不同有机物连续驱替对岩心渗透率的影响

在油田开发的过程中,由于钻井、完井、压裂等原因引起的机械杂质对油层的污染、地层流体中细菌的滋生、地层本身的结垢和结蜡等,对地层产生很大伤害,使油井产量下降。基于各种不同有机物连续驱替对岩心渗透率影响的实验,通过用煤油、混苯、大阳离子聚合物、小阳离子聚合物分别对不同渗透率的8块人造岩心和8块天然岩心进行驱替,测量出不同时间间隔下不同时间点的岩心渗透率,分析总结渗透率变化曲线,研究有机物对人造岩心和天然岩心的渗透性的影响,从而得出岩心渗透率在有机物驱替条件下的变化规律。     

应力敏感对裂缝性高温高压气藏产能的影响

通过实验在高温高压下采用降内压的方式进行渗透率应力敏感性研究.以地层原始有效应力为第一个点,通过逐级升降岩心内压,测定不同有效应力下岩心的渗透率值,研究岩心渗透率的伤害程度和应力敏感岩心渗透率的恢复能力,通过拟合有效应力与渗透率关系式,求得不同裂缝发育岩心的应力敏感系数,研究裂缝水力缝宽的闭合规律.实验共选取了4块岩心,基质岩心1块,人工网状缝岩心3块.对比研究基质与裂缝岩心应力敏感的差异性,以及不同裂缝发育程度的应力敏感性.     

红河致密砂岩油藏注CO_2可行性室内评价研究

红河油田是典型的特低孔致密油藏,采用常规注水开发方式难以经济有效动用。采用室内物理模拟实验手段,从CO_2与储层和地层原油的配伍性、注入能力及储层注入界限等方面,探讨了红河油田注CO_2开发的可行性。实验结果表明,红河油田储层注CO_2流体不会产生堵塞,CO_2与储层原油配伍性较好;相同渗透率下,CO_2驱的注入指数为注水指数的8倍,且注CO_2驱是一个比较稳定的过程,注CO_2驱相对注N2驱来说,突破的时间较长,在较低渗透率的时候,没有出现较快突破的情况;结合非线性渗流、恒速压汞实验技术,发现当渗透率低于0.08 mD时,注CO_2的压力梯度呈明显升高的趋势,确定0.08 mD是注CO_2驱的储层渗透率下限。综合实验结果表明,红河致密油藏注CO_2驱开发在技术上是可行的。     

高温高压气藏高矿化度地层水结盐实验研究

针对高矿化度地层水的影响,开展高矿化度地层水结盐实验研究。研究结果表明,当压力下降到30 MPa时,开始出现结盐现象,颗粒漂浮于地层水中;当压力下降到10 MPa时,大量颗粒附着在观察窗表面,说明结盐在低压条件下才能发生。在地层水-天然气体系中,结盐后Cl~-和Na~+含量的变化较大,Ca~(2+)、SO2-4及HCO-3等离子含量小幅降低。地层水经过岩心后密度降低10%,岩心上有明显的白色晶体,电镜扫描图上有明显的结晶颗粒,结晶盐以NaCl为主,伴有其他盐晶体。结盐造成孔隙度和渗透率损伤。原始渗透率越低,损伤越大,说明结盐对低渗透或特低渗透气藏的影响不可忽略。     

渤中34-2/4油田注入水相容性研究

根据渤中34-2/4油田注入水与地层水特征,通过结垢软件预测了注入水与地层水的结垢趋势,静态结垢实验得到了注入水与地层水的结垢量,动态结垢实验评价了注入水结垢对岩心渗透率的伤害程度。结果表明,该油田注入水与地层水相容性较差,注入过程中会产生碳酸钙垢,最大结垢量为1 199mg/L,结垢量为800mg/L时,岩心渗透率伤害程度较大,达到32%。对比了有机磷酸和聚合物两大类共6种阻垢剂的阻垢效果,确定了针对该油田阻垢效果较好的为PBTCA阻垢剂;加入该阻垢剂后,静态阻垢率达85%,动态实验中岩心渗透率的伤害程度降低到13%。     

尕斯油田注入水和地层水混注对储层的影响

利用溶度积规则预测尕斯油田注入水和地层水混注时储层的结垢类型,在此基础上通过天然岩心流动实验,分析注入水和地层水混注时地层渗透率下降的影响。结果表明,混注水在储层中主要生成CaCO3垢,储层渗透率有明显下降,且当混注水以1∶1注入时储层的渗透率下降最大。     

CO2和地层水、储层配伍性实验研究

针对CO2 驱油方法在近年来得到人们的广泛重视,它在国内尤其在国外应用广泛,取得了良好的驱油效果的实际,研究了注CO2 采油过程中,当CO2 到达储层后,与地层原油、地层水以及储层岩石相互接触,发生一些物理化学性质的变化,使得储层的渗透能力也发生变化的问题.利用中原油田提供的地层水及储层岩石样品进行了CO2 和地层水、储层配伍性的实验研究.测试了注CO2 前后岩芯水测渗透率的变化情况,并进行了原因分析.实验结果表明:注CO2 过程中不会产生碳酸钙沉淀堵塞孔道降低储层渗透率;相反由于CO2 溶解于水中生成碳酸溶蚀了岩石的某些胶结物,使岩石渗透率得到改善.     

含CO2天然气藏气 － 水相渗特征及其影响因素分析

吉林油区天然气藏富含CO_2,且存在底水和裂缝。气-水相渗流特征室内实验结果显示,气-水相渗曲线形状及特征点数值与实验条件密切相关。在相同的岩心条件下,温度、压力或CO_2体积分数越高,则水相相对渗透曲线偏离坐标原点越远,而两相渗流区域也越宽;同时等渗点向右上方移动,且束缚水饱和度越低,则气相相对渗透率上升越快,束缚水饱和度下的气相相对渗透率值也越大,从而更有利于气-水两相渗流。     

基于三机理模型的孔隙半径分布对页岩岩心表观渗透率的影响分析

为了研究实际状态下页岩岩心中页岩气的表观渗透率及其变化规律,在考虑孔隙内壁的粗糙性、孔隙中的吸附层以及孔隙的弯曲程度的基础上,建立新的实际状态页岩气在单一孔隙中流动时的三机理表观渗透率模型。基于此模型,将岩心等效为不同半径的弯曲圆管束,建立页岩岩心中页岩气的表观渗透率模型,计算岩心中黏滞流、Knudsen扩散以及表面扩散对表观渗透率的贡献大小,分析不同孔隙半径分布和岩心中最大孔隙半径对表观渗透率的影响。结果表明:岩心中大孔隙对表观渗透率的影响远远大于小孔隙;随着最大孔隙半径的增加,不同孔隙分布之间的表观渗透率差异越来越小;低压下或低孔隙半径条件下,表面扩散对表观渗透率的影响不可忽略;油藏条件下,相对于Knudsen扩散和表面扩散,页岩岩心中的黏滞流对表观渗透率的贡献占主导地位,而表面扩散的影响可以忽略。     

煤岩水敏性机理研究及防治

通过静态观察实验以及岩心动态流动实验, 研究了煤岩吸水膨胀对储层的影响, 揭示了煤岩水敏机 理, 提出了防治煤岩水敏的方法。水敏实验结果表明, 煤岩很容易发生水敏, 对地层产生较大伤害。膨胀实验显示, 煤粉在低矿化度的流体中更易发生膨胀。对煤粉充填压实岩心进行的流动实验结果表明, 黏土矿物水化膨胀, 产生 微粒运移, 使渗透率下降, 对储层的伤害具有不可逆性, 而 KC l对抑制煤岩膨胀具有很好的效果。     

超临界CO2增透煤热流固耦合模型与数值模拟

针对中国绝大多数高瓦斯煤层渗透性低以及低渗透煤层强化抽采瓦斯效果不理想的现状,结合超临界CO₂强扩散和溶解增透孔隙介质等独特优点,依据超临界CO₂作用后煤微观孔裂隙的演化特征,得到煤微观孔隙率和渗透率演化方程,根据孔隙率的变化确定损伤变量,考虑体积应力、温度、孔隙压力及超临界CO₂溶解增透作用的影响,建立超临界CO₂作用后煤的热流固耦合力学模型,利用ABAQUS软件提供的场变量子程序,结合PYTHON脚本和子程序二次开发功能,实现低渗透煤层注超临界CO₂增透规律数值模拟。结果显示：超临界CO₂注入后,注气孔周围煤体内体积应力、温度及孔隙压力变化明显,随着距注气孔距离的增加,影响程度逐渐减弱,并趋于稳定;经超临界CO₂作用后,注气孔周围煤体内不断萌生新的孔裂隙,并与原有的孔裂隙相互贯通,随注气时间的延长各级孔裂隙不断向煤体纵深演化发展,煤微观孔隙率较注气前提高了2个数量级;超临界CO₂的致裂增透作用引起煤体不同程度的损伤,距注气孔越近,损伤程度越大,损伤增加越快,注气时间越长,损伤增加的幅度越大;煤微观孔裂隙的有效发育为煤层气的扩散渗流提供了更多的运移通道,使煤体渗透系数较注气前提高了3个数量级。     

晋城无烟煤煤中CH4和CO2运移规律研究

基于三轴应力条件下,煤岩有效应力、吸附膨胀量和渗透率的一体测试,研究了晋城无烟煤吸附甲烷和二氧化碳后,渗透性随有效应力改变和煤岩吸附膨胀效应的变化规律.认为煤岩吸附膨胀量和孔隙压力的关系可用兰氏方程描述;煤岩渗透性同有效应力、吸附膨胀量均呈负指数函数关系,同时结果表明:甲烷和二氧化碳在晋城无烟煤中的扩散方式不同,煤岩对甲烷的吸附膨胀符合单孔气体扩散模型,而对二氧化碳的吸附膨胀符合双孔气体扩散模型,且甲烷的吸附膨胀速率小于二氧化碳的吸附膨胀速率;煤岩饱和吸附后,各孔隙压力条件下的初始渗透率与孔隙压力呈幂函数关系减小.针对晋城无烟煤,同等条件下煤岩吸附甲烷后的渗透率为吸附二氧化碳后渗透率的1.14～1.51倍,大部分在1.30倍左右.     

吉林油田某凝析气藏区块水锁损害评价及解锁研究

水锁损害是低孔低渗油气田损害的主要方式之一,严重影响油气田的正常开采。为找出影响水锁效应的主要因素及解除水锁损害的有效方法,采用来自吉林油田某凝析气藏区块的岩样,通过储层岩心室内水锁损害实验,对储层岩心水锁前后的气相渗透率的变化程度进行研究,定量评价岩样水锁程度,认为含水饱和度、孔喉半径小、黏土矿物中水敏感性伊利石、伊蒙混层的高含量及其毛发状、丛生状凸起的结构特征是造成水锁效应的主要原因。在此基础上,评价了甲醇、滑溜水和注N₂解除水锁损害的效果,实验证明,N₂解锁效果最好,渗透率可以恢复到最初的30%左右,注甲醇解锁效果好于滑溜水,且最佳注醇量为0.4 PV。     

大庆F油层孔隙结构特征对相渗特征影响研究

油水相对渗透率曲线反映了油水两相在多孔介质中的流动规律,而微观孔隙结构特征是影响相渗曲线形态的重要因素。分析了孔隙结构特征参数对储层渗透率和相渗特征的影响,发现大庆F油层的空气渗透率随孔隙半径和分选系数的增大而增大,随结构系数的增大而减小;束缚水饱和度和等渗点饱和度随孔隙半径和分选系数的增大而减小,随结构系数的增大而增大;水相端点渗透率随孔隙半径和分选系数的增大而增大,随结构系数的增大而减小。储层物性、相渗特征参数与孔隙结构特征参数均为幂函数关系。     

孔喉体积定量预测新方法

压汞数据估算的孔喉大小能评价圈闭的封闭能力和解释地层烃类聚集的有利部位，是储层研究中的一个重要参数。但是，压汞测试昂贵，因而一个地区这种资料少，而常规岩心分析资料如孔隙度和渗透率数据往往比压汞测试资料丰富很多，是否可以根据岩样的孔隙度和渗透率的大小反演岩样的孔喉体积分布，或反演毛管压力曲线？利用分形几何学的原理和方法，实现了利用常规岩心分析资料如孔隙度和渗透率等反演毛管压力曲线，建立孔喉体积分布预测模型，为非取心井段的孔隙结构研究开避了新途径。通过实际资料验证，该方法预测结果精度较高。     

砂岩储层的毛管压力曲线反演模型

储层孔喉分布是储层评价的重要研究内容。储层孔隙度和渗秀是储层微观孔隙结构特征的宏观综合表现。通过对来自吐哈、辽河、胜利和四川德阳等地区油气田393个砂岩样品汞测试资料及物性数据的多元统计分析研究,成功地发现了对于砂岩储层,孔隙度和渗透率（特别是渗透率）与岩样不同孔喉大小的体积分布有密切的相关性,建立了毛管压力曲线反演模型,即储层孔喉体积分布预测模型,解决了在一个地区部分层段、部分井因缺乏压汞测试样品或岩芯资料给储层孔隙结构研究带来的困难,有利于正确评价工区储层孔隙结构的非均质性。     

高含盐油藏储层参数变化微观实验研究

用微观实验方法研究高含盐油藏水驱储层参数变化的规律与机理．采用真实岩心制作而成的微观孔隙模型进行水驱实验，研究了驱替速率、含盐量、岩心渗透率、注入水性质、驱替孔隙体积倍数等因素对储层参数变化的影响，并且对实验模型进行跟踪摄像，建立了高舍盐油藏的动态地质模型．实验结果表明：水驱后渗透率有增有减，与普通砂岩油藏相比，渗透率变化有明显的滞后现象，孔隙度变化都呈增加趋势；水驱过程中存在微粒运移的现象．盐的溶解是储层参数变化的根本原因；作为胶结物形式存在的可溶性盐的溶解，造成了岩石颗粒的脱落和运移，它是储层参数变化的直接原因．     

三元复合驱采出污水回注渗透率的影响因素分析

基于大庆油田三元复合驱采出污水回注对地层存在的损害现象,研究了污水回注渗透率的影响因素。采用室内水驱实验方法,对三元复合驱采出污水中悬浮物、油、碱、聚合物等因素进行了分析,阐述了各种成分对渗透率的影响机理。结果表明,悬浮物颗粒会堵塞孔隙喉道,油产生的“贾敏效应”将增大油水流动阻力,碱与岩石及黏土矿物间的物理化学作用会使地层结垢,聚合物在岩芯中的吸附和滞留共同造成地层渗透率的下降。因此,建议将三元复合驱采出污水中悬浮物、油、碱、聚合物等处理合格后再进行回注,以减轻对地层的损害。     

岩石隧道渗流模型试验相似材料的研制及应用

为提高岩石隧道渗流场分析的合理性,通过大量以控制渗透系数为核心的配比试验,提出适用于岩石隧道渗流模型试验的围岩、注浆圈及初衬等新型相似材料及其原料配比.试验以黏土、细砂和玻璃纤维为原料配制围岩相似材料,以水泥和炭渣配制注浆圈相似材料,由多层编织土工布模拟初衬相似材料.结果表明:随细砂含量加大,围岩相似材料渗透系数呈非线性增长,稳定性逐渐降低,改变玻璃纤维的含量对其渗透系数影响不明显;注浆圈相似材料渗透系数值随炭渣含量增加近于线性增长,2.5 m水头下的试验值较1.35 m水头时更大;随着编织土工布叠加层数增加,初衬相似材料平均渗透系数呈快速减小并逐渐收敛的趋势,且单次渗透系数测试结果也趋于稳定;相同隧道排水量时,二衬外拱底处水压力远大于拱顶,逐步减小隧道排水量后,拱顶水压力值上升幅度大于拱底,调水阀接近闭合时,拱顶和拱底位置的水压力接近初始水压力.研制的相似材料工作性能稳定,并成功应用于工程渗流试验中.     

特低渗-致密砂岩储层成藏模拟试验与成藏机理

对采自鄂尔多斯盆地延长组的8块渗透率为（0.050-2.812）×10-3 μm2的特低渗—致密砂岩岩芯样品进行石油驱替成藏模拟试验。试验采用驱动压力分段逐级提升式连续油相充注。结果表明：特低渗—致密砂岩储层石油运移、聚集、成藏机理与常规储层明显不同。随着石油不断注入和驱动压力的不断增高,岩芯中孔隙水逐渐排出,含油饱和度随之增高,并且增高趋势呈现先快后慢的指数式特征;样品最终含油饱和度与渗透率相关关系不显著,与孔隙度呈正相关;特低渗—致密储层具有原油活塞式驱替运移的成藏机理,成藏效率高,石油成藏富集受到油源规模、驱动压力、成藏流体性质等因素的影响;优质烃源岩是特低渗—致密储层石油富集的主控因素。