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。     

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。     

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。     

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。     

川中大安寨裂缝性油藏渗吸注水实验研究

渗吸注水是低渗透裂缝性油藏注水开采的重要机理，合理的注水方式与注水参数对改善低渗透裂缝性油藏水驱开发效果具有指导意义。通过大量的室内实验研究，获得了大安寨油藏基质岩块自然渗吸动态规律和脉冲渗吸动态规律，为制定合理的油藏渗吸注水开发方式提供了理论依据。     

致密砂岩长石溶蚀机制及其影响因素

致密砂岩储层中次生孔隙的形成以及油气的储集均与长石溶蚀作用有着密切关联。为了解决目前对致密砂岩长石溶蚀机制及其影响因素的认识薄弱问题,通过查阅大量文献,对国内外致密砂岩的长石溶蚀机制及影响因素进行了综合分析。结果表明,烃源岩生烃过程中所释放的有机酸性流体和大气淡水淋滤作用均可引起长石溶蚀。长石溶蚀属于非全等溶解,溶蚀机制可以分为表面反应溶蚀模型和淋滤层扩散溶蚀模型两种模型;热力学计算结果表明,钾长石溶蚀反应的吉布斯自由能增量(ΔG)最高,其次为钠长石,钙长石最低,且钾长石、钠长石的 ΔG 一般随温度上升而减小,而钙长石ΔG 则随温度上升而增大;长石溶蚀过程受控于长石结构与成分、温压条件、溶液pH 值及有机酸类型等多种因素。     

致密储层衰竭开采规律研究

致密油通常存在启动压力梯度,在启动压力梯度存在及一定假设的前提下,分析原油在地层中由基质流向裂缝的渗流规律。通过建立数值模型,分析了在一维空间下的压力、渗透率、岩心尺寸等因素与衰竭采出程度的关系,并绘制了三维图版。结果表明,当岩心尺度很小时,影响采出程度的主要因素为衰竭压差;而当尺度增大时,衰竭采出程度与岩心长度及渗透率的关系越来越显著。根据所得结论在一维条件下提出了考虑各种因素下的计算采出程度的经验公式,并将空间扩展到三维,在一维的基础之上修正公式,得出了三维基质块衰竭采出程度的经验公式,对生产实践提供一定参考意义。     

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。     

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。     

建111井致密砂岩气显示录测井解释研究

致密砂岩气属于非常规天然气资源家族的一员,其储层孔隙度低、渗透率低、随钻录井气测显示弱、气水关系复杂。这些特征,给录测井解释评价带来诸多需要攻关与认识的技术难题。在建南地区首口致密砂岩气勘探开发试验井—建111井,江汉录测井人员于须家河组须六段致密砂岩储层发现并解释典型致密砂岩气层1层厚9.0m,完井测试,日产天然气3 000m3。须六段致密砂岩气的成功解释评价,丰富和验证了现有的录测井致密砂岩气解释评价方法,为下步该地区致密砂岩气开发录测井解释评价积累一定的实践经验。     

致密砂岩储层孔隙结构分形特征表征方法研究

分形理论为定量表征储层孔隙结构提供了有效手段,但致密砂岩储层孔隙结构复杂,常规孔隙结构分形特征表征方法是否适用需要进一步研究。系统梳理了孔隙结构分形特征表征方法,然后基于致密砂岩压汞曲线对各方法适用性进行了评价,并对致密砂岩储层的分形特征进行了研究。结果表明,分形定义法能够有效表征致密砂岩孔隙结构分形特征,贺成祖法适用于渗透率大于0.1×10-3 μm2的致密砂岩储层,Li Kewen法适用于渗透率小于0.1×10-3 μm2的致密储层,而Brooks⁃Corey法完全不适用于致密砂岩储层。致密砂岩储层在整个孔隙半径区间上具有分形特征,不存在分段分形特征。分形维数是储层评价的重要参数,分形维数越大,储层物性越差,平均孔隙半径越小,排驱压力越大,束缚水饱和度越大。     

新疆吉木萨尔凹陷致密油藏最小混相压力实验研究

最小混相压力是油田采取注CO2增产方式的重要参数之一，为了确定新疆吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油藏原油与CO2的最小混相压力，进行了室内细管实验和界面张力实验。结果表明，细管实验测得新疆致密油藏最小混相压力值为18.70 MPa，略大于界面张力实验测得最小混相压力值18.44 MPa，二者相差1.4%，均小于油藏压力43.00 MPa，因此在现有油藏条件下CO2与原油能实现混相；平衡压力越大，CO2溶于原油后界面张力降低越多，当系统平衡压力从0.73 MPa增大到28.46 MPa时，原油与CO2的界面张力值由22.62 mJ/m2降到1.83 mJ/m2；当平衡压力在0.73~13.33 MPa时，CO2在原油中的溶解占主导作用，当平衡压力在15.84~28.46 MPa时，CO2对原油中轻质组分的萃取占主导作用，且原油与CO2相互作用机制由CO2溶解度向CO2萃取轻质组分转变时的压力为13.67 MPa。通过实验研究，加深了对目标油藏最小混相压力及原油与CO2微观相互作用机理的认识，为目标油藏注CO2增产开发方案的制定提供理论支持。