝发育程度和岩石渗透率对渗吸效果的影响。结果表明:表面活性剂可有效改善岩心渗吸效果,但选择表面活性剂时,应在改变界面张力降低黏附功、提高洗油效率的同时兼顾界面张力对毛管力的影响,不应一味追求过低油水界面张力。类似扶余的低渗透裂缝性储层,随裂缝系统发育程度增加,毛管力与重力比值N-1B增大,基质岩石与裂缝系统之间的交渗速度加快,达到平衡时间缩短,渗吸采收率增加。实验岩心渗透率范围内,随岩心渗透率增加,油水交渗速度加快,渗吸达到平衡时间缩短,渗吸采收率增加。     

渭北长3裂缝性致密储层渗流特征及产能研究

为了研究基质与天然裂缝系统的渗流特征及其对产能的影响,以渭北油田长₃典型裂缝性致密储层为研究对象,通过核磁共振和室内测试综合实验,测定了储层渗流启动压力梯度的大小,基质和裂缝岩芯孔隙结构随围压的变化规律,基质和裂缝岩芯孔隙度随有效应力的变化规律及应力敏感系数,建立并验证了考虑启动压力梯度、基质与裂缝应力敏感差异的多级压裂水平井产能模型,分析了启动压力梯度、基质和裂缝应力敏感性对产能的影响规律。结果表明,拟启动压力梯度随着岩芯流度的降低而不断增加;裂缝岩芯的孔隙度应力敏感及渗透率敏感性均强于基质岩芯;基质应力敏感性对产能的影响更显著。因此,渭北长₃裂缝性致密储层的有效开发,应该考虑降低基质应力敏感性和启动压力梯度的影响。     

低渗透裂缝性油藏渗吸数值模拟研究

低渗透裂缝性油藏作为一种特殊的油藏,裂缝很发育,基质非常致密,普遍存在孔隙度小、孔隙压力低和储层渗透率低等特点。因此其采收率相对较低,开采成本较高,经济效益亦较低。低渗透裂缝性油藏的生产机理主要表现为裂缝系统中的水靠毛细管力作用渗入岩块排油。因此,亲水的致密岩块、水的毛细管自吸作用是主要的采油机理。应用数值模拟方法,建立双重介质模型。结果表明,裂缝发育程度、黏度比、基质毛管力大小、初始含水饱和度为影响渗吸的关键因素。明确了主要地质因素、开发因素对渗吸的控制作用和作用机理,为渗吸开发低渗透裂缝性油藏具有一定指导意义。     

渤海湾裂缝性稠油油藏开发主控因素分析

渤海湾裂缝性潜山稠油油藏具有稠油、裂缝、花岗岩基质及位于海上等特点,目前国内外尚无开发先例。为明确该类油藏开发中地质静态参数对开发的影响,通过控制变量法,改变单一参数变量,对影响该类油藏开发效果特有的裂缝倾角、裂缝方位角、裂缝密度、裂缝开度、裂储比及基质渗透率等关键地质参数进行了评价分析。研究表明,裂缝开度、裂缝密度和裂储比对裂缝产量影响较大;基质渗透率和裂缝密度对基质渗吸作用影响较大。建议该类油藏水平井与裂缝成45°部署;采油井尽可能部署在裂储比高、裂缝密度大的裂缝发育区,实现高的裂缝产出和基质渗吸贡献,实现最佳单井贡献。     

储层裂缝多参数定量预测及在闵桥油田的应用

运用岩芯观察统计及地应力场有限元数值模拟方法,基于应变能、表面能理论,采用格里菲斯岩石破裂准则,建立古、今裂缝参数计算模型,预测了闵桥油田阜二段低渗透砂岩储层裂缝密度、开度、孔隙度、渗透率等参数。研究发现,闵桥油田阜二段构造裂缝在阜宁晚期古地应力场中产生,在断裂带附近最为发育,走向以北东东向与北西西向为主。现今地应力对裂缝具有改造作用,裂缝参数高值区主要位于构造高部位,工区南部闵35断块裂缝最为发育,裂缝线密度约为1.5条/m,开度约为0.84mm,孔隙度约为0.26%,东西向渗透率约为94.00mD。受裂缝自身发育方向影响,裂缝南北向渗透率最小,低于5.00mD。     

低渗透砂岩气藏渗流特征及渗透率下限研究

针对川中须家河组低渗气藏含水饱和度高、气井单井产能低、稳产困难的现状,急需优化调整生产方案提高产能。为此,通过计算机断层扫描(computed tomography, CT)技术分析了不同类型储层的孔隙结构特征及其影响;其次,在地层条件下进行实验研究了不同类型岩心的气-水两相、气相单相的渗流特征,并确定了气藏开发的渗透率下限。研究表明,与孔隙度、孔喉半径相比,孔隙类型对渗透率的影响程度更高;随着含水饱和度的提高,气相流动能力大幅降低;束缚水条件下,孔隙型岩心内的气相流动存在启动压力梯度;当生产压差为16 MPa和20 MPa时,对应的渗透率下限分别为0.34、0.27 mD。实际生产过程中,可以通过控制含水饱和度、提高储层渗透率或生产压差的方式提高气井产能。该研究对掌握低渗气藏的气相流动特征、优化调整生产方案具有借鉴意义。     

低渗透油层压裂五点井网两相流动理论分析

在低渗透油层整体压裂基质-裂缝耦合的三区物理模型基础上,建立了考虑启动压力梯度的基质非达西渗流、基质-裂缝椭球流动、裂缝内非线性流动的三区耦合的理论模型,推导出了低渗透油层五点井网的整体压裂两相渗流数学模型. 对五点压裂开采井网的产量影响因素进行了分析,揭示了整体压裂基质-裂缝耦合两相流动开采变化规律.     

大庆敖南特低渗油层非达西渗流压裂水平井优化技术

为了反映特低渗透油层基质-裂缝-水平井耦合流动的非达西渗流规律,完善非达西渗流条件下压裂水平井非定常渗流产能预测方法,建立完整的数学模型。对大庆敖南油田压裂水平井进行了优化设计数值模拟研究,研究了裂缝长度、裂缝条数、裂缝分布、水平井长度、裂缝间距、裂缝导流能力等对压裂水平井开发效果的影响,揭示了整体压裂基质-裂缝耦合两相流动开采变化规律。该模型物理概念清晰,模型先进,计算结果与试验和矿厂动态数据变化规律相符和吻合,可有效指导现场进行水平井压裂优化设计。     

低渗透油藏泡沫驱影响因素分析

根据低渗透油藏的开发特征,对比分析了各种改善低渗透油藏开发效果的提高采收率方法优缺点,得出泡沫驱能提高波及效率和洗油效率,是一种较好的改善低渗透油藏开发效果的开采方法;采用正交试验分析法,在L9(34)正交表中设计了9种方案,进行了某低渗透油藏泡沫驱提高采收率数值模拟研究,分析了注入方式、段塞大小、表面活性剂质量浓度和气液比等因素对原油采收率的影响,优选出泡沫驱油的最优开发方案。与水驱开发方式相比,泡沫驱最优方案能提高原油采收率7.32%。     

低含凝析油低渗凝析气藏凝析油污染评价及解除方法实验

传统观点认为,低含凝析油凝析气藏对储层污染很小,即使渗透率低也影响不大,因此研究较少。针对低含凝析油的低渗透凝析气藏特点,建立了近井区凝析油污染评价方法,采用0. 086 2、0. 009 19 m D两种不同渗透率的孔隙型储层岩心,分别结合凝析油含量为25. 32、52. 59 g/m3的两种低含凝析油的凝析气样品,通过测试不同衰竭压力下气相有效渗透率的变化,来评价凝析气藏近井区凝析油污染程度,并反推污染程度最大的岩心对应的凝析油饱和度,然后选择上述污染程度较大的0. 009 19 m D岩心,采用分别注入0. 1干气,以及0. 05 HCPV干气+0. 05 HCPV甲醇的方法进行凝析油污染解除对比实验,结果表明:注干气岩心渗透率恢复程度达到39. 42%,注干气+甲醇岩心渗透率恢复程度可达50. 46%。该研究为低渗透凝析气藏凝析油污染程度评价及解除提供了一种新方法。     

考虑应力敏感性的低渗气藏压裂气井产能模型

 渗透气藏孔喉致密存在应力敏感性,而且气井投产前普遍进行压裂,因此建立考虑应力敏感性的气井产能模型具有一定的意义。选用塔里木低渗透气藏的岩心开展应力敏感性实验,实验表明低渗透气藏存在较强的应力敏感性,渗透率越低,应力敏感性系数越大,应力敏感性越强。将压裂气井的渗流区域划分为裂缝两端的径向流和裂缝两边的线性流推导了考虑应力敏感性的压裂气井产能模型。应力敏感对压裂气井产能有较大影响,应力敏感性越强的气藏,产能损失率越高,随着井底流压的降低,应力敏感性引起的产能损失增加。压裂是改善受应力敏感性影响的低渗气藏气井产能的有效途径。     

特低渗透砂岩储层应力敏感性实验

 应用室内低渗透物理模拟实验手段,研究了微裂缝发育和微裂缝不发育的特低渗透砂岩岩样的应力敏感性特征,并对比分析了两类样品的应力敏感性差异。研究结果表明,无论储层是否发育微裂缝,储层渗透率越小,其应力敏感性越强;微裂缝不发育时,渗透率小于2×10^-3μm²的储层应力敏感性较强且其强度随渗透率的降低而急剧增大,而渗透率大于5×10^-3μm²的储层应力敏感程度较弱;微裂缝发育的储层的应力敏感性明显强于微裂缝不发育的储层,有效应力增大时,微裂缝发育的储层的渗透率损失为微裂缝不发育的储层的2—3倍,而有效应力降低后,渗透率不能完全恢复,微裂缝发育的储层的渗透率损失约为微裂缝不发育的储层的5倍。研究结果对制定合理的特低渗透油田开发方案具有实际指导意义。     

超低渗透油层温度-应力-渗流的流固耦合效应

目的在于研究由于注入流体的温度过低而引起超低渗透油层渗透率和孔隙结构变化的温度-应力-渗流的流固耦合效应.实验选用了长庆超低渗油藏的岩心,在恒压和各种不同温度下测定了岩心的渗透率.实验结果表明:①随着温度的降低,岩心的渗透率不断降低,大约2/3的超低渗岩心在25℃左右时会出现裂缝直至断裂.在25~15℃温度段内,流体通过超低渗透多孔介质的渗透率对温度最敏感,其变化程度最大(要么降低的幅度最大,要么出现裂缝),且这种变化是部分不可逆的.②随着温度的升高,岩心的渗透率稍有增加,当温度再开始下降时,渗透率下降,温度下降到原始地层温度时渗透率的值比初始值要大,但增加的幅度不大.因此,注水开发低渗透和超低渗油田时应尽量避免冬季投产和施工作业.在正常的开发状态下应在合理的生产压差下,合理选择或保持适当的注水温度,尽量降低冷伤害对开发效果的影响,保持油藏的稳产和高产.     

固相颗粒对低渗透砂岩油藏注水开发影响研究

注入水中的固相颗粒直接影响低渗透砂岩油藏的注入压力和储层伤害程度。研究了3 种注入水（所含固相颗
粒累积粒度分布达到90% 时所对应粒径分别为1.24,5.05,9.91µm）的注入性和对油相渗透率的伤害程度,并考察其
对采收率的影响。结果表明：渗透率小于1.000 mD 的岩芯,注入水中固相颗粒的累计粒度分布达到90%（D90）的粒径
大于1.00 µm 时,严重影响了其注入性;在渗透率大于1.000 mD 的岩芯中,3 种注入水均具有较好的注入性。随着固
相颗粒D90 粒径的增大,岩芯油相渗透率的伤害程度增大,水驱采收率降低;随着岩芯渗透率的增加,较大粒径的颗粒
堵塞岩芯中小孔隙的油流通道,降低了水驱波及能力。结合固相颗粒D90 粒径的渗透率伤害率图版,岩芯渗透率大于
10.000 mD 时,注入水中的颗粒D90 粒径可以适当放宽到5.00µm。