致密砂岩气藏逐级降压开采物理模拟实验认识与启示

苏里格气田属于鄂尔多斯盆地典型致密砂岩气田,受储层致密、强非均质性、气水关系复杂以及原始地层压力低等因素影响,目前面临天然气储量动用规律不清楚、提高采收率方向不明确等关键瓶颈。为解决这一难题,选用苏里格气田盒8段主力储层岩心,通过建立一套逐级降压开采方式物理模拟实验方法和流程,开展了不同生产压差下逐级降压衰竭开采实验,揭示了储层压力、供气能力以及储量动用等关键指标全生命周期变化规律,明确了储量充分动用的临界地层压力,为探索提高采收率新方法奠定了理论依据。研究结果表明:(1)含水致密砂岩气藏储层压力、供气能力以及储量动用在不同生产阶段的变化特征差异显著,最终采收率随生产压差增大而降低;(2)在储层压力大于等于15 MPa时,生产压差越大则储层供气能力越强,边界压力可逐级下降至井底压力,储量动用充分;(3)随储层压力下降至15 MPa以后,储层供气能力降低,边界压力下降缓慢且不能下降至井底压力,随储层压力进一步下降其差异越明显,表明该阶段近井区和远井区储量动用存在差异,远井区储量难以得到充分动用。结论认为,对于致密含水砂岩气藏,实现储量有效动用新方向为除采用水平井部署+密切割改造技术外,应...     

Cr3+聚合物弱凝胶调驱剖面变化规律及改善方法

采用分子内交联为主的Cr³⁺聚合物弱凝胶,通过“分注分采”岩心驱替实验研究调驱剂段塞尺寸、岩石渗透率和原油黏度对储层吸液剖面和产液剖面的影响。针对渤海油田LD10-1区块渐新统东营组进行了“堵/调/驱”实验。研究结果表明：①调驱剂段塞尺寸对注采两端液流转向和剖面返转时机没有影响,但超过0.3 PV后单位体积段塞尺寸Cr³⁺聚合物弱凝胶提高原油采收率增幅减小,随储层渗透率级差和原油黏度增大,注采两端液流转向时机延后,剖面返转时机提前;②“有机/无机”复合凝胶体系封堵高渗透率层、聚合物微球调控微观非均质性和稠油流度改善剂提高驱油效率等3种措施同时实施,可提高聚合物弱凝胶调驱后的采收率;③“堵/调/驱”组合提高采收率机理为：封堵优势渗流通道扩大非均质储层宏观波及体积、聚合物微球在变径孔隙或喉道处发生桥堵实现微观液流转向、高效驱油剂可进入未波及孔喉区域发挥降黏原油、降低油水界面张力和高效驱替等3种作用。     

Cr~(3+)聚合物凝胶与水交替注入调驱作用机理——以渤海LD10-1油田为例

针对渤海LD10-1油藏减缓吸液剖面反转技术需求,通过层内非均质岩心驱替实验,发现Cr~(3+)聚合物凝胶与水交替注入工艺具有较好的增油降水效果,运用并联岩心驱替实验,从驱替过程和驱油效果两方面探讨了交替注入增油机理。结果表明,相比整体凝胶段塞注入工艺,"Cr~(3+)聚合物凝胶+水"交替注入方式具有更好的封堵和驱替效应。凝胶前置段塞对高渗透层实施封堵后,后续水段塞一方面可使弱凝胶分子线团膨胀加强封堵效果,改善后续流体的转向能力,另一方面还可增强驱替效果,减缓吸液剖面反转现象。在实际设计交替轮次数时,应考虑水段塞过多易引起高渗透层突进的问题。     

气藏束缚水饱和度实验测试与机理

气藏在开发过程中普遍产水,不同渗透率砂岩储层含水饱和度是气藏产能评价的重要依据。采用气水相对渗透率测试与铸体薄片、高压压汞等实验相结合的方法,测试渗透率为(0.013~14.22)×10-3μm2的砂岩岩心的相对渗透率,并获得其孔隙结构参数。结果表明:岩心渗透率越大,则束缚水饱和度越低,但不同渗透区间,束缚水饱和度的变化幅度不同;岩心的孔隙与喉道发育越好,束缚水饱和度越低。机理认识有助于制定含水气藏合理工作制度与开发方案。     

低渗透油藏液流转向剂传输运移能力与驱油效率

大庆头台油田源13西块PI组油层为处于高含水开发期的低渗透油藏,亟待扩大低渗透层波及体积。以高分子材料学、物理化学和油藏工程等理论为指导,以化学分析、仪器检测和物理模拟等为技术手段,以多测压点长岩心各个区间的压差和驱油效率为评价指标,以目标油藏的储层和流体为模拟对象,开展了深部液流转向剂传输运移能力和驱油效率物理模拟实验。结果表明:在聚合物浓度相同条件下,与聚合物溶液相比较,Cr~(3+)聚合物凝胶在储层岩心内传输运移能力较差,但二者差异并不明显;随岩心渗透率减小,转向剂传输运移能力变差;当渗透率小于100×10~(-3)μm~2后,转向剂传输运移能力和驱油效率都明显减小;在聚合物相对分子质量和质量浓度相同条件下,与聚合物溶液比较,Cr~(3+)聚合物凝胶驱油效率较高,技术经济效果较好。     

低渗透油藏Cr~(3+)聚合物凝胶渗流特性及其作用机理

大庆头台油田源13西区块为非均质性较严重的低渗透油藏,综合含水率高,采出程度低,亟待实施大幅度提高采收率技术。以油藏工程、物理化学和高分子材料学理论为指导,以仪器检测、化学分析和物理模拟为技术手段,以大庆头台源13西区块储层和流体为实验对象,开展了Cr~(3+)聚合物凝胶组成优选及其渗流特性实验研究。结果表明:在注入水条件下,与目标油藏储层相适应聚合物相对分子质量应当小于等于800×10~4,聚合物质量浓度应当小于等于900 mg/L;与聚合物溶液相比较,Cr~(3+)聚合物凝胶具有较强黏弹性和液流转向能力,推荐目标油藏交联剂质量浓度ρ_聚:ρ_(Cr~(3+))小于等于180:1;在较高溶剂水矿化度、较低交联剂和聚合物质量浓度条件下,Cr~(3+)与聚合物分子间交联反应以"分子内"交联反应为主,Cr~(3+)聚合物凝胶黏度几乎不增加,但渗流阻力较高,表现出较强液流转向能力     

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。     

砂岩气藏充注含气饱和度实验研究

针对低渗致密砂岩储层充注含气饱和度难以准确测试技术难题,综合考虑储层展布及物性差异特征、充注动力、地温条件、盖层封闭等要素,建立一套全序列砂岩储层充注含气饱和度测试实验方法,分别对渗透率为0.034×10^-3μm²、0.075×10^-3μm²、0.244×10^-3μm²、0.505×10^-3μm²、0.683×10^-3μm²、1.12×10^-3μm²、1.47×10^-3μm²、4.77×10^-3μm²、10.7×10^-3μm²、38.1×10^-3μm²、49.1×10^-3μm²、99.4×10^-3μm²、126×10^-3μm²的砂岩储层,开展了气源压力为0.1MPa、0.2MPa、0.3MPa、0.5MPa、0.7MPa、0.9MPa、1.0MPa、1.2MPa、1.5MPa、1.8MPa、2.0MPa、2.5MPa、2.8MPa、3.0MPa、3.5MPa、4.0MPa、4.5MPa、5.0MPa、5.5MPa、6.0MPa、7.0MPa、8.0MPa、10.0MPa、15.0MPa、20.0MPa、25.0MPa、30.0MPa下逐级增压充注实验,记录了充注过程中各渗透率储层孔隙压力变化特征,在此基础上,采用充注实验与核磁共振实验结合的方法,对充注过程中含气饱和度变化进行了量化评价。研究结果表明：①低渗致密储层充注时具有高于门限压力进气,源、储压力平衡缓慢以及高压聚气三大特征,进气门限压力与储层渗透率关系密切,建立了门限压力与渗透率关系图版;②认识了含气饱和度（S_g）、地层压力（P）与储层渗透率（K）变化规律,拟合了含气饱和度经验计算公式,以鄂尔多斯盆地苏里格气田为例,通过实验测试、密闭取心分析与经验公式计算结果对比,建立了含气饱和度与储层渗透率关系图版,为低渗致密砂岩气藏储层含气性评价提供指导;③以取心井为基础,根据含气饱和度、储层渗透率、孔隙度、厚度等参数,建立不同渗透率储层储量辟分方法,为储量分类评价提供了依据。     

正交各向异性功能梯度材料平板振动分析

基于一阶剪切理论,研究四边简支正交各向异性功能梯度材料(FGM)板的自由振动和受迫振动。假设剪应力沿厚度方向呈抛物线分布,利用剪切应变能与剪切余能相等原理,得到正交各向异性功能梯度平板的剪切修正系数。利用虚位移原理得到功能梯度平板运动方程,并采用Navier方法对运动方程进行求解。通过与有关文献及有限元计算结果对比,验证该方法的正确性。在此基础上,分析厚度方向上由纤维和基体按照不同体积梯度分布的三种(P-,S-,C-FGM)平板的固有振动和受激振动特性,结果表明纤维体积分数变化区间越大,梯度型式及梯度指数对其振动特性影响越显著;纤维体积分数关于平板中面反对称分布(S-FGM)时,平板振动特性受梯度指数影响较小。     

裂缝对致密储层渗流能力影响实验研究

针对低渗透气藏开发技术需求,以气藏工程为理论指导,采用物理模拟技术,结合致密气藏地质特征和裂缝分布特点,开展了裂缝对储层渗流能力改善作用机理及其影响因素研究。结果表明：裂缝-孔隙双重介质岩心渗透率理论值高于实测值,原因在于实际裂缝壁面粗糙增加了气体流动阻力,导致实测渗透率值较小;裂缝全贯穿时,裂缝宽度和数量对岩心渗透率影响较大,裂缝未贯穿时,裂缝贯穿程度和分布位置对岩心渗透率影响较小;裂缝分布位置对岩心产气能力影响较小;裂缝-孔隙双重介质岩心渗透率受基质渗透率影响程度较大,随裂缝宽度、贯穿程度和数量增加,岩心产气能力增大;在其他条件相同情况下,裂缝距离底水越远,岩心受水侵影响程度越小,产气量越大,产气时间越长。研究认为,裂缝能改善储层渗流能力,量化评价裂缝对储层渗流能力影响有利于提高气藏开发效果。