加压时间对储层岩心渗透率的影响

目前储层应力敏感性研究仅限于有效覆压对渗透率的影响,忽略了加压时间对岩石变形的作用.在高压孔渗仪上用拟三轴岩心夹持器和天然岩心,考察了加压时间对岩石渗透率的影响,提出并计算了单位覆压下渗透率绝对变化速率和相对变化速率.结果表明,岩石变形或渗透率变化与时间有关,渗透率随加压时间的延长而降低.在加压初期渗透率变化幅度较大,随着时间的延长,渗透率变化逐渐变缓;幂函数在总体趋势上能拟合渗透率随时间的变化,其拟合误差在工程应用的合理范围内;基础渗透率大于4.6×10-3 μm2的岩心,渗透率下降主要发生在4 h内;渗透率绝对变化速率随时间的延长而降低;渗透率绝对变化速率和相对变化速率与岩石物性有关,岩心基础渗透率越高,渗透率绝对变化速率越大,相对变化速率越小.渗透率相对变化速率的建立,为储层应力敏感性评价提供了一个新的定量参数.     

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。     

基于数字岩心研究流体性质对裂缝性低渗透储层弹性参数的影响规律

为研究裂缝及流体性质对低渗透储层弹性参数的影响规律,采用X射线CT扫描技术构建低渗透储层岩石的3维数字岩心,应用图像处理算法加入定向排列的平行便士状裂缝,形成横向各向同性数字岩心,采用扩展的有限元方法计算含有裂缝的数字岩心的弹性模量,分析裂缝及流体性质对其弹性模量的影响规律。结果表明:裂缝纵横比和密度保持不变,随流体体积模量的增加,纵波各向异性参数呈线性趋势减小;裂缝密度和流体性质不变,随裂缝纵横比增加,储层岩石的弹性模量均呈线性增加;裂缝纵横比和流体性质不变,随裂缝密度增加,储层岩石的弹性模量也呈线性减小。     

岩石渗透率与应变相关特性的实验

鉴于岩石渗流理论尚不成熟的现状,采用实验模拟工程实际的手段,利用MTS伺服机进行瞬态法水渗实验,对实验结果以多项式形式拟合了岩石渗透率-应变方程.实验表明,在岩石变形过程中,渗透率与变形形式密切相关;所有κ-ε曲线都有最低点,岩石在弹性阶段其渗透率变化不大:岩石产生结构破坏后其渗透率远大于弹性阶段的渗透率,最高渗透率大多发生在软化阶段,少数发生在流动段末尾.     

致密砂岩储层黏土矿物晶间孔隙特征及其对物性影响的研究——以鄂尔多斯盆地延长组长6油层组为例

针对致密砂岩储层黏土矿物晶间孔隙定量表征不足的问题,以扫描电子显微镜图像和EDS能谱分析资料为基础,研究鄂尔多斯盆地延长组长6油层组黏土矿物及晶间孔隙的发育特征,将晶间孔参数定量化,对不同类型黏土矿物晶间孔进行定性与定量结合表征。在此基础上,根据矿物含量计算不同类型黏土矿物对储层孔隙度的贡献,探究其对致密砂岩储层物性参数的影响机制。结果表明,不同黏土矿物的发育特征及晶间孔特征有较大的差异;黏土矿物的孔喉和面孔率大小趋势为伊蒙混层>绿泥石>伊利石,类圆状孔隙和孔隙缩小型喉道发育较广泛;黏土矿物发育特征和孔隙结构是储层物性及剩余油分布的主要影响因素。     

时间步长对铜平衡熔点模拟计算结果的影响

采用二分搜索等温等压分子动力学方法和EAM(embedded atom method)势,对单质铜的平衡熔点进行计算,研究了不同时间步长对模拟计算结果的影响.结果表明:时间步长越小,熔点计算结果越接近实验值;当时间步长小于0.05fs后,进一步减小时间步长,熔点计算结果在计算精度范围内没有变化.     

令牌目的循环时间对PROFIBUS测控周期的影响

在对PROFIBUS的令牌总线协议和系统的测控周期深入分析后,利用休假排队理论对PROFIBUS系统进行建模,从理论上研究了令牌目的循环时间TTR对系统的测控周期的影响.说明了在一定范围内随着TTR的增大,测控周期会随着增大,之后将不再变化.     

非线性渗流对低渗气藏采收率的影响

 低渗透气藏开发过程中普遍存在非线性渗流,研究非线性渗流对采收率影响对于合理开发此类气藏具有一定意义。选取塔里木某低渗透气藏的岩心开展不同渗透率和含水饱和度条件下的非线性渗流实验,实验表明低渗透气藏存在启动压力梯度和较强的应力敏感性。渗透率越低、含水饱和度越高,启动压力梯度越大,应力敏感性越强,非线性渗流特征越明显。非线性渗流对低渗透气藏采收率有较大影响。启动压力梯度越大、应力敏感性越强的气藏,最终地层废弃压力越高,采收率越低。在低渗透气藏开发部署时,尽量寻找较高渗透率和较低含水饱和度的储层,优先开发。同时,井网加密调整、储层改造、降低含水饱和度也是提高低渗透气藏采收率的有效途径。     

确定低渗岩心渗透率随有效覆压变化关系的新方法

低渗储层岩心在有效上覆压力增大的过程中会表现出较强的应力敏感性。提出了一种定义应力敏感系数的新方法,通过室内物理模拟实验,分析得到了应力敏感系数与初始渗透率的关系式。结果表明,用该方法定义的应力敏感系数不受实验中所测数据点个数的影响,并且与实验岩心所受的最大围压无关;用二重乘幂函数式可表征出任意初始渗透率随有效覆压变化的关系,能方便地确定地层条件下储层渗透率,并能对油气井产能作出正确评价。应用该方法可以计算非均质油气储层开发过程中任意渗透率的变化动态,为建立低渗变形介质油气藏渗流模型及进行数值模拟奠定了基础。     

裂缝发育的特低渗透砂岩储层特征

 裂缝的发育对特低渗透砂岩储层有重要影响。基于室内实验数据,从孔渗关系、微观孔隙结构、应力敏感性及油水两相渗流等角度对裂缝发育储层的特征进行了分析,结果表明:与裂缝不发育的储层相比,相同孔隙度下裂缝发育储层的渗透率更高,孔隙度10%~20%时,裂缝发育储层渗透率约为裂缝不发育储层的3~5 倍;渗透率相同时,裂缝发育储层喉道半径分布范围更宽,大尺寸的喉道比例更高,主流喉道半径更大,渗透率主要由大喉道贡献;裂缝发育储层应力敏感性更强,有效应力增大引起的渗透率损失约为裂缝不发育储层的2~3 倍;裂缝发育储层束缚水饱和度和残余油饱和度均较高,两相共渗区范围窄,随着含水饱和度的增大,油相曲线急剧下降,水相曲线上凸型快速抬升,且幅度很大,无水采油期很短且期内采出程度低,见水后含水率急剧上升,最终采收率很低。     

考虑非达西渗流及毛管力的低渗油藏油水相对渗透率计算新方法

油水相对渗透率是描述储层多孔介质油水渗流的重要参数,而低渗油藏的油水相对渗透率不能用已有的公式计算获得。通过考虑低渗储层多孔介质中油水渗流特征,建立了考虑启动压力梯度及毛管力影响的低渗油藏非稳态油水相对渗透率计算方法。进行了非稳态油水相对渗透率实验。计算了不同影响因素下的油水相对渗透率曲线,并分析了各因素对油水相对渗透率的敏感性。研究表明,启动压力梯度作为油水渗流的阻力,对油水相对渗透率的影响更为显著。毛管力作为动力,仅对油相相对渗透率有影响,对水相相对渗透率无影响。当考虑启动压力梯度及毛管力作用时,计算的产油量及产水量最为准确,误差仅为2.41%和3.51%。     

鄂尔多斯盆地致密油储层覆压孔渗特征实验研究

覆压下岩石的孔渗变化往往会对油藏的后续开发产生一定影响。为了研究鄂尔多斯盆地致密油储层覆压孔渗特征,利用YC-4型覆压孔渗测定仪对鄂尔多斯盆地133块致密油岩心进行了覆压孔渗实验,并利用同步辐射成像技术,分析了3块不同渗透率岩心的微观孔隙结构特征。研究结果表明：(1)相对孔隙度比值和相对渗透率比值与有效覆压有很好的相关关系,随上覆压力的增加,其相对孔隙度比值和相对渗透率比值变化均较大,与传统的认识不同;(2)在油层条件下,其相对孔隙度、渗透率比值以及不可逆渗透率损失与渗透率均具有很好的半对数关系,在油层条件下的孔隙度、渗透率的值与在地面的孔渗差异较大,其影响不可忽略;(3)致密油岩心的渗透率越低,其微观非均质性越强,孔隙连通性越差。     

特低渗储层应力敏感性及对油井产量的影响

对长6某特低渗储层进行了系统的应力敏感性实验研究.研究表明:该特低渗储层岩石的应力敏感程度在26%~80%的范围,岩石的渗透率越低,应力敏感性越强;原始条件下地下渗透率明显小于地面渗透率,它们之间有较好的线性关系;储层岩石应力敏感伤害后,储层岩石的渗透率不能立即恢复,最终渗透率恢复率在68.6%~100.0%,岩石渗透率越高,渗透率恢复值越大;当岩石的渗透率小于0.5×10-3μm2时,储层岩石的应力敏感性明显增强.模型预测表明,当地层压力降低5MPa时,该储层岩石的应力敏感性对油井产量的影响在8.6%~35.7%,渗透率越低下降幅度越大.     

葡南油田低渗透储层应力敏感性研究

通过实验模拟地层在不同上覆压力下,孔隙度、渗透率的变化,研究低渗透储层的应力敏感性。其在增压过程中孔隙度和渗透率随着压力的增加而明显降低;在压力降低或撤除后,由于造成了岩石应力敏感性损害,孔隙度和渗透率不能恢复到原始的状态。低渗透储层应力敏感性的影响因素包括上覆压力的大小、加压次数、岩石覆压时间长短和流体饱和度的影响,在开发低渗透油田时应注意保持合理的生产压差、开采速度和降压方式。该研究为低渗透油藏的开发提供了理论依据。     

焖井时间对CO2吞吐开发低渗油藏影响机理研究

CO_2吞吐开发低渗透油藏具有投资少、见效快、见效时间长等优点,在开发复杂低渗断块油藏方面,其效果可与压裂法相媲美。影响CO_2吞吐采油效果的因素复杂,焖井时间就是其中一个重要参数。为此,针对室内实验存在最佳焖井时间这一现象,从CO_2移动前缘和开井生产时压力波传播前缘的相对位置关系分析了室内存在最佳焖井时间的原因;即CO_2移动前缘和开井生产时压力波传播前缘的相对位置不同,导致最终采收率及周期换油率不同,从而确定了最佳焖井时间。最佳焖井时间的确定对于提高低渗油藏开发效果具有重要作用。     

影响特低-超低渗透砂岩油藏开发效果的因素分析

以特低-超低渗透砂岩油藏为研究对象,应用恒速压汞技术深入分析其微观孔隙结构,通过低渗透物理模拟试验研究该类储层的应力敏感性、单相流体渗流以及油水两相渗流特征,并从微观孔隙结构角度进行解释,在此基础上讨论该类油藏开发效果的影响因素。结果表明:微观孔隙结构是决定和影响特低-超低渗透油藏开发难度和开发效果的根本性因素;当渗透率小于2×10-3μm2时,孔喉微细,储层动用难是开发面临的最核心的矛盾,但储层一旦得到有效动用,因其良好的喉道分选,开发效果会比较好;而当渗透率大于5×10-3μm2时,流体流动通道较宽,建立起有效的驱动压力体系较为容易,开发此类储层面临的关键问题是微观非均质性降低了储层的开发效果。