致密气藏岩石渗透率应力敏感对气水两相流动影响实验研究

以长庆油田致密气藏P1s、P2h储层岩心为例,基于应力敏感实验,讨论了岩石渗透率应力敏感对致密储气层气水两相流动及产能的影响.研究了不同围压下气水相对渗透率变化趋势.实验结果表明,在相同渗透率条件下,围压增加岩心喉道和较大孔隙受到压缩而发生变形,导致气水相对渗透率值整体下降.在相同应力条件下,气驱过程中孔隙结构越好,气水两相渗流能力越强.气驱水分流曲线表明,围压越大气驱水过程见水越早,气驱水效果越差;相同围压下,渗透率越高气驱水过程见水越晚,气驱水效果越好.对于致密气藏,应力敏感产生的绝对变化值不大,但相对变化值较大,对致密储层渗透率以及气水两相流动影响较大,因而它对产能的影响不容忽视.     

华庆地区长6储层微观孔喉特征及对物性的影响研究

为了研究低渗透砂岩储层微观孔喉特征差异与物性的关系,笔者以鄂尔多斯盆地华庆地区长6储层为研究对象。首先分析了孔隙度和渗透率之间的关系,并在此基础上利用先进的恒速压汞技术,进一步研究了不同渗透性砂岩储层的微观孔喉分布特征,明确了孔隙结构微观特征对储层渗流能力的影响。研究结果表明:华庆地区长6储层孔喉分布具有较强的非均质性,孔隙半径分布相对集中,而喉道半径及孔喉半径比分布特征差异较明显。渗透率越低,喉道半径分布区间越小,孔喉半径比分布范围越宽,孔喉非均质性越强。对渗透率影响较大的喉道特征参数为:平均喉道半径、孔喉半径比、分选系数及主流喉道半径。说明研究区储层品质及渗流特征主要受喉道大小及分布的控制,喉道的发育程度及非均质性严重制约着长6储层的渗流能力。     

恒速压汞技术在储层孔隙结构研究中的应用

以恒速压汞实验为基础,从喉道、孔隙、孔喉半径比及毛细管压力曲线变化特征4个方面,对苏里格气田苏48—苏120区块储层微观孔隙结构进行分析。结果表明：渗透率越大,峰值喉道半径及主流喉道半径越大,喉道半径分布范围越宽,大喉道越多;微观孔隙结构越好,孔喉半径比分布范围越窄,平均值越小,驱油效果越好;低渗透储层不同渗透率样品孔隙半径差异不大,微观孔隙结构的差异主要体现在喉道的大小和分布上,喉道是影响储层渗流能力和开发效果的关键因素。     

低渗透油藏有效注入水水质界限

注水是低渗透油藏补充地层能量的主要方式,而注入水水质是影响注水开发效果的关键因素。在低渗透油藏注入水水质推荐指标中没有注入水矿化度的相关指标,且对渗透率低于10×10-3μm2的储层没有进一步的划分。通过恒速压汞实验,分析喉道分布差异及主流喉道对渗透率贡献程度,剖析不同渗透率级别储层影响注水效果的关键喉道区间;通过室内岩心水驱物理模拟实验,定量分析粘土微粒运移与水化膨胀对渗流能力的影响程度,结合喉道分布特征,初步提出了低渗透油藏不同渗透率储层注入水矿化度、颗粒粒径和颗粒浓度的水质界限。研究结果表明,岩心渗透率越低,注入水矿化度越接近地层水矿化度;岩心渗透率越低,注入水颗粒粒径越大,对储层渗流能力伤害越大;岩心渗透率越低,注入水颗粒质量浓度越高,对储层渗流能力伤害越大。     

鄂尔多斯盆地南梁—华池地区长81致密储层微观孔喉结构及其对渗流的影响

鄂尔多斯盆地南梁华池长81油藏孔喉结构多样、渗流特征复杂,成藏及油水关系认识不清,制约了该区石油勘探突破及规模开发进程。通过铸体薄片、恒速压汞、核磁共振、油水相渗测试等方法,系统研究了南梁—华池地区长8₁储层微观孔隙结构,对比分析了该区不同物性样品微观孔喉结构差异及其对油水渗流特征的影响。结果表明:①储层物性越好,微观非均质性越强,可动流体饱和度越大,无水期驱油效率先增后减,最终水驱油效率越高。②当渗透率大于1.000 mD时,渗透率贡献率主要依靠少数半径大于6.00μm的连通喉道;当渗透率小于1.000 mD时,渗透率贡献率主要由喉道半径峰值区间的小喉道决定。③连通喉道半径小于0.10μm的孔隙流体为不可流动的束缚流体,储层物性越好,半径大于0.50μm喉道控制的孔隙体积越大,可动流体饱和度越高。④研究区油水相渗特征可以分为3类,其中Ⅰ类相渗物性最差、驱油效率最低;Ⅱ类相渗喉道半径为0.50~1.00μm,两相共渗范围较宽,无水期驱油效率和最终驱油效率均最高;Ⅲ类相渗喉道半径多大于1.50μm,含水上升较快,无水期驱油效率最低,但最终驱油效率只略低于Ⅱ类相渗最终驱油效率。喉道半径的分布、连通特征决定了储层渗透率和可动流体饱和度大小,影响油水两相渗流规律,对石油充注、成藏以及开发均有重要的影响,是该区油水关系复杂的重要因素之一。该研究成果对分析岩性油藏油水关系、预测有利储层分布具有一定指导意义。     

致密砂岩气藏多层合采气水交互越流模拟实验

鄂尔多斯盆地苏里格致密砂岩气是中国石油长庆油田公司天然气开发的核心对象,由于有效砂体规模小、储层非均质性强、物性致密,长期以来被誉为"磨刀石上闹革命"。为了解决苏里格致密砂岩气藏直井多层合采时普遍产水的复杂渗流问题,基于苏里格致密砂岩气藏砂体纵向叠置类型分析,突破常规多层合采实验方法,设计了复杂气藏双层流动多点测压衰竭开发实验流程,建立不同开发方式下气、水层间可交互越流的双层开发动态物理模拟实验。研究结果表明:(1)致密砂岩气水层交替叠置型气藏在多层合采过程中,普遍存在层间气水交互越流现象;(2)储集层纵向非均质性、含水饱和度以及开发方式是影响层间两相交互越流最主要的因素,直接影响气藏采收率;(3)多层合采的高含水层(60%w<100%)与气层渗透率比值越大,生产中后期层间干扰对气藏生产的抑制作用越强,需采取相应的调整措施;(4)低渗气层与致密水层(渗透率小于0.1mD)合采时,未见严重的水窜越流现象,对气藏整体采收率影响较小,易实现气藏高效开发。结论认为,模拟实验研究成果为苏里格致密气高效开发提供了新思路和新技术,对提高致密气藏采收率具有重要现实...     

恒速压汞技术在长2储层孔隙结构研究中的应用

恒速压汞技术是储层微观孔隙结构定性和直观分析的先进技术之一。文中应用该技术对定边油田张韩区块长2储层微观孔隙结构进行分析研究．得到了孔隙与喉道的大小及其分布频率等参数。在此基础上．分析了孔隙大小、孔隙体积、喉道大小及孔喉比等参数对微观孔隙结构的影响。分析结果表明,低渗透储层有效喉道半径越大,其渗流通道越宽,不同渗透率级别的低渗储层．其差异主要体现在喉道大小及分布上;喉道特征是决定储层物性的关键因素,不同渗透率级别的储层岩石由不同半径的喉道控制;储层岩石的孔喉比参数对水驱油渗流特征、剩余油微观分布特征及驱油效率等均有较大影响。     

致密气藏岩石应力敏感对气水两相渗流特征的影响

致密气藏岩石孔隙小,喉道结构复杂,一旦骨架有效应力发生变化,骨架颗粒与孔喉结构的原始关系也发生变化,导致气水两相渗流通道发生变化,孔隙度、渗透率进一步降低,产能受到严重影响。通过实验深入研究致密储气层基质岩心和裂缝岩心在不同围压下应力变化导致气水两相流体的相对流动能力变化趋势,有利于认清致密气藏储层流体的渗流规律,并对其合理产能做出准确的评价。以长庆致密气藏P1s、P2h储层岩心为例,基于应力敏感实验,讨论了岩石渗透率应力敏感对致密储气层气水两相流动及产能的影响。     

华庆地区长6_3储层物性与微观孔隙结构及可动流体饱和度关系

通过对华庆地区长63储层进行恒速压汞测试和核磁共振实验测试,研究了不同岩石物性的储层微观孔喉结构特征。结果表明:虽然岩石物性不同,但孔隙半径数值分布区间差异不大,分布范围和峰值基本接近;随着岩石物性变化,喉道半径数值分布区间差异较大,储层渗透率越大,喉道半径数值分布范围越宽,孔喉结构分选性越差。岩石物性变化与孔喉半径比分布特征有关,物性越好,孔喉半径比的峰值越小,孔喉连通性越好,排驱效果越好。可动流体由孔隙和大喉道中流体共同组成,可动流体饱和度受孔隙和喉道的配置关系影响。     

致密储层束缚水膜厚度分析

针对塔里木盆地和鄂尔多斯盆地致密储层岩心平行样,分别进行气水高速离心核磁分析和低温吸附实验,定量获得每块岩心总束缚水饱和度、岩石比表面积及微孔隙百分数等参数,综合各参数建立储层束缚水膜厚度分析方法。结果表明:结合气水高速离心核磁分析和低温吸附实验等技术,可有效区分毛细管束缚水和水膜束缚水,为准确计算束缚水膜厚度提供了新方法;利用该方法计算获得的致密储层岩心束缚水膜厚度分布范围为4.92~38.94nm,平均值为12.88nm,小于传统渗透率较高储层束缚水膜厚度为50nm左右的认识。渗透率越小储层束缚水膜相对越厚,有效渗流喉道半径和可流动孔隙空间越小,边界层影响越大,储层流体渗流非线性特征越显著。     

孤东浅层气藏相对渗透率伤害影响因素分析

孤东浅层气藏具有厚度薄、胶结疏松、边底水活跃等特点,水侵和出砂等因素对气藏相对渗透率造成不利的影响,致使气井产能和气藏规模递减加快。结合典型井生产动态资料,分析了底水锥进、井筒积液反渗、出砂堵塞及水砂复合等因素对储层渗透性能伤害机理。研究表明：底水锥进、井筒积液反渗等水侵现象的发生,导致近井带气相相对渗透率降低,油压、套压同步下降,气井生产压差增大,渗流阻力增大;气藏产水后,储层中黏土矿物遇淡水极易膨胀和运移, 胶结变差,储层易出砂,堆积并堵塞近井带地层孔喉,造成渗透率降低。该研究成果为制定孤东地区浅层气藏开发技术措施提供了依据,同时为同类型气藏的开发研究提供了借鉴。     

低渗透储层油、气、水三相渗流特征

为了合理地开发外围低渗透油气田,建立有效驱动体系,提供可借鉴的实验分析和渗流解释,通过室内实验研究分析了低渗透储层岩样在单相油驱、两相水驱油以及气驱油条件下的启动压力特征;系统地研究和评述了大庆外围油田油水、油气两相流体渗流特征,利用STONE 标准化概率模型预测了低渗透储层油、气、水三相共存时油相渗流变化特点和规律。结果表明,对于低渗透岩样,无论是单相还是两相驱替实验都存在着启动压力,两相流体渗流启动压力大于单相流动时启动压力,三相流动时要比两相渗流阻力大,任意两相渗流系统的共渗透范围均大于三相渗流时共渗透范围,在低渗透油气田开发时应避免三相流动的发生。     

低渗致密砂岩气藏提高采收率实验研究

针对我国典型的低渗致密砂岩气藏,通过大量岩心实验和露头剖面精细取心测试分析,研究了应力作用对储层渗透率的影响、储层非均质性以及储层含水饱和度等特征,选用有代表性的岩心,开展了系统的单相气体渗流,含水条件下的气相渗流以及气、水两相渗流实验,分析了低渗致密砂岩储层单相气体渗流形态,含水饱和度变化对气相渗流能力的影响以及气、水两相渗流特征;在此基础上,采用气藏开发物理模拟实验技术,模拟研究了气藏衰竭开采过程中储层渗透率、含水条件、配产与废弃条件、纵向储层渗透率差异、平面非均质(储层砂体间存在阻流带)等多种因素对低渗致密砂岩气藏采收率的影响,根据权重分析对这5类影响因素进行了排序,结果表明储层物性和储层含水饱和度对采收率的影响最大,权重分别占到0.24和0.38,为进一步提高气藏采收率奠定了基础。     

春光油田携砂液对防砂过程中近井地带渗流特征影响实验研究

春光油田稀油储层为泥质胶结且胶结疏松、出砂严重,泥质和粉细砂含量较高,防砂难度大。针对春光油田防砂施工后含水迅速上升的情况,使用现场取样的携砂液、地层水、原油进行实验,研究防砂工艺对近井地带渗流的影响特征。实验表明,携砂液对储层岩心有一定伤害,油相相对渗透率下降,水相相对渗透率上升;对应的含水率上升,幅度小于10%。防砂作业携砂液会导致含水上升,但不是主要原因。实验相渗曲线分析显示,春光高渗储层随着含水率升高,油相渗透率显著降低,将会对产量产生比较大的影响。     

致密砂岩凝析气藏微观结构及渗流特征

为了搞清吐哈油田凝析气藏致密岩心的储层特征和两相渗流规律,基于恒速压汞原理研究了微观结构特征,并利用稳压安全阀设计出一套稳态法相渗实验流程开展真实油气相渗曲线研究。研究表明:孔隙半径分布因渗透率不同而差别较大;平均喉道半径、主流喉道半径和最大喉道半径随渗透率的增加而增加,喉道半径主要分布在0.6μm左右,渗透率受喉道控制,且主要由微细喉道贡献;孔喉连通性差,排驱压力高,开发难度大;束缚水饱和度较高,相渗曲线存在气体单相流动区和液体单相流动区;气相相对渗透率随着含液体饱和度增加下降速度较快;共渗区跨度平均为13.7%,等渗点相对渗透率平均为0.015;油相相对渗透率曲线较低,因此,合理控制生产压差对凝析油气开采具有重要意义。     

特低渗透油藏CO_2驱油室内实验与矿场应用

延长石油特低渗透油藏储量丰富,注水开发中存在易水敏、注水困难等问题。CO_2驱能有效补充地层能量,改善地层原油性质,进而提高油藏采收率。利用CO_2-地层原油接触实验、岩心渗流和驱替室内实验,描述CO_2-地层原油两相渗流特征,分析CO_2驱油机理和驱油特征,并在靖边特低渗油藏进行了矿场实验。研究表明,特低渗储层CO_2-原油油气两相共渗范围大,CO_2具有降低原油黏度,使原油体积膨胀等作用,非混相驱和混相驱均可较好地开发特低渗透油藏,其中生产井见气前与低气液比阶段是油藏主要生产期。CO_2驱矿场试验表明,特低渗透油藏注气能力是注水能力的2倍,注气能快速有效补充地层能量,增加油田产量,目前试验区生产整体呈日产液、日产油上升态势。     

火山岩气藏气水两相渗流特征分析

火山岩气藏的有效开发较为困难。针对该类气藏的储层特点,文中通过岩心实验研究火山岩的气水两相渗流特征,为气藏有效开发提供依据。室内实验结果表明：受岩心自身孔隙结构特征影响,水,气相渗曲线呈吸吮态,且岩心渗透率对相渗曲线的特征点影响较大,渗透率越大,残余气饱和度越高;对同一岩心而言,气-水相渗曲线的形状及特征点数值与实验温度和压力有关,温度、压力越高,气水两相渗流区越宽,岩心的束缚水饱和度越低,越有利于气水两相渗流。由此得出,在气藏开发过程中,应合理控制生产压差,避免气井过早出现水侵;一旦因水侵造成水锁,可通过提高气藏温度或压力,实现封闭气解封。     

砂岩气藏岩石孔喉结构及渗流特征

以多孔介质中气水两相渗流理论为基础,选择了四川须家河组气藏岩心,其渗透率在(0.002~70.28)×10-3μm2之间,分别开展了高压压汞、气水相渗以及气藏衰竭开采物理模拟实验研究,从岩石孔喉结构、受力特征以及气水两相渗流特征3方面对比分析了致密与中高渗砂岩气藏特征的差异。采用孔喉类型及数量比例、平均孔喉半径、孔喉中值半径3项参数对不同渗透率砂岩孔喉结构特征进行了精细描述,对比分析了低渗致密与常规及高渗砂岩孔喉结构特征差异;采用排驱压力、沿程阻力量化评价了气、水在不同渗透率砂岩中渗流时的受力情况,对比分析了孔喉结构对致密与常规砂岩产能的影响;建立了气相渗流能力与含水饱和度关系图版,对比分析了含水饱和度大小对不同渗透率岩心气相渗流能力的影响。研究成果将为气藏储层微观建模以及气、水渗流机理研究提供一定的参考依据。     

胡151区延9储层流体微观渗流特征研究

以胡151区延9储层微观渗流特征为实验目的,利用真实砂岩微观模型进行研究认为:延9储层油驱水渗流类型以非均匀型网状渗流为主,均匀渗流和指状渗流为辅;水驱油时的孔隙空间特征主要以指状渗流为主,局部可以观察到网状渗流;孔道中水驱油方式主要呈现以非活塞式驱替为主;无水采油期时间短,驱油效率较低;微观残余油类型主要为簇状残余油;孔喉结构非均质性是影响驱油效率的主要因素,储层润湿性是次要影响因素,储层物性和驱替压力对驱油效率影响较小。     

致密砂岩孔隙内水的赋存特征及其对气体渗流的影响——以松辽盆地长岭气田登娄库组气藏为例

致密砂岩储层岩石孔隙结构复杂,孔隙内水的赋存状态和可动性难以确定,影响气井的产能确定和生产动态预测。为了认识该类储层气水渗流特征,根据铸体薄片和压汞等实验资料,分析了松辽盆地长岭气田下白垩统登娄库组气藏储层的孔隙结构,选取具有代表性的岩样,通过核磁共振、气驱水等实验,研究了岩石孔隙中水的赋存特征及其流动性,进而研究储层岩石在不同含水条件下对气体渗流的影响。结果表明:致密砂岩细小孔喉内的水流动性差,残余水饱和度较高,其大小不仅与岩石孔隙结构和物性相关,而且还与其中的气体流动有关;气体在含水孔隙内的流动受毛细管压力和滑脱效应影响存在非达西渗流特征,启动压力梯度的大小与储层渗透率和含水饱和度密切相关,登娄库组储层Sw/K值大于1 000mD-1以后,启动压力显著增大。该成果为该类气藏合理开发技术政策的制定提供了依据。