致密油藏自发静态渗吸实验及影响因素

自发渗吸对致密砂岩油藏的注水开发有着重要意义,理想情况下自发渗吸驱油效率可以达到50%以上,目前国内外学者对致密储层自发静态渗吸研究不够系统和深入,实验模型不能真实和全面地反映储层物性及流体对自发渗吸的影响规律。针对以上问题,设计制作了典型区块致密储层天然岩芯和人造岩芯,开展了致密储层多因素自发静态渗吸实验,系统研究了渗吸时间、岩芯长度、岩芯孔隙度、地层水矿化度、岩芯渗透率、初始含水饱和度、界面张力及润湿性对致密储层渗吸驱油效率和渗吸速度的影响程度,定量评价了不同因素下渗吸驱油效果的变化规律。结果表明,影响渗吸驱油的主要因素为润湿性、孔隙度、渗透率、界面张力,初始含水饱和度次之,岩芯长度及地层水矿化度对渗吸驱油效率的影响最弱,作用强度最小,研究结果对致密储层有效注水开发提供了实验和理论依据。     

大庆喇嘛甸三类油层三元复合驱室内实验研究

通过统计学方法,分析了喇嘛甸三类油层储层物性特征及黏土含量特征,指出了三类油层黏土矿物含量最高的是SI油层组.通过表活剂、碱的静态吸附实验方法,明确了黏土含量大小对三元复合驱的影响程度.通过敏感性实验方法得知了喇嘛甸三类储层敏感性特征为中等及弱碱敏,说明喇嘛甸三类油层适合进行三元复合驱采油.通过三元复合驱替实验方法,得出强、弱碱三元复合驱实验可以有效提高采收率,对于黏土含量高的储层应该采取弱碱三元复合驱.     

莺琼盆地高温高压砂岩气藏储层应力敏感性实验

高温高压气藏储层应力敏感性评价对储层在地层温压条件下的真实物性变化特征的正确认识及开发方案的合理设计都至关重要。本文选取莺琼盆地某气田物性不同的3块岩样,在温度140℃、压力2~70 MPa下进行覆压实验,结合压汞和X射线衍射实验,研究孔隙度、渗透率与净上覆压力之间的变化关系。结果表明,孔隙度、渗透率与净上覆压力之间的关系可通过幂函数形式进行良好的表征,且可分为三个阶段,其对应的孔渗参数变化幅度占比约为36:13:1;岩样的应力敏感程度与其基础孔渗无关,与矿物成分及微观结构相关;硬质组分含量越少,孔隙度应力敏感性越强,硬质组分含量越少、喉道半径越小,对应的渗透率应力敏感性越强;在同等条件下,渗透率应力敏感性明显高于孔隙度应力敏感性,二者相差约4~10倍;与常规评价方法相比,以气藏温压条件下的孔渗参数作为起始点而得到的孔隙度和渗透率应力应敏感性将分别降低65%和38%左右。该文为该地区高温高压砂岩储层应力敏感性研究提供了实验支撑。     

老油田储层物性参数变化规律研究

以小集油田为例,研究了老油田注水前后,储层孔渗参数变化的不同特征与剩余油的合理开采的关系。在比较小集油田水淹前后取芯井孔隙度与渗透率参数变化的基础上,提出其储层物性参数的空间变化特征有3种类型,即孔隙度与渗透率主频分布变窄型、孔隙度与渗透率向高值收敛增大型和孔隙度与渗透率数值均匀增大型;探讨了沉积韵律、含水特征与3种孔渗参数变化类型的相关关系;根据油田注水后,注入水的冲刷作用对孔渗变化的影响,讨论了油藏物性参数的时间变化特征。研究表明,确定不同的孔渗参数变化类型,并有针对性地设计注采方案,是合理挖潜剩余油的有效途径。     

苏里格气田致密砂岩储层孔渗分布及地质意义

通过分析鄂尔多斯盆地苏里格气田盒8段储层孔渗数据,开展孔隙度、渗透率分布的研究。致密砂岩储层孔渗分布宏观上不具有正态分布或对数正态分布特征,但按岩性分别统计,石英砂岩、岩屑石英砂岩和岩屑砂岩的孔隙度和渗透率均具有正态分布或对数正态分布特征。结合6种正态分布参数对不同岩性储层的表征结果表明:石英砂岩储层物性较好,岩屑石英砂岩储层物性次之,岩屑砂岩储层物性较差。岩屑砂岩表现出强非均质性,石英砂岩次之,岩屑石英砂岩非均质性相对较弱。在天然气开发中,石英砂岩储层应为首选目标。建立储层孔渗关系时,按岩性分别对孔渗数据的分布进行正态性检验,当孔渗数据的分布符合正态分布时,建立的孔渗关系才是有效的。     

长岩芯驱替中不同位置的相渗曲线计算

相对渗透率是一个解释多相不可压缩流体在多孔介质中流动的复杂影响的重要参数,以便校正达西单相流动
方程。但是影响相对渗透率的因素很多,如：流体饱和度、岩石物性、润湿性、历史饱和度（滞后效应）上覆压力、黏土
及颗粒含量、黏度、温度、表面张力、束缚水饱和度、驱替速度和末端效应等。利用桓冠仁、沈平平的均质岩芯一维渗
流相渗推导结果,考虑长岩芯驱替室内实验中一维岩芯排列的非均质性和长岩芯逐级调和排序的特点,利用Matlab 软
件拟合出逐级调和平均渗透率与岩芯累计长度的关系,并反求出绝对渗透率倒数与累计岩芯长度的关系,将关系式由
离散模型转化成连续模型,并代入一维均质相渗模型,利用WC 油田长岩芯驱替实验数据计算出长岩芯驱替过程中不
同位置的相对渗透率曲线,计算结果是可靠的。     

扶余油田水驱开发储层参数变化实验研究

为了研究扶余油田进入高含水阶段后储层参数变化规律,在该油田检24和检25两口井的不同层位选取具有对比性的岩芯共12块。根据测井解释渗透率,将岩芯按高、中、低渗层位分组。分别对测定的油水相对渗透率曲线、储层孔渗参数及孔喉结构变化进行了研究。对实验结果分析发现,经过长期水驱开发,储层油水相渗曲线,两相区变宽,水相相渗端点值变高,储层孔隙度和渗透率都有所增大。该研究成果对目前油田高含水、高采出阶段评估油田开发潜力,确定下一步挖潜方向具有重要意义。     

裂缝性致密砂岩油藏渗吸驱油效果影响因素

裂缝性致密砂岩储层物性较差,非均质性强,且发育微裂缝,注水开发效果较差,渗吸驱油作为致密油储层水驱采油的一种主要机理受到越来越多的关注。室内以鄂尔多斯盆地某油田裂缝性致密砂岩储层天然岩心为研究对象,通过自发渗吸实验,评价了原油黏度、注入水矿化度、温度、渗透率、润湿性以及表面活性剂对渗吸驱油效果的影响。结果表明,原油黏度越低,注入水矿化度越低,温度越高,渗透率越大时,渗吸驱油采收率越高;其中润湿性对渗吸采收率的影响最为显著,岩石越亲水,渗吸驱油效果越好;阴离子型表面活性剂ZYL-1能够通过改变岩石表面润湿性和降低油水界面张力来提高渗吸驱油采收率;加入0. 3%ZYL-1后的周期注水最终采收率可以达到45. 6%,远远高于单独水驱时的28. 9%。矿场试验结果表明,注入表面活性剂ZYL-1关井渗吸驱油后,取得了显著的增产效果,说明间歇式周期注水和表面活性剂渗吸驱油相结合的方式能够提高裂缝性致密砂岩油藏的采收率。     

基于砂岩组构分类评价的储层渗透率预测

依据以砂岩岩石学特征为基础的不同类型储层孔渗定量关系渗透率预测模型,对川西新场地区上沙溪庙组Js2气藏储层渗透率进行研究。结果表明:研究区储层砂岩以次生孔隙为主,孔渗相关性差,以孔隙度参数进行的储层评价结果与产出状况匹配性差;根据岩石成份、结构和储集空间发育情况对储层进行分类,建立不同类型储层的孔渗定量关系渗透率预测模型,可明显提高孔隙度和渗透率之间的相关性;根据不同类型储层与测井特征的匹配关系,可实现储层类型的测井判别;在提高孔隙度测井解释精度的基础上,利用测井解释孔隙度,分别用不同类型储层的孔渗定量关系渗透率预测模型计算渗透率,可提高渗透率求取精度,从而提高致密砂岩储层渗透率预测水平。     

储层临界物性对岩性圈闭油气成藏的意义——以准噶尔盆地东部白家海凸起侏罗系储层为例

准噶尔盆地东部白家海凸起侏罗系岩性油气藏发育,同一个区带上不同岩性圈闭的成藏机理存在差异性.针对岩性圈闭多元控油、主元成藏的特征,从岩性圈闭成藏主控因素中的储层临界物性出发,采用孔渗交会法和含油产状法,结合试验分析,对白家海凸起彩43井区侏罗系西山窑组的地层条件含油临界孔隙度进行研究.同时尝试从地层条件下的含油临界孔隙度、含油临界渗透率及含油孔喉特征等方面,对西山窑组现今及白垩纪末期的储集层含油性进行分析,发现常规实验室条件下侏罗系储集层的含油临界渗透率为0.1×10-3μm2,临界孔隙度值约为11.5%.垂向上储集层的含油临界孔、渗物性随埋深变化.采用有效含油孔隙度、有效含油渗透率和优势流动系数3个储集层临界物性参数进行分析,发现储层临界物性对白家海凸起侏罗系油气藏形成具有明显的控制作用.     

强碱三元复合驱储层物性变化特征研究

三元复合驱技术是油田高含水后期进一步提高采收率的重要手段,但是强碱三元复合驱后对于的储层的伤害是不容忽视的,为了更好的研究微观孔隙变化情况我们通过微观孔隙实验利用原子力显微镜和OCA接触角测定仪对于空隙结构变化以及接触角进行了检测和详细分析。结果表明：三元复合驱后,储层岩石向中性润湿变化,Ca2+与阴离子活性剂间的结合作用有可能使硅石表面从水湿向油湿转化,表面活性剂对油藏岩石的润湿作用受地层水中无机离子协同作用的影响。     

英东一号构造储层特征及采收率分析

针对英东一号构造储层开展大量的室内实验,利用最新钻井岩心开展岩心粒度、压汞、薄片鉴定、X衍射、等方法对英东一号构造主力油层油砂山组储层岩性、物性、孔隙结构特征进行了分析,结果表明该区储层黏土含量高、水敏矿物发育、储层岩石胶结以孔隙胶结为主、分选性好、孔隙以原生粒间孔为主、储层属中高孔、中渗砂岩储层.室内岩心润湿性和驱油效率实验分析表明,英东油田油砂山组油藏为强亲水油藏,有利于水驱开发.从注气提高采收率效果进行了评价分析.英东地区由于储层跨度大,油气交错分布,气源充足,气油比高,因此注气具有很大优势.水驱后气水交替能一定程度上防止干气较快突破,对中高渗组和低渗组岩心水驱后气水交替比直接干气驱采收率分别提高了23％和10％.明确油田储层微观孔隙结构特征、明确注气提高采收率的方法对英东油田今后开发方案的制定有重要意义.     

多倍水驱下岩心接触角变化

疏松砂岩在水驱开发过程中,由于水长期冲刷,有的油田驱油效率比初始预测的采收率还要高,而润湿性是影响多倍水驱后油水在岩石孔喉中的微观分布和决定着极限驱油效率的关键因素。但是油层岩石的润湿性很复杂,至今没有令人满意的方法来测量油藏岩石的润湿性,实验室中主要依靠接触角法、吊板法、阿莫特法、自动吸附法等。为了研究多倍水驱条件下水驱倍数和黏土含量对润湿性的影响水平,先进行多驱替倍数水驱油实验,并对不同黏土含量的人造岩心驱替不同倍数后分别切薄片,把薄片置于白油中用上海中晨数字技术公司生产JC2000D3的视频光学接触角测量仪采用座滴法测量不同薄片的接触角,这样即可知道水驱倍数及黏土含量分别对润湿性影响的规律。实验结果表明,多倍水驱下驱替倍数和黏土含量都会影响岩心的润湿性,多倍水驱后水滴在岩心薄片上接触角变小,黏土含量增加,接触角变化幅度增大。因此,长期多倍水驱后润湿性基本上从亲油状态向亲水状态转变,这对储层中油相的运移是有利的。     

聚合物溶液在岩心中的运移阻力及主要影响因素

聚合物溶液对地层渗透率、孔隙度等参数的影响,对储层的开发方案调整措施至关重要,同时由于聚合物作为一种储层外来液体必定对储层产生影响,因此研究储层对地层的敏感性有着重要的现实意义。试验研究分析了储层对聚合物的速敏性,调查研究了聚驱后的速敏性变化,探索聚后储层渗透率的变化规律和地层内流体流速之间的相互影响程度,测量分析了速敏性的临界流速,然后通过数据比对和分析得出速敏程度。分析结果表明:聚合物溶液注入岩心后,地层中之前易迁移微粒会被其黏住,改善了地层开采环境,同时聚合物溶液会导致岩心地层无速敏性,有益于聚驱后对储层的在此开发。     

喇嘛甸油田三类油层三元复合驱注入方案优选研究

首先进行三元复合驱室内岩心实验,对三类油层三元复合驱段塞组合驱油效果进行评价,然后用Petrel软件建立试验区相控地质模型,应用CMG软件中的STARS模块,对喇嘛甸油田三类油层三元复合驱不同段塞组合注入方案进行数值模拟研究。三类油层室内岩心驱油实验研究表明,天然岩心中水驱最终采收率为45.32%,进行三元段塞组合驱油最终采收率较水驱提高了12.48%,三类油层比一、二类油层更为均质,更适合以提高驱油效率为主要机理的三元复合驱;数值模拟结果表明,4种三元复合驱段塞组合方案中,方案5的最终采收率为52.67%,最终采收率比不加密井网水驱开发提高了13.94%,比加密井网水驱开发提高了9.79%,综合含水率下降了9%左右,确定方案5为最佳的注入段塞组合方案。     

海相稠油油藏高倍数水驱岩心润湿性实验及微观机理

中国南海珠江口盆地海相砂岩强边底水稠油油藏,采用水平井、大液量和天然能量开发。由于水驱倍数高,储层经过强烈冲刷,储层润湿性发生改变,从而影响水驱渗流特征。目前关于高倍数水驱储层润湿性变化的研究集中于陆上稀油油藏,对于海相沉积的稠油油藏研究偏少,且微观机理解释不多。本文改进了常规润湿角实验规范和流程,首先利用不同黏度油样和地下岩样进行高倍数水驱实验,然后测定高倍数水驱后岩心润湿性,研究原油黏度和驱替速度对岩心润湿性变化影响。结合X-衍射定量分析、扫描电镜、稠油四组分含量测定实验结果和分子动力学模拟方法,从矿物成分变化和极性物质含量方面,分析了润湿性变化的微观机理。结果表明:原油黏度越大,高倍数水驱前油湿性越强,高倍数水驱后接触角变化的绝对值越大;当原油黏度为150 mPa·s时润湿性改变的潜力最大;水驱过程岩心黏土矿物含量的变化和岩心表面油膜的破坏是润湿性转变的重要因素。该成果对海相稠油油藏提高采收率具有指导意义。     

原油沥青质吸附与沉积对储层岩石润湿性和渗透率的影响

原油沥青质吸附引起的油藏岩石润湿性改变和沥青质沉积对储层孔喉的堵塞是造成储层损害、导致油井产能下降的重要机理之一。首先 ,采用改进的自吸速率法和分光光度法 ,研究了原油沥青质吸附所引起的砂岩岩样润湿指数的变化 ;然后 ,利用岩心流动实验方法 ,定量评价了稠油沥青质沉积对储层岩石渗透率的影响。实验结果表明 ,岩心润湿指数随沥青质吸附量的增加而减小 ,从而导致油相的相对渗透率降低。地层水的离子组成是影响水湿性的主要因素之一。地层水所含无机阳离子的化合价价数越高 ,它与沥青质的协同作用所引起的润湿指数下降的程度越大。储层岩心油相渗透率下降的程度与沥青质沉积量和储层岩心的原始渗透率有关 ,沉积量越大或原始渗透率越低 ,则油相渗透率下降幅度越大。因此 ,对于原油中富含沥青质的油藏 ,特别是稠油油藏 ,尽可能抑制沥青质的吸附和沉积是保护储层的一项重要措施。     

CO2驱中岩石性质变化

 CO₂驱作为一种成熟而且具有广阔应用前景的提高原油采收率(EOR)技术,越来越受到各国重视。CO₂驱中,CO₂溶解于地层水后与岩石产生反应,改变岩石的孔隙结构、润湿性等。为确定CO₂驱后岩石的孔隙结构、润湿性的变化规律,本文针对大庆F油层实际情况,在模拟油藏条件下,通过实验方法对天然岩心展开CO₂驱中岩石性质变化的室内研究。结果表明,注入的CO₂改变岩石的孔隙结构、渗透率以及润湿性等。随着CO₂与岩石接触时间增加,岩石中小孔隙及大孔隙所占比例增加,中等孔隙所占比例减小,渗透率逐渐增大,亲水性逐渐变强。这是由于CO₂溶于水后显酸性,与岩石孔隙表面的矿物成分发生反应,改变了岩石孔隙表面矿物组成和岩石的孔隙结构。