不同驱替体系对岩心孔隙结构影响

本文通过不同驱替体系的室内人造岩心驱油实验,对水驱后孔隙结构参数—孔隙度、渗透率的变化进行了分析。并且通过实验结果分析,对比了聚合物驱后孔隙结构变化与水驱后的孔隙结构变化的不同之处。最后,聚合物的吸附、滞留作用大于聚合物对岩心的冲刷作用,聚合物对底层有伤害。     

双河油田聚合物驱后储层参数变化规律

油田经历聚合物驱开发后,储层物性参数发生改变,对油田后期开发有重要的影响。文中利用双河油田取心井室内化验分析资料,研究了聚合物驱后储层孔隙度、渗透率以及孔隙结构变化特征,探讨了储层参数变化机理。研究结果表明:聚合物驱后由于聚合物分子在地层的吸附滞留作用,造成储层渗透率下降,后续水驱阶段渗透率有一定恢复;聚合物驱后储层非均质性进一步加剧,物性和孔隙结构好的储层孔隙度和渗透率增大,而物性差的储层渗透率下降,孔喉半径减小,部分发生了堵塞现象。黏土矿物迁徙、运移,以及岩石骨架溶蚀、碎裂、运移是聚合物驱后储层参数发生变化的主要原因。     

稠油油藏聚合物驱相对渗透率曲线及驱油效率影响因素

针对目的海上稠油油藏地质特征、流体性质和现场施工工艺,通过岩心驱替实验、岩心CT扫描和理论分析,开展了岩心渗透率、水冲刷作用及原油黏度对聚合物驱相对渗透率和驱油效率影响研究。结果表明,随岩心渗透率增加,油相相对渗透率降低,驱替相渗流阻力减小,水相相对渗透率增高,波及区域面积增大,两相流跨度带增大,最终采收率增加;水冲刷对岩心孔隙结构的“携屑”和 “剥蚀”作用会扩大孔喉半径,增大岩心渗透率,其对相渗透率曲线和驱油效率的影响与岩心渗透率增大造成的影响相同;随原油黏度增加,油水两相相对渗透率降低,驱替相黏性指进现象加剧,渗流阻力增加,波及区域面积减小,两相流跨度带减小,最终采收率降低。     

元坝气田不同类型储层气水两相渗流特征

气水两相相对渗透率曲线是描述产水气藏气水渗流规律的重要基础参数,但是采用水驱气方法还是气驱水方法来确定气驱水相对渗透率曲线仍存在较大争议。以元坝气田为研究对象,基于室内实验测试方法,系统开展了孔隙型、裂缝型岩心气驱水相对渗透率曲线测试,对比分析不同类型储层岩心气驱水相对渗透率曲线特征,推荐产水气藏气水相对渗透率曲线测试法。结果表明：裂缝型岩心气驱水相对渗透率曲线表现出凹形曲线特征,与常规的X形曲线特征差异较大;与裂缝型岩心比较,孔隙型岩心气驱水相对渗透率曲线整体右移,两相流动饱和度区间范围更宽、水相相对渗透率上升更慢。与气驱水方法相比,水驱气相对渗透率曲线的束缚水饱和度更接近储层实际情况、水相渗流能力弱、气相渗流能力大于水相,实验设计符合产水气藏气水渗流过程。因此,针对产水气藏的产能评价、开发方案编制等,建议采用水驱气法测试的气驱水相对渗透率曲线开展模拟计算。     

东濮油田不同相带岩心高倍数水驱前后渗流特征对比研究

通过对不同微相储层岩心高倍数驱替前后渗透率、孔隙度及微观孔隙参数变化规律的实验研究,分析了储层参数变化对渗流特征的影响。研究表明:不同微相岩心高倍数水驱后渗透率变化规律符合对数关系;不同微相样品高倍数水驱后小孔喉比例增加,喉道分布向小孔喉集中,导致不同微相样品高倍数水驱后微观非均质性增强;河道微相与其他微相合采时,初始渗透率级差要比设计级差小。不同微相样品高倍数水驱后束缚水饱和度降低,两相共渗区增大;河道微相高倍数水驱后水相渗透率增加,最终采收率增加;而前缘微相高倍数水驱后水相渗透率降低,最终采收率降低。     

强碱三元体系对岩心渗透率的影响规律

强碱三元体系注入油层后,碱与矿物组分发生化学反应及物理变化。强碱溶蚀岩石表面,溶蚀产物及黏土颗粒在油层渗流通道上运移沉淀,对渗流造成较大伤害。以A油田为研究对象,从碱对矿物组分的溶蚀性入手,通过渗流实验,借助扫描电镜及能谱分析仪等,分析了强碱对储层的伤害机理及溶蚀后的矿物组分变化,进而研究对岩心渗流能力的影响。岩心渗流实验结果表明,强碱三元体系长时间驱替后,注入压力上升约140 kPa,岩心渗透率平均下降18%。岩心原始孔隙结构在强碱的溶蚀和渗流冲刷下严重破坏,高岭石和蒙脱石等晶体结构被破坏。长时间驱替后,碱溶反应生成的沉淀物及脱落的黏土颗粒运移堵塞和附着在孔喉通道壁面,使岩心的渗流能力下降。扫描电镜结果表明,驱替前、后岩石矿物表面特征发生变化,颗粒运移,元素含量也随之变化,进一步验证了强碱三元体系对岩心渗透率的影响规律。     

低渗透油藏地层压力保持水平对油水渗流特征的影响

油水渗流规律的研究是低渗透油藏水驱开发的关键。相对渗透率曲线能直观反映油水渗流特征,其影响因素研究主要涉及岩石固有性质(润湿性、孔隙结构)、流动介质(油水粘度比)、动力条件(驱替压力梯度及速度)等方面,极少见到地层压力对相对渗透率曲线影响的研究。通过室内流动实验,模拟低渗透油藏地层压力下降过程,建立了不同地层压力保持水平下的相对渗透率曲线,分析了地层压力保持水平对油水渗流特征的影响规律。结果表明,地层压力保持水平下降,孔隙结构非均质性增强,油相相对渗透率下降,水相相对渗透率上升,等渗点左移,油水两相区变窄,残余油饱和度增加,即低渗透油藏渗流规律也存在着应力敏感性特征。分析认为,储层岩石弹性或塑性变形是低渗透油藏油水渗流特征应力敏感性的根本原因,因而提出了储层岩石初始渗透率越低,越应尽早注水保持地层压力开发的低渗透油藏效益开发理念。     

不同润湿性砂岩中聚合物吸附滞留对渗流过程的影响

为了研究不同润湿性孔隙中发生聚合物吸附滞留后的流体渗流机制,首先用非稳态法实验研究了亲水岩心和亲油岩心中聚合物吸附前后的油水两相流动过程,然后改进了半渗透隔板法测试油水毛管力实验方法,用常规驱替流程直接测试了聚合物吸附前后油水毛管力.研究表明,聚合物在岩心中吸附能选择性地降低水相相对渗透率;改变孔隙与渗流流体的相互作用,使亲水岩心束缚水饱和度增加,残余油饱和度降低,亲水程度增强,油水毛管力增加,毛管力曲线变陡;使亲油岩心润湿性反转,油水毛管力由负值变为正值;深化了高含水油藏聚合物驱降水增油机理.     

滞留聚合物对示踪剂扩散特征影响实验研究

聚合物驱后,地层内滞留的聚合物会对示踪剂扩散产生影响,形成不同于水驱阶段的渗流机理和扩散特征.设计仿真孔隙模型进行微观实验,对聚合物驱后示踪剂扩散进行了微观渗流机理研究,确定聚合物驱后滞留聚合物对示踪剂扩散的影响因素包括示踪剂不可及孔隙体积、示踪剂滞留和滞留聚合物质量浓度差异.设计填砂管驱替实验,定量分析了不同渗透率和不同质量浓度的聚合物段塞条件下,聚合物驱后滞留聚合物对示踪剂的运移和产出特征曲线的影响,印证了微观实验结果.驱替实验结果表明,由于滞留聚合物影响而导致示踪剂不可及孔隙体积倍数为0.05～0.2;滞留聚合物会对示踪剂产生吸附滞留影响;示踪剂在滞留聚合物质量浓度差异中出现差异化扩散.     

低渗透岩性油藏长期水驱储层特征变化规律

低渗透砂岩油藏注水过程中,注入水对储层孔隙的长期冲刷会对储层岩石的矿物组成、物性、渗流特征带来影响,针对该问题运用X射线衍射、核磁共振、液测孔渗等实验技术,开展了岩心长期水驱前后储层矿物组成、物性、渗流特征的对比实验研究,得到了不同渗透率级别岩心的各项实验参数。研究结果表明：在注入水长期高压差、强冲刷作用下,低渗透岩心中的黏土矿物含量下降0.98%～3.39%,伊蒙混层含量下降5.00%～40.92%,渗透率和孔隙度分别增大0.94%和17.67%,且储层物性条件越好,物性特征变化越明显;同时,长期注水会导致水驱启动压力梯度降低25.81%～38.86%,岩心储层物性越差,该特征表现越明显。总体来看,低渗透岩心经过长期水驱后,储层的各项非均质性加剧,导致开发过程中注入水沿高渗带的窜流增强。研究结果为低渗透油藏后期驱替方式的调整提供了理论依据。     

聚合物驱窜流实验研究

聚合物驱油是提高采收率的重要方法,但由于地层经过长期的注水开发,储层物性发生变化,形成优势流场,导致聚合物驱油过程中聚合物沿优势流场窜流指进,降低了聚合物驱油效率,应用与地层孔隙相似的微观填砂模型,模拟地层非均质性进行聚合物驱窜流微观实验研究,通过微观动态图像处理系统对聚合物的窜流规律、聚合物驱后残余油的形式进行分析.结果表明聚合物驱提高了采收率,但仍沿高渗透条带指进窜流,指进速度与地层系数密切相关,后续水驱中由于聚合物阻力效应,扩大波及系数,提高了采收率,但低渗透地层的采收率仍然较低,提高低渗透地层的采收率是聚合物驱后开发重点.     

聚合物驱前后储层含油性与渗透性变化特征试验研究

注入聚合物溶液后,储层的含油性和渗透性将发生相应的变化。通过聚合物驱岩心试验,对比分析了注聚合物前后岩心的束缚水饱和度、残余油饱和度、绝对渗透率和相对渗透率的变化特征。试验结果表明,和注聚合物前相比,注聚合物后岩心的束缚水饱和度增大,残余油饱和度明显减小,而岩心的绝对渗透率变化不大,聚合物/油体系的相对渗透率曲线除具有水湿岩心相渗曲线的典型特征外,其水相的相渗曲线及其端点值明显低于常规油/水体系的相渗曲线,而且降低幅度随束缚水饱和度增大而增大,但其油相相渗曲线与常规油/水体系的油相相渗曲线的差距很小。     

砾岩油藏水驱与聚合物驱微观渗流机理差异

砾岩油藏特殊的沉积环境导致储层孔隙结构呈现复模态特征,渗流系统以“稀网-非网状”流态为主,水驱与聚合物驱微观渗流机理及两者差异的研究成为油藏提高采收率的难点和关键。克拉玛依油田属于典型的砾岩油藏,选取实际岩心为研究对象,采用CT扫描技术研究了亲水和弱亲油岩石的水驱和聚合物驱微观驱替机理,并且在驱油效率影响因素分析的基础上,建立了2种驱替方式下砾岩油藏的最终采收率计算模型。实验结果表明：砾岩油藏亲水岩石水驱与聚合物驱渗流机理均以沿岩石表面“爬行”驱替为主,而弱亲油岩石则均以沿孔隙中部“突进”驱替为主,由于渗流机理的差异性,亲水岩石水驱后残余油主要在细喉道及孔隙交汇处赋存,聚合物溶液通过更强的剪切拖拽作用把这些残余油切割成许多小油滴,进而随着聚合物溶液顺利通过狭窄的喉道向前运动,以达到提高油藏采收率的目的;弱亲油岩石水驱后残余油主要以油膜形态及细孔道赋存为主,聚合物溶液以更强的剪切应力促使油膜通过桥接连通和形成油丝2种方式从颗粒表面被聚合物驱替带走。由于聚合物溶液与注入水溶液的性质存在本质差别,导致复模态的孔隙结构对聚合物溶液渗流和驱替的影响远小于水驱溶液。因此,针对2种不同润湿性的岩石,储层孔隙结构是水驱油效率的主控因素,物性和含油性的影响较小,而聚合物驱效果则与水驱后残余油饱和度具有较好的相关性,利用建立的模型可以有效地预测2个驱替阶段油藏的采收率。     

聚合物驱后提高原油采收率平行管试验研究

为了提供选择聚合物驱后的后续水驱方法的依据．通过平行管流动试验．分高、中、低3种渗透率模拟油藏非均质性条件，研究聚合物驱后压力、相对吸水量、各渗透率层采收率、含水率的变化。试验结果：聚合物驱后直接进行深部调剖．由于聚合物溶液仍占据部分高渗透孔道，黏性较高的深部调剖剂会对中、低渗透率层造成伤害．因此将影响最终的原油采收率；聚合物驱后注入固定剂溶液．交联并固定孔隙中已有的高浓度聚合物溶液．能有效控制这部分高渗透孔道的吸水能力，可以提高后续水驱的波及系数．并为进一步深部调剖奠定良好的基础。聚合物固定技术具有成本低廉、采出程度高以及对地下聚合物溶液利用程度高等优点．是十分有效的聚合物驱后提高原油采收率的方法。图5表4参5     

双重介质油藏聚合物和交联聚合物驱油研究

对双重介质油藏,提出了用聚合物和交联聚合物驱油的方法来提高其采收率.建立了双重介质油藏聚合物驱油和地下交联聚合物驱油的两维两相五组分的双渗双孔数学模型.该模型考虑了溶剂驱替过程中的各种物理化学现象(粘度、阻力系数、吸附、滞留、扩散以及双重介质中的渗吸等),对该模型中所涉及的主要参数提出了易于应用的数学表达式;采用有限差分法对模型进行求解;并进行了一系列的数值计算.分析了聚合物和交联聚合物在双重介质油藏中的渗流规律,研究了聚合物浓度、交联聚合物驱的交联强度以及裂缝渗透率与基质渗透率之比等因素对双重介质油藏驱油效果的影响,比较了聚合物驱和地下交联聚合物驱的驱油效果,得到了一些有价值的结论.为双重介质油藏进行聚合物驱和地下交联聚合物驱提供理论指导和优选方法.     

安塞油田低渗透储层岩石物性特征实验研究

方法通过实验对安塞油田低渗透储层岩石物性特征进行研究。目的了解低渗透储层在物性和孔隙结构等方面的特点，进而分析低渗透储层对物性测量、渗流能力的影响。结果低渗透岩心物性对上覆压力有一定的敏感性，而且孔隙度与渗透率间不存在线性关系，因此在物性测量、储层评价及开发过程中要考虑这一因素带来的影响。结论安塞油田低渗透岩心存在多种孔喉体系，孔隙间片状喉道较发育；而岩心中的微裂缝在储存能力上不起主导作用，但在一定条件下可改善低渗透储层的渗流能力；采用早期压裂注水可以改善开发效果     

孤东油田七区西相对渗透率曲线研究

油水相对渗透率曲线综合反映了互不相溶的油水两相在不同含水饱和度下渗流规律的变化,是油田开发设计中产能预测的基础资料;而不同开采阶段取心岩样相渗曲线的变化,能够反映储集层结构的变化,研究这一变化可为油田剩余油挖潜提供理论依据。孤东油田七区西馆陶组上段取心井资料表明,随着水驱过程的深入,油水相对渗透率曲线的特征值发生了变化,束缚水饱和度和残余油饱和度减小、等渗点含水饱和度及残余油饱和度下的水相渗透率增大,反映出油层孔隙度增大、黏土矿物减少、孔隙比表面积减少、孔隙表面更亲水以及水驱结束后储集层的综合渗流能力有所增加等特征。不同阶段相渗参数分析表明,油田进入高含水期后,孔隙度对渗透率、渗透率对残余油饱和度、两相共渗区、驱油效率等参数的影响作用相对增大。研究结果认为,该油田三次采油应立足于改善储集层结构和驱油剖面,减少孔间矛盾,提高驱油效率。     

油藏开发流体动力地质作用对储集层的改造

东濮凹陷濮城油田南区沙二上亚段2 3砂层组属中低渗透储集层，开发20余年，已进入特高含水开发期。依据该油田不同开发阶段的丰富岩心资料，在流动单元研究的基础上，研究油藏开发流体动力地质作用对储集层的改造。根据岩石薄片镜下观察和含油薄片压汞、铸体、扫描电镜、图像分析、计算机层析测试等分析，在综合含水达81％时，储集层中的游离、漂移颗粒约占300%，沿骨架颗粒(长石、岩屑等)的解理面、接合面的溶蚀产生次生溶孔，一些溶蚀后散落的晶屑成为地层微粒堵塞孔喉，方解石沿孔洞自生，石英次生加大，使原生孔喉网络复杂化，特高含水期形成许多不规则游离孔。在注入水长期浸泡和冲刷作用下。储集层的渗流参数总体变差，非均质性和亲水性增强，相对渗透率曲线的两相流跨度较小。图9表2参12     

注入水中的悬浮颗粒对特低渗透油藏开发效果的影响

在特低渗透油田注水开发过程中，注入水中的悬浮颗粒会伤害油层的渗透率，导致注水井的吸水能力降低和油井产能下降，影响开发效果。采用物理实验和油藏工程的方法，研究注入水中的悬浮颗粒对特低渗透油藏的注入压力，地层渗透率和产能的影响，得到的结论是：岩心渗透率越低，注入水的注入压力与地层水的注入压力之差越大；在渗透率相同的情况下，滤膜孔径越小，注入水渗流阻力越低；处理注入水的筛网尺寸越大，油层渗透率伤害越大，特低渗透油藏的产量和极限供油半径越小。