致密储层静态渗吸规律对提高采收率的影响

通过对水磨沟油区长8段致密储层岩心渗透率、边界条件及岩心长度对岩样渗吸采出程度与采出速率的影响研究，发现研究区储层岩心致密，渗透率相对较高的也仅为0.2mD左右，随着渗透率（0.02～0.2mD）增加，孔喉间连通性增强，故渗吸采出程度增加；渗流空间方向不同，导致渗吸速率不同，相同渗透率条件下，随着接触面积增大，岩心在渗吸方面表现越优，在致密油藏注水开发中，提高体积压裂时效将有效改善注入水与储层直接接触面积，将会使渗吸效果增强，从而提高采收率。     

致密油储层压裂后渗透率预测模型

致密油储层渗透率、自然产能双低的特点决定了开发致密油时,多采用大型水力压裂改造提高储层渗透率、初始产量以及最终采收率,其中压裂后储层渗透率是评价水力压裂效果和单井产能的重要参数。目前对于考虑多因素影响的致密油储层压裂后渗透率理论计算模型的研究尚有不足,大多利用实验测定或者试井测定,这类方法成本较高且操作较复杂,为此文章基于压降试井测试原理,以压裂施工曲线为基础,考虑压裂液漏失和裂缝扩展综合影响,建立了致密油储层压裂后渗透率预测数学模型,可以直接利用压裂施工数据计算出压裂后的渗透率。由于数学模型较复杂,可利用MATLAB软件通过差分离散迭代进行求解。以陆上某地区实际压裂数据为依据,经过计算分析表明,模型计算压裂后渗透率与试井解释渗透率较接近,而试井渗透率为储层有效渗透率,说明文章模型计算结果可信。进一步分析可知,模型的原理和试井原理相同,不同之处在于试井解释软件无法计算考虑压裂液漏失和裂缝扩展综合影响的致密油储层压裂后渗透率,而且试井解释软件需要的参数是要进行试井测试录取资料得到,而文章计算模型只需要在压裂过程中录取压裂施工数据即可,可以节约试井作业时间和成本,在实际矿场具有实用性。计算结果为致密油储层在压裂后的压裂效果评价、产能预测等提供了参考依据。     

致密油藏渗吸作用影响因素实验——以新疆油田X区块为例

致密油藏的经济开发主要依赖于对其储层的大规模体积压裂改造，然而在压裂过程中，压裂液在致密储层间滤失后会发生强渗吸作用，从而影响了压裂增产的效果。整体上，目前业内对致密储层间发生的渗吸作用影响因素的研究不够深入，已有的研究成果不足以支撑致密油藏的高效开发方案的设计工作。以新疆油田X区块为例，通过设计新型高精度电子式全自动静态渗吸测量装置并开展不同压裂液类型、润湿性、温度、界面张力的渗吸室内实验，研究发生在致密岩心中不同影响因素下的渗吸作用。结果表明：新疆压裂常用的滑溜水体系综合渗吸效果明显优于瓜胶体系；润湿性为亲水的岩石更有利于滑溜水发挥渗吸作用；高温下压裂液内部粒子粒径明显增大，导致渗吸采出程度下降；界面张力的变化可以改变渗吸毛管力及洗油效率，其最优值必须通过目的层岩心实验得到，而并非越低越好。为提高该研究区块致密油藏的渗吸采出程度，建议延长闷井时间。研究成果对致密油藏的压裂设计具有一定指导意义。     

页岩气井压裂后焖排模式

页岩气井水力压裂过程中注入液量大,但压裂后返排率往往较低,滞留压裂液对储层的影响仍不清晰。针对该问题,选取永川新店子构造YY1井龙马溪组的岩心,开展压裂液渗吸实验,并对比渗吸前后岩心物性、孔隙结构特征及电子显微镜下微观结构等参数的变化规律。实验结果表明：永川新店子构造岩心压裂液渗吸后,岩心平均孔隙度增大了50%,平均渗透率增大了25%,气体吸附量减少了35%,比表面积降低了40%;岩心沿层理方向产生了新的裂缝,并随着渗吸的持续进行,裂缝发生扩展和延伸,逐步沟通裂缝网络,增大了液体的渗吸面积;通过YY1HF井的现场试验发现,焖井30 d后再控产（6万m³/d）试采,产液量大幅度降低,气井生产稳定。研究认为,压裂后焖井有利于改善储层物性,增加渗流通道,压裂后返排应由小到大逐级控制油嘴排液,以提高气井采收率。     

致密油体积压裂水平井CO_2吞吐实践与认识

针对致密油体积压裂水平井弹性开发采收率低的问题,运用室内实验和数值模拟方法,以增油量和换油率为评价依据,结合水平井数据,优化了吞吐时机、注入总量、注入速度等吞吐参数。应用CO_2吞吐优化参数,选取YP1-7井进行现场试验,该井累计注入二氧化碳9 900 t,初期日增油17.4 t,增油效果明显。研究表明:致密油水平井体积压裂储层改造体积大、裂缝复杂,吞吐过程中不能实现混相;增膨、降黏是扶余致密油藏CO_2吞吐增产的主要作用因素。该技术在扶余致密油藏开发中具有较好的适应性,是提高致密油藏采收率的一项有效手段。     

适用压裂液性能评价的储层原位润湿性表征新方法

非常规油气储层具有孔隙结构复杂、非均质性强以及渗透率低等特点，压裂液在裂隙中的渗流侵入机制由毛细管压力与储层润湿性主导。因此，精确的原位润湿性表征对评价压裂液性能、构建完善的焖井渗吸驱油工艺以及优化压裂液配方等方面具有重要意义与工程应用价值。基于拓扑几何学Gauss-Bonnet定理和三维微观CT成像试验，建立了储层原位润湿性评价新方法。利用数字岩心重构模型和格子玻尔兹曼方法，模拟了压裂液在真实地层内的渗吸驱油过程，研究了储集岩不同的润湿分布对压裂液性能的影响机制。研究结果表明，基于拓扑几何学的润湿性表征方法的精度高达95%以上，同时可实现表征储集岩不同润湿特征的目的。同时，均匀强水湿状态下致密油的采出程度比混合中性润湿状态高33.8%，其渗吸驱油的效果更佳。储层的原始润湿状态通常具有混合润湿的特征，因此需要优化压裂液配方使储层岩石达到润湿改性和增加致密油采出程度的目的。     

压裂液对致密油储层人工裂缝渗透率的影响分析

对于致密油储层来说,目前国内外对其开采主要是通过压裂形成人工裂缝增加储层的渗流能力,提高原油产量。然而在压裂施工的过程中势必会造成压裂液对地层的伤害及对支撑裂缝导流能力的伤害。弄清压裂液对人工裂缝渗透率的影响因素,对于提高致密油储层压裂改造效果及提高原油产量有着重要的意义。本文是针对致密油储层的真实岩心人工裂缝,进行室内试验研究,主要从压裂液破胶液对人工裂缝的伤害出发,研究了破胶液对人工裂缝的伤害及对渗透率的影响,支撑剂的分布对人工裂缝渗透率的影响及破胶液对支撑剂分布的影响等几个方面进行了系统的研究。并得出了影响人工裂缝渗透率的主要因素是裂缝断面粗糙度、支撑剂的运移及裂缝表面的性质等。     

致密油藏CO2吞吐参数优化数值模拟研究

为提高致密油藏压裂后油井开发效果，基于河南油田ZD区块，通过压裂裂缝变导流物理实验确定基质及裂缝的渗透率-应力敏感性关系，应用数值模拟方法，确定致密油藏不同储层CO₂吞吐参数最优值。结果表明：在注入和闷井阶段，CO₂波及范围越来越大，波及范围内原油黏度明显降低，生产阶段CO₂随原油产出，动用范围较大；换油率随CO₂注入量或闷井时间的增加均呈现先上升后降低趋势，与CO₂注入速率呈正相关性，与吞吐周期呈负相关性；储层物性越好，最佳CO₂注入量及注入速度越低，最佳闷井时间越短，吞吐周期越多。在四类储层的ZA4121井开展CO₂吞吐试验，累计增油量为303.4 t,取得较好开发效果，换油率为0.16 t/t。研究成果可为致密油藏压裂后CO₂吞吐相关研究与应用提供参考。     

浅层裂缝性致密油藏缝网压裂技术

缝网压裂技术在基质渗透率极低、天然裂缝发育的致密油藏开发中有独到优势。利用数理分析方法研究了缝网压裂工艺的适用条件,认为储层天然裂缝发育和净压力大于水平最大、最小主应力之差是实施缝网压裂的必要条件。优化了压裂液、支撑剂、施工参数,并在J-10井进行了试验。净压力拟合结果表明,压裂后形成了裂缝网络系统,试验井日产油2t,取得了较好的改造效果。     

裂缝性致密砂岩气藏入井流体伤害规律

塔里木克深区块裂缝性致密砂岩储层具有埋藏深,孔隙度、渗透率低,裂缝发育,非均质性强等特征,不经过压裂增产措施难以达到工业开采价值。钻完井以及增产改造过程储层与工作液及其所携带的固体颗粒相接触,容易引起储层渗透率降低,从而导致产能降低。以人工劈缝的储层岩心为评价岩心,使用储层成像测井资料确定岩心裂缝宽度,对裂缝性致密砂岩储层钻井液/压裂液损害进行了评价。实验结果表明,在围压低于4.5 MPa的情况下,模拟裂缝岩心渗透率保持不变,模拟裂缝岩心渗透率与缝宽呈三次方关系;随着裂缝宽度的增加,压裂液伤害程度逐渐减小,但是钻井液伤害程度先增大后减小,存在一个伤害峰值;此外,一步酸可以显著提高裂缝渗透率,解除钻井液/压裂液伤害。该研究对低伤害新型工作液的研发以及储层保护措施的优化具有一定的指导意义。      

松辽盆地三肇凹陷扶余油层致密储层分类精细评价

精细评价的方法主要体现在精细分类和纵向细分层2个方面。通过沉积及砂体特征的精细研究,利用恒速压汞、高压压汞以及纳米微观分析等手段综合研究,认为扶余油层致密储层可以划分为2大类3小类,即Ⅰ-1,Ⅰ-2和Ⅱ类,其中致密油储层与常规储层的分界物性为孔隙度12%,渗透率1×10-3 μm2,孔喉半径为350 nm;其余Ⅰ-1和Ⅰ-2类以及Ⅰ-2和Ⅱ类物性标准分别以孔隙度10%和8%,渗透率0.25×10-3 μm2和0.1×10-3 μm2为界,对应的孔喉半径分别为150 nm和75 nm。通过纵向细分层精细12分的砂层组级研究,每一层砂层组内仅含有1～2个砂体,I类致密油集中发育在FⅠ2-1,FⅠ3-1以及FⅡ2-2砂层组。在分层落实不同类型致密油剩余资源后,通过致密油水平井钻探及大规模体积压裂,可以有效开发致密油资源。      

低成本致密油层水平井重复压裂新方法——以吐哈油田马56区块为例

吐哈油田马56区块致密油层水平井体积压裂后高产期短、一次采收率低，必须通过重复压裂提高产量，但常规重复压裂难以实现低油价下的水平井增产需求。为探索水平井低成本重复压裂新方法，通过分析区块前期生产特征，从提高采收率与体积压裂结合的方向出发，开展了岩心润湿、长岩心驱替、数值模拟以及注水现场试验等4项基础试验，验证大排量注水结合体积压裂工艺有助于恢复水平井产量，最终形成压前大排量注水蓄能（注入量为2倍采出量），再以高于初次压裂的排量进行全程滑溜水+小粒径支撑剂重复压裂，最后闷井5~15 d的重复压裂新方法。现场压裂试验取得成功，6井次压后平均日产油18.1 t/d，恢复到首次压裂产量77.4%；成本较首次压裂降低140万元/井次。该方法将笼统注水与重复压裂相结合，为致密油层水平井重复压裂探索出一条新途径。     

低渗储层泥浆侵入特征与时移电阻率测井评价

东海盆地低渗油气资源丰富,但低渗储层又极其敏感,做好东海低渗储层保护是实现低渗油气资源良好开发的先决条件,为此东海盆地先后使用了两种钻井液体系,分别是反渗透水基泥浆和白油油基泥浆。为了明确两种泥浆体系对低渗储层的侵入特征,开展了（0.1～1）×10?3 μm2、（1～5）×10?3 μm2、（5～10）×10?3 μm2三种类型低渗岩心侵入实验,实验结果表明,水基泥浆和油基泥浆均对岩心存在侵入现象,随着泥浆对岩心的侵入,引起不同程度电阻率的“低侵”和“高侵”特征,利用不同泥浆的侵入特性结合时移电阻率测井可以有效分析泥浆的侵入深度、流体性质以及可动水情况,为低渗储层井筒保护、油气层选段射孔提供有效的技术支持。     

致密油储层特点与压裂液伤害的关系——以鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7段为例

压裂是致密油开发的主要手段,在改造储层的同时又会带来储层伤害。以鄂尔多斯盆地延长组7段为例,依据储层物性、铸体薄片、电镜扫描、X-射线衍射、恒速压汞、核磁共振、CT以及敏感性测试等实验分析,研究致密油储层特点与压裂液伤害的关系。长7段属于典型的致密油储层,填隙物含量高达15％,易于运移和膨胀的伊利石占比大;孔隙、喉道皆为微米-纳米级别,孔喉连通性差,大孔隙常被小喉道所控制。长7段致密油储层属于中等偏弱速敏（岩心渗透率的损害率为0.33～0.48）、强水敏（岩心渗透率的损害率为0.14～0.28）、易水锁的储层,因此宜在压裂液配方中添加粘土稳定剂、防膨剂和助排剂以降低压裂液对储层的伤害;入井压裂液矿化度低于10 000 mg/L会产生盐敏伤害;压裂液残渣粒径为2.25～8.39 μm,对于致密油储层而言,滤饼、沉积、吸附堵塞和桥堵等伤害现象都存在。综合研究认为,采用低伤害压裂液是降低残渣伤害的主要办法。     

致密油藏活性水采油机理

注活性水相较于注水有诸多优势,在特低渗、超低渗油藏的实际开发中效果较好,因此可以借鉴到致密油藏的开发上。针对鄂尔多斯盆地X区块致密油储层,选取不同渗透率的岩心进行注水和注活性水驱油物理模拟实验,结合核磁共振技术,分析致密油岩心的微观孔隙结构、可动流体饱和度以及不同渗透率等级岩心的采出程度、残余油分布等。研究表明:大部分致密油油藏的孔隙为亚微米、微纳米孔,可动流体主要赋存于大于1μm的孔隙中;注活性水效果好于常规水驱,注活性水能够有效地动用微纳米孔中的原油;渗透率越低注活性水的驱油效果越明显,对于渗透率低于0.6×10~(-3)μm的致密油藏,建议采用注活性水开发。     

渗吸驱油型清洁压裂液技术研究

为实现低渗透油藏"压裂施工-渗吸驱油"一体化开发,室内成功开发出渗吸驱油型压裂液R60。该体系基于黏弹性表面活性剂,具有良好的增黏、交联性能,可以实现在线混配连续施工;压裂液在50℃、170 s-1下黏度大于35 mPa·s,与长8原油间的界面张力可达到3.4×10-3mN/m,能将亲油岩石表面的润湿性向亲水方向转变,岩心静态渗吸驱油效率达到35.64%,显示出良好的静态渗吸驱油效果。本实验研究结果,为进一步提高低渗透油藏增产改造效果提供新的实验支撑。     

鄂尔多斯盆地长7段致密油成藏物性下限研究

鄂尔多斯盆地延长组长7段致密砂岩储层在湖盆中心大面积分布,成藏期的储层物性下限是决定油气是否充注储层的重要参数。运用恒速压汞和纳米CT扫描技术分析了长7段湖盆中心渗透率小于0.3×10-3 μm2、孔隙度小于12%的致密砂岩储层的物性及微观孔喉特征。结果表明,其平均孔隙半径为160μm,喉道半径不超过0.55μm,均值为0.33μm。在分析致密油成藏期储源压差、原油物理性质及盆地流体特征的基础上,结合致密储层油气驱替模拟实验及最小流动孔喉半径法,综合确定了研究区长7段致密油成藏期油气开始充注时的孔喉下限为14 nm,孔隙度下限为4.2%,渗透率下限为0.02×10-3 μm2,要达到含油饱和度超过40%而实现致密油的大面积连续分布,孔喉半径下限应为0.12μm,孔隙度下限为7.3%,渗透率下限值为0.07×10-3μm2。      

东海某气井低渗储层特征评价及污染因素分析

东海深部地层低渗透油气资源储量巨大,受制于储层本身物性和钻完井施工影响,部分气井储层保护效果不理想。以东海某气井低渗储层岩心资料为基础,开展润湿性、非线性渗流、核磁共振、钻井液损害储层室内评价实验,揭示了低渗储层基本特征及渗流规律,评价了该类储层的可动用性。结合钻完井施工情况,进一步分析了导致该气井低渗储层污染的影响因素。研究表明,该气井低渗储层岩石亲水,孔喉细小,发生水锁后不易解除。低压力梯度下存在明显的非线性渗流特征。10 ×10?3 μm2以下储层可动流体百分数低于57.86%,属于三类储层,动用难度大。相比浸泡时间,钻井压差损害更大,压差应尽可能控制在3.5 MPa以内。     

大庆油田敖南区块扶余油层致密油提高采收率潜力评价

在致密油藏中,何种提高采收率技术可以取得更好的效果尚不明确.针对此问题,文中建立了由2条半缝组成的注采单元,借此对注水与注气在驱替和吞吐2种开发方式下的提高采收率潜力进行了分析,并研究了基质渗透率、注采间距对最终采收率的影响.结果表明:由于气体的注入性较强,因此注气的开发效果优于注水;对于基质渗透率为l.00×10-3...     

致密储集层补充能量方式分选及其界限

致密储集层孔喉狭小,流固耦合作用明显,各致密储集层产区注水及注气驱替技术实施效果迥异,分选合理补充能量方式是当前致密油生产上面临的难题。利用数值模拟方法开展致密储集层水平井分段压裂不同补充能量方式的生产效果研究,探讨分选补充能量方式的主控因素,并提出明确界限。研究表明,渗透率的差异是分选补充能量方式的关键。相较于孔隙半径,喉道半径对渗透率的影响较高,直接影响着致密油藏的动用程度和开发效果,同时反映储集层的微观特征,可作为致密储集层补充能量方式的分选参数。研究认为,可将主体喉道半径1.5 μm作为致密油储集层补充能量方式的分选界限。