致密砂岩静态渗吸实验研究

为了研究致密油岩心的渗吸作用、机理及影响因素,建立了致密岩心渗吸实验装置,进行了致密砂岩岩心油水渗吸实验,研究了温度、压力和表面活性剂等因素对致密岩心油水渗吸效果的影响,分析了渗吸效率随时间变化曲线、曲线特征点及渗吸影响因素,得到了致密砂岩岩心渗吸规律及特征。结果表明,渗吸作用主要发生在基质岩心的表层,温度对渗吸的第二个阶段有较大的影响。单面致密油岩心油水渗吸效率在10%左右,地层条件下油水渗吸效率在25%左右。     

低渗油藏岩石压敏性及其对渗吸的影响

针对裂缝性低渗透油藏基质中大量原油滞留而采不出来的特点,结合岩芯压敏性实验和渗吸实验,分析了该类油藏周期注水过程中的作用机理.进行了不同渗透率岩芯静态渗吸实验、岩芯的渗透率压力敏感性实验、不同压降条件下的渗吸实验,并将三者实验结果进行了比较分析.研究结果表明,渗吸采收率随着岩芯渗透率的增大而先增大后减小;岩芯渗透率损失主要是发生在有效压力增大的初期阶段;降压幅度和降压速度对渗吸采收率的影响趋势是先减小后增大;周期注水过程中,压力波动幅度较小时,岩芯压敏性起主要作用;当压力波动幅度较大时,压力波动产生的内外压差起主要作用.     

静态渗吸对致密油开采效果的影响及其应用

致密油储层的孔喉细小、渗透率低,使得开发难度较大,但是以毛管力为基础的静态渗吸作用对致密油的开采十分有利。利用自行研制的静态渗吸实验测量装置,进行了大量室内实验,研究出致密储层的渗吸规律及其影响因素。实验结果表明,温度升高,静态渗吸采出程度明显增加;静态渗吸采出程度受边界条件的影响;降低地层水的矿化度,渗吸采出程度增加。另外,对实验结果进行无因次化处理,曲线归一性较好,可用于估计实际致密储层的渗吸开采效果,这对提高致密储层的采收率具有重要的指导意义。     

实际地层温度压力条件下的渗吸实验研究

采用低渗透砂岩岩心进行实际地层温度压力条件下的渗吸实验,分析低渗透砂岩注水吞吐过程中的渗吸规律,并与常温常压渗吸实验进行了对比。实验表明,常温常压渗吸效率为18%~24%,平均为21%;前6 h岩心渗吸速率最快,为0.8~1.7 %/h。实际地层温度压力条件渗吸效率为24%~31%,平均为27%;第1轮次渗吸速率最快,为2.6~3.6 %/h。与常温常压渗吸相比,实际地层温度压力条件下能提升渗吸效率5%~7%,渗吸速率也明显高于常温常压渗吸,分析认为实际地层温度压力条件下可增加渗吸动力、减小渗吸阻力,更有利于发生油水置换。建立了渗吸深度理论计算模型,得出岩心渗吸波及的深度为0.25~0.63 cm,认为前期快速渗吸阶段进入的深度属于厘米级范围,渗吸深度随渗吸效率的增加而增加。综合研究认为,提高地层压力和进行大面积压裂可有效提高渗吸效率。     

龙马溪组页岩的渗吸特征及其影响因素

页岩储层压裂改造过程中, 压裂液的返排能力与页岩渗吸特性有重要关系。以四川盆地龙马溪组页岩为研究对象, 研究页岩的渗吸特征, 并讨论了页岩渗吸特征的影响因素。页岩渗吸过程大致可分为快速渗吸阶段、渗吸过渡阶段、后期渗吸阶段三段; 页岩层理面将加大页岩的渗吸速率和渗吸能力; 页岩对油的渗吸速率和能力明显小于水; 不同阳离子类型可以有效抑制页岩中黏土矿物的水化作用, 降低页岩渗吸的能力和速率, 相同质量分数下不同阳离子类型对页岩渗吸能力的抑制力顺序为K⁺ >Na⁺ >Ca²⁺。     

裂缝性低渗透油藏的渗吸机理及有利条件

为了研究渗吸作用的机理及有利条件,通过渗吸实验再现了裂缝性低渗透油藏介质中油水置换过程。实验表明:润湿性是裂缝性低渗透油藏渗吸驱油的主要影响因素之一,故用润湿性因素对渗吸机理判别方程进行了修正。结果表明:修正后的渗吸机理判别方程更适用于油藏介质的实际情况;并以此为基础,研究了裂缝性低渗透油藏介质发生渗吸驱油的充分条件,确定了各个影响因素之间的主次关系,为裂缝性低渗透油藏开发提供了理论依据和设计原则。     

十二烷基硫酸钠对致密砂岩渗吸的影响

通过核磁共振测试的方法开展了致密砂岩的自发渗吸实验, 对此研究了致密水湿岩心和中性岩心的 自发渗吸特征, 分析了不同质量分数的十二烷基硫酸钠对致密中性岩心渗吸的影响。渗吸实验结果表明, 致密水湿 砂岩的采收率在6 0%以上, 致密中性砂岩采收率在3 5%以上, 渗吸采油的方法可以作为致密油开发的一种有效方 式。研究也发现, 无论是中性润湿的致密砂岩, 还是致密水湿砂岩, 十二烷基硫酸钠都可以使岩心内油滴分散变小, 改善油珠的流动情况, 从而提高致密砂岩的渗吸速度。十二烷基硫酸钠也能够显著提高中小孔隙, 尤其是中性岩心 中的小孔隙内油相的动用程度, 从而提高渗吸采收率。在实验条件下, 质量分数为0. 0 5%的十二烷基硫酸钠在提高 致密中性岩心渗吸采收率方面效果最佳。     

一种吸渗曲线测定新方法

本文针对致密岩样吸渗曲线测定误差大的问题，提出了一种新测定方法，并对该方法的原理、实验情况作了较详细介绍．实验表明该方法测定精度高，简单易行．     

裂缝性特低渗油藏渗吸效果影响因素实验研究

注水开发已成为裂缝性特低渗油藏开发的必由之路,但由于储层微裂缝发育,非均质严重,油水井暴性水淹,导致水驱采收率较低。渗吸采油是该类油藏重要的采油方式,利用室内实验,系统研究了注入水矿化度、岩芯渗透率、含油饱和度、表面活性剂、原油黏度和温度等因素对特低渗油藏渗吸效果的影响。结果表明,在裂缝性特低渗油藏的开发过程中,当周围环境注入水矿化度小于岩芯内地层水矿化度或加入表面活性剂均可显著提高渗吸程度;渗透率越高,原油黏度越小,含油饱和度越大,毛细管渗吸作用越强,最终渗吸采出程度越大;温度的升高可提高初期渗吸速率,但最终渗吸采出程度基本相同,温度不是影响裂缝性特低渗油藏渗吸效果的直接因素。     

致密岩心带压渗吸的影响因素实验研究

为研究不同因素对于带压渗吸效果影响,结合低场核磁共振技术,开展5 MPa压差(基质外部流体压力与孔隙压力之差)作用下的致密砂岩带压渗吸实验,研究边界条件、初始含水饱和度、层理方向和矿化度等因素对带压渗吸的影响.结果表明,接触面积越大,渗吸置换效率(也称采收率)越高;初始含水饱和度越高,渗吸置换效率越低;沿垂直层理方向钻取的岩心样品渗吸置换效率高于平行层理方向岩心样品;矿化度越高,渗透压差越大,渗吸置换效率越低.研究结果为深入探讨带压渗吸作用,提高致密砂岩油藏采收率的内在机理提供参考.     

利用NMRI技术研究致密储层静态渗吸机理

全球能源紧缺迫使人们将注意力转移到潜力巨大的致密油上。但是其低孔、低渗的特点使其在开发过程中面临诸多挑战,以毛管力为基础的静态渗吸作用成为开采这类储层的有效方式。为了更清楚地了解流体在致密岩心孔喉中的静态渗吸过程,将核磁共振可视化技术与静态渗吸实验相结合,阐述了核磁共振成像和T₂ 谱图测试致密岩心静态渗吸排驱效果的原理。核磁共振成像技术能够给出岩心孔隙中流体的二维空间分布,有助于直观了解不同时刻下各孔喉中的静态渗吸排驱效果。T₂ 谱图能量化体现出致密岩心的静态渗吸排驱效果与机理。T₂谱图所预测的采收率与质量法渗吸实验所测的采收率一致,从而验证了核磁共振成像技术评价致密储层静态渗吸采收率的可行性。该研究旨在为致密储层的开发和评价奠定重要的理论基础。     

致密油藏自渗吸提高采收率影响因素研究

针对致密油藏现有开发方式下产量递减快、可采储量低的问题,通过建立双孔双渗致密油自渗吸提高采收率数学模型,研究裂缝密度、基质渗透率、毛管力、原油黏度等因素对自渗吸提高采收率效果的影响。研究发现,注入表面活性剂使亲油致密储层产生润湿性反转,诱导产生自发渗吸,从而可有效提高基质原油的动用程度;渗吸采油效果与裂缝密度正相关,裂缝越密,基质比表接触面积越大,渗吸强度及采油速度也越快;渗吸采油效果与毛管力正相关,改变润湿性的同时应尽量保持界面张力水平;渗吸法采油适用于原油黏度较低、基质渗透率较高的亲油致密油藏。     

C r 3+聚合物凝胶与水交替注入调驱效果和机理分析#br# — — —以渤海油田储层条件为例

针对矿场减缓吸液剖面反转技术需求, 以渤海油藏储层为模拟对象, 以注入压力、 含水率和采收率为 评价指标, 开展了“ C r 3+聚合物凝胶+水” 交替注入调驱方式增油效果实验及矿场研究。结果表明, 调驱剂进入储层 中低渗透层, 一方面扩大了波及体积, 另一方面增加了渗流阻力和吸液启动压力, 引起吸液剖面反转。采用“ C r 3+ 聚 合物凝胶+水” 交替注入调驱方式, 不仅有利于增强C r 3+聚合物凝胶前置段塞对高渗透层的封堵作用, 还可进一步 发挥后续水段塞转向进入中低渗透层后的驱油作用, 从而减缓甚至消除调驱剂进入储层中低渗透层后引起的吸液 剖面反转现象。L D 5 - 2油田 A 2 2井实施“ C r 3+聚合物凝胶+水” 交替注入调驱工艺后, 压力明显提高, 有利于增强驱 替剂扩大波及体积效果。     

Hysteresis of saturation-capillary pressure relations under consecutive drainage-imbibition cycles in fine sandy medium

The hysteresis of saturation-capillary pressure (S-p) relations was investigated in a fine sandy medium under consecutive drainage-imbibition cycles, which resulted from scheduled water level fluctuations. A drainage-imbibition cycle starts with a drainage process and ends with an imbibition process in sequence. The saturation and capillary pressure were measured online with time domain reflectometry (TDR) probes and T5 tensiometers, respectively. Results show that the relation between the degree of hysteresis and the number of the drainage-imbibition cycles is not obvious. However, the degree decreases with the increase of the initial water saturation of the imbibition processes in these drainage-imbibition cycles. The air-entry pressure of a sandy medium is also found to be constant, which is independent of the drainage-imbibition cycles and the initial water saturation of the drainage process. In all the imbibition processes, parameter α of the van Genuchten (VG) model decreases with the increase of the initial water saturation, which corresponds positively to the magnitude of the hysteresis.     

周期注水实验研究及力学机理探讨

周期注水是提高纵向非均质性油藏采出程度的一种重要方法。由渗吸实验及周期注水物理模拟实 验结果可知, 岩心在经过一定程度水驱后, 再进行渗吸, 很难继续提高采收率。对纵向非均质性较强的油藏进行周 期注水, 采出程度有明显提高, 但随周期数的增加, 采出程度的增幅呈递减趋势。通过毛管束模型对非均质油藏周 期注水过程中的力学机理进行分析, 可以得出, 渗吸作用停止的条件是毛管中的流体达到受力平衡; 连续注水采出 程度趋于稳定后转为周期注水, 此时周期注水的主要影响因素为毛管力的变化量, 而与毛管力的大小无直接关系; 高低渗层之间由于注水波动引起的附加压差是促使毛管力发生改变的诱因。     

周期注水吸入过程机理研究

在油藏周期注水开发中,毛管的驱替和吸入过程是交替进行的.如果吸入过程的时间很短,吸入过程就无法完全达到平衡,致使流体交换不充分.基于此,引入吸入过程平衡时间的概念,利用一维岩芯数值模拟技术,分析了实际油藏周期注水吸入过程机理,并研究了油水黏度比、毛管力、含水饱和度等参数对吸入过程平衡时间的影响.结果表明:油水黏度比过大、毛管压力差太小及高的含水饱和度都会造成平衡时间增加,使实际周期注水中的吸入过程无法达到平衡,致使周期注水效果变差;特别是在高含水阶段,由于含水饱和度高、毛管力小,吸入过程达到一次平衡所需时间长,致使高含水饱和度情况下停注时间远小于吸入过程平衡时间,从而造成周期注水无法达到预期效果.对周期注水吸入过程机理的研究为油藏周期注水合理工作制度的制定提供了有效的依据.