注水开发对碎屑岩储层物性影响规律实验研究

针对渤海油田碎屑岩储层长期注水开发导致储层黏土矿物的含量及构成发生变化,进而影响储层的物性及油田开发效果的问题,采用注水模拟实验、岩心观测、扫描电镜、密闭取芯等手段对水驱前后储层孔隙度、孔隙结构、渗透率、岩心电阻增大率的变化进行了研究,并对其变化原因进行了分析。实验结果表明:在油田注水开发过程中孔隙度基本不发生改变。渗透率为(200～400)×10~(-3)μm~2的储层注水后期渗透率呈上升趋势,电阻增大率指数以及饱和指数下降,孔隙结构变化幅度较小。渗透率为(20～100)×10~(-3)μm~2的储层在注水后期渗透率呈下降趋势,电阻增大率指数以及饱和指数上升,孔隙结构变化幅度较大。     

压实作用对砂岩储层物性的影响

通过压实模拟试验对压实过程进行物理模拟,来探讨压实作用过程中砂体储层物性的变化规律.实验以中砂级长石碎屑颗粒为介质,采用自行设计和组装的压实模拟装置,对砂体的孔隙度和渗透率等储层物性所发生的变化进行分析和研究.模拟实验研究表明,在压实过程中,长石砂体孔隙度和渗透率的变化具有明显的分段性:在压实过程的初期出现了一个陡变带,随后出现了一个缓变带;实验数据分析表明,在压实过程中,孔隙度和承载压力之间存在良好的线性关系,孔隙度和渗透率之间存在良好的半对数关系,渗透率和承载压力之间存在良好的指数关系.这些关系的存在不因砂体成分的变化而改变.     

水驱砂岩油藏储层物性时变规律分析方法综述

油田水驱开发以来,受注入水影响,储层物性变化较大。砂岩油藏具有非均质性强,黏土含量高等特点,经过多年注水冲刷以及开采后期油水重力分异作用影响,储层易形成局部优势渗流通道,地下渗流场发生很大变化,进而影响油藏开发后期油水运动和剩余油分布规律。依据初始储层物性参数已不能有效指导开发后期工作。为全面了解水驱油田储层物性变化研究方法及应用情况,寻找适合不同油田开发后期适用性技术方法,本文进行了大量调研,认为通过采用取心资料分析、驱替实验、孔隙网络模型、孔喉结构分形表征等方法,可从微观角度对孔喉特征参数进行描述,是研究储层微观物性变化的重要手段;而借助密闭取心、水驱油实验、数值模拟技术可定量表征储层参数变化,是研究储层宏观参数变化的重要手段。通过总结砂岩储层时变分析各方法的优势及存在问题,以期在实际应用中采用合理方法研究储层参数时变规律,精准刻画不同流动单元内物性参数变化,建立动态地质模型,精确模拟开发中后期油田剩余油分布,为油田开发调整提供可靠依据。     

疏松砂岩注水破裂机理及完整性研究

常规的注水压力设计仅考虑裂缝开裂的压力,不能预测长期注水过程地层岩石物理参数及地应力的变化。从疏松砂岩注水过程近井筒周边受力分析入手,分析地层周边地应力及岩石力学性质变化,得到疏松砂岩在注水过程中拉伸及剪切破坏机理;并根据有效应力概念预测出地层孔隙度和渗透率变化。通过分析长期注水过程油藏及上覆盖层岩石物理性质及地应力的变化,建立以盖层的剪切破坏、拉伸破坏和断层的重新开启为依据的注水完整性分析模型。以乌干达Buffalo油田为例,通过数值模拟分析了地层参数及应力变化及不同注水压力敏感性分析,确定了该油田的安全注水压力,通过该方法大大提高了注水能力,在保证注水安全的情况下,为油田的增产增注提供了保障。     

注水开发对储层砂岩粒度分布的影响

通过对中国东部某油田老第三系沙河街组第三段中亚段砂岩储层注水开发前后粒度分布特征的对照研究 ,以及研究区块内由生产井带出沉积物粒度分布特征的对照研究 ,认为注水开发过程造成了储层砂岩极细砂粒级沉积物的丢失。由于这些极细砂的主要赋存状态是粗砂、以及砾级碎屑颗粒间的充填物 ,因而极细砂沉积物丢失可造成岩石物性和孔隙结构的一系列变化 ,尤其是渗透率的大幅度提高。同时也说明注入水的压差、流速、流体粘度和流动方式等物理学特征 ,以及储层本身的孔隙大小、孔隙度和渗透率等特征 ,在很大程度上是与极细砂级沉积物的搬运条件相适应的     

疏松砂岩储层敏感性评价方法

疏松砂岩胶结差,不能钻取柱状岩心,因此无法用常规储层敏感性评价方法进行评价。建立疏松砂岩敏感性评价方法即气体流速法和回收法,利用气体流速法测定岩心的速敏指数,通过流体动能定理,推导气测法测定岩心速敏的临界流速计算方法。给出利用回收法测定储层的水敏、盐敏、碱敏和酸敏特性的计算方法和敏感指数划分原则。结果表明:回收法适合于测定岩心的水敏、盐敏、碱敏和酸敏特性,适合于疏松和/或未胶结砂岩储层的敏感性测定;研究方法操作简便、理论依据充分、数据结果可靠。     

注水开发过程中疏松砂岩储层大孔道形成的模拟方法

以油层物理理论、渗流力学原理和油气藏工程方法等基础理论为指导,提出了低速层流条件下储层中描述大孔道的数学模型,推导出了注水开发过程中五点法注采井网下不同位置大孔道变化规律的关系式。并举例说明了在实际中如何应用这个数学模型进行模拟。模拟结果表明,该模拟模型能很好地模拟大孔道的变化规律。这为这一领域的深入研究提供了理论基础。     

疏松砂岩油藏注水开发声波速度的影响因素

由于疏松砂岩声波纵、横波速度的影响因素较多,因此有必要对各影响因素进行定量研究。在模拟地层条件下直接对岩心进行饱和、驱替试验,建立不同的油、水饱和度,并在驱替过程中进行了纵、横波速度的连续测试。结果表明：水驱至含水饱和度极限时,岩心纵波速度平均增加7．4％左右,横波速度基本不变;在水驱过程中,由于岩石骨架发生变化,岩石变得疏松,致使岩心纵波速度降低3．1％左右,因此水驱至含水饱和度极限时,最终的岩心纵波速度只增加4．3％左朽;埘于注水效果好的稀油油藏,温度及压力对声波速度的影响较弱,但是对于地层能量补充不充分的区块及稠油油藏,温度及压力埘声波速度的影响不能忽略。     

海绿石砂岩储层物性的差异性

为了解海绿石砂岩油藏的储层特征及其物性的差异性,文中应用岩心、镜下薄片等资料进行分析,研究发现海绿石砂岩的碎屑颗粒组分主要为石英和海绿石矿物,海绿石含量在5%~50%之间。储层孔隙类型以粒间孔为主,储层的非均质性较强。研究区主要发育中低孔、中低渗储层,海绿石砂岩储层内部孔渗的差异性变化主要受沉积微相、基准面旋回与岩矿微观结构的控制。在此基础上,微观结构中又可细分为刚性颗粒、粒径与微裂隙三类成因。一般来说,潮坪沉积的潮道微相,A/S相对低位区和刚性颗粒含量高、粒径较大和微裂隙发育是海绿石砂岩储层物性改善的有利条件。     

薄互层疏松砂岩储层时移地震AVO研究

针对薄互层疏松砂岩油藏特征,提出了基于各向异性介质理论的时移地震AVO响应分析方法。利用测井数据和实验室岩石物理测量数据,确定了适合目标油田储层的高孔低胶结岩石物理模型,利用移动平均法计算薄互层油藏Backus参数,从而计算岩石弹性参数变化和分析Thomsen参数变化,计算各向异性介质界面反射和透射系数,利用测井资料合成角道集,分析了油藏含油饱和度和压力变化时的时移地震AVO效应。模拟数据分析表明,疏松砂岩对油藏有效压力变化十分敏感,含油饱和度与压力变化时,PP波和PSV转换波的时移地震AVO响应是不同的。研究表明,地震模拟是进行时移地震可行性分析和有效区分油藏压力与含油饱和度变化的重要工具,对于充分挖掘我国油田潜力具有重要意义。     

砂岩储层配伍性注水水质方案研究

注入水与储层岩石和流体具有良好的配伍性,是油田注水开发(特别对于中低渗透砂岩储层)过程中“注够水、注好水”的前题条件,其配伍的程度直接影响注水井的吸水能力。因此,必须根据配伍性要求,对注入水的水质进行规范。文中从注入水损害地层机理出发,阐述了评价注水水质指标的技术思路,提出了配伍性注水水质方案的决策思路,并研制了相应的配伍性注水管理软件,对提高配伍性注水的操作与管理水平具有重要的指导意义。     

低渗油藏储层物性及敏感性对高速注水效果的影响

低渗透油藏具有孔隙度小、非均质级差大、敏感性强等特征,注水开采效果差异较大。本研究开展室内长岩心高速注水实验,探究不同储层物性及敏感性对采出程度和压力传导的影响。结果表明：岩心渗透率越低,高速注水效果越明显,低渗岩心注入端压差是高渗岩心的8.5倍,采出程度是其1.04倍;裂缝的存在会导致蓄能效果下降,裂缝长度占比从12.5%上升到37.5%,最终采出程度降低4.5%,蓄能效果降低26%;水敏越强的岩心在低矿化度注入水的注入能力变低,使驱替压差大幅提高,但采出程度相比无水敏时降低21.5%;注水速度越高对岩心的采出程度和采油速率提高的越显著,高速注入压力为低速注入的2.5倍,注采压差为低速注入的6倍以上,注水速度存在最佳值为1.5mL/min。该研究结果对低渗油藏注水开发生产具有重要指导意义。     

深部砂岩力学实验及储层开采出砂影响规律

为研究深部储层砂岩在高温、高压、高应力状态下的开采出砂规律及主控因素,以克深区块为研究对象,开展了相应的岩石力学实验和数值模拟分析。实验岩心取自该区块致密砂岩储层,通过实验获得了高温高压下岩石的弹性模量、内聚力和内摩擦角等参数及其变化规律。结合实验结果和该地区地质特征,建立了深部砂岩储层直井开采热流固耦合模型,并利用有限元软件进行求解;通过分析储层Mises应力、等效塑性应变等参数变化特征,结合出砂判别标准,得到了不同开采条件下的出砂影响规律。采用正交试验设计方法进行了出砂敏感性因素分析,获得了其出砂的主控因素。研究结果表明：水平地应力的非均匀程度对储层开采出砂的影响最大,岩石胶结强度和生产压差的影响次之,地层温度变化影响相对较小。     

姬塬油田长8砂岩储层物性特征研究

以长庆姬塬油田刘卯塬区域长8储层为研究对象,通过亚汞试验的方法研究了储层的物性特征和砂岩孔隙发育结构,同时探讨了地层敏感性方面的内容。研究结果表明：该区域砂岩结构十分致密,油层物性较差,孔隙细微,连通性差,姬塬长8储层敏感性以弱伤害程度为主,少量样品呈现出中等偏弱伤害程度,敏感性对储层伤害有一定影响。     

注汞压力对致密砂岩储层物性下限分析的影响

最小流动孔喉半径法是目前常用的储层物性下限确定方法,它以岩芯压汞资料为基础,对岩石微观孔隙结构 与渗流能力的关系进行定量分析,进而确定储层物性下限。研究表明,过高的注汞压力可能影响岩石孔隙结构状态, 这引发了注汞压力的高低是否会对物性下限分析产生影响的思考,应该如何选取恰当的压汞数据来获取符合实际地 质情况的物性下限值。目前,这些问题还没有得到明确和有针对性的研究。以川中P 地区致密砂岩气藏为例展开了 较为深入的研讨。分析结果表明,当注汞压力从30 MPa 增加到200 MPa 时,最小流动孔喉半径法确定的有效储层物 性下限数值呈下降趋势。当注汞压力接近目的层位地层压力时,分析结果与生产测试等结论吻合较好。     

涩北二号疏松砂岩气田出水规律研究

涩北二号气田是柴达木盆地的大型生物气田,岩性疏松,气层多而薄,存在边水,气水关系复杂。气田开发过程中气井出水普遍,出水量差异较大,产量递减较快,因此,认清气田出水规律是确保气田控水稳产的基础。以生产动态数据为基础,研究了气田各层组产水特征及水气比上升规律;通过气井出水水源的多因素合理识别,将气田出水井归结为4 种类型;并通过边水水侵量及水侵速度的计算,明确了气田不同层组边水水侵类型,认识了不同层组不同方向上的水侵速度不同;最后,通过地层累计含水率分布的计算,有效地确定了不同层组水侵前缘位置,为下一步气田控水、气井产量合理调整及气藏稳产奠定了基础。     

储层损害对致密砂岩气体传质效率影响实验研究

在致密砂岩储层流体敏感性、工作液损害评价基础上,利用岩心流动仪开展储层损害后致密岩样气体传质实验,探讨储层损害程度与类型对致密砂岩气体传质影响.实验结果表明,外来液相、固相侵入储层造成不可逆的储层损害,损害程度越高气体传质效率越低,即使增大驱替压差也不能恢复致密砂岩气体传质能力.研究揭示,实现全过程储层保护将是致密砂岩气藏经济开发的重要保证.     

致密砂岩储层物性的主控因素分析

以鄂尔多斯盆地上古生界下石盒子组盒二段储层为例,综合利用岩心、测井以及各种分析化验资料,通过储层沉积学、岩石学和成岩作用的研究,详细探讨了该区致密砂岩储层物性的主控因素.研究结果表明,盒二段储层属于辫状河流相沉积体系,沉积微相在宏观上控制了储层物性的空间分布,其中辫状河主河道微相物性最好;在砂岩的岩矿组成中,随石英含量的增加,长石、岩屑等含量的减少,储层物性变好;研究区经历了较强的成岩作用,其中压实作用、胶结作用对储层原始孔隙起到破坏作用,导致储层致密,低孔低渗,但溶蚀作用可以在一定程度上改善储层的储集性能,次生孔隙发育带的识别将是致密砂岩气藏勘探的一个重要方向.     

渤海油田疏松砂岩储层动态出砂预测

出砂风险的准确预测是有效预防出砂的关键技术之一。目前渤海油田采用的出砂预测方法多为静态法,未考虑油田生产过程中地应力、含水饱和度、地层压力亏空和生产压差等因素变化对地层出砂的动态影响,预测结果与实际情况存在偏差,对防砂方式的设计指导偏笼统。基于储层动态出砂影响因素及机理分析,以目前渤海油田常用的定向射孔井和水平裸眼井两种完井方式为研究对象,结合井壁力学稳定性分析,建立了渤海油田疏松砂岩储层全生命周期动态出砂预测方法。该方法可充分考虑地应力、含水率、生产压差、压力亏空等关键因素对储层出砂的动态影响,实现储层开采全生命周期出砂风险动态预测和分析。应用表明,该预测方法更为精细、准确,更贴合疏松砂岩储层出砂实际情况,有助于进一步优化防砂方式,达到降本增效的目的。     

裂缝对大庆台肇地区低渗透砂岩储层注水的影响

在裂缝分布特征研究的基础上,对大庆台肇地区裂缝对注水的影响进行了分析。结果表明,该区葡萄花低渗透砂岩油层发育有近东西向、北西向、近南北向和北东向4组高角度构造裂缝,裂缝的储集能力较弱,主要起渗流通道作用。受现今地应力等因素的影响,上述4组裂缝在井口的开启压力分别为15.1,19.6,27.8和28.0 MPa,反映了不同方位裂缝在油田注水开发过程中的开启序列。目前,该区的注水压力基本超过了东西向裂缝的开启压力,因而东西向裂缝的注水反映特征十分明显。根据不同方向裂缝的渗流特点,采用线性注水、动态调配水、周期注水、层断间注及高含水井关井间抽等措施,进一步完善注采系统,可有效地提高注水开发效果。