低渗透砂岩油藏压力敏感性研究

针对低渗透油藏渗透率压力敏感性较强的特点,选用不同渗透率的岩心进行了压力敏感性实验;不同有效压力加载方式渗透率敏感性实验;岩石力学体积应变实验。结果表明,低渗透岩心渗透率敏感性强于中、高渗透岩心;渗透率损失主要发生在有效压力增大的初始阶段;岩石弹塑性形变阶段的体积应变主要发生在围压较低阶段。     

不同围压下致密砂岩渗透率变化规律研究

以胜利油田致密砂岩岩心为实验样品,研究不同围压下致密砂岩渗透率的变化规律。结果表明:当孔隙压力一定时,岩心气测渗透率随围压的增大而减小,围压对致密砂岩渗透率影响特征较指数函数相比,更符合幂指数函数分布规律;同时计算了致密砂岩气体渗透率的变化率和S系数,验证了致密砂岩气体渗透率随围压的变化规律。     

低渗透储层应力敏感性研究

为更深入研究低渗透储层的应力敏感性,以变径毛管束模型为基础,从理论上证明低渗透储层的强应力敏感性;并通过保持围压不变、改变流体压力的试验方法研究有效应力、孔隙结构及应力加栽方式对储层渗透率的影响;针对低渗透气藏压敏效应较强,随着储层压力的下降,有效应力不断变化,引起气藏产能逐渐降低的特点,通过固定围压,改变内压（四升四降内压）的方法来研究内压变化对储集层渗透率的影响,同时分析评价渗透率的应力敏感性。综合分析应力敏感现象在低渗透气藏开采过程中的影响程度,为低渗透气藏的合理开采提供参考。     

高温及升温速率对砂浆气体渗透性与孔隙率的影响

高温不仅降低砂浆的力学性能,还会对其耐久性产生重大的影响。通过高温马弗炉以3种不同升温速率(即5 ℃/min、10 ℃/min、15 ℃/min)加热砂浆至400 ℃、500 ℃、600 ℃来模拟火灾试验。通过新的试验技术(允许在围压下同时测量气体渗透性和孔隙率)研究了不同温度损伤后砂浆的气体渗透性和孔隙率以及力学性能的变化。结果表明,随着升温速率的加快以及温度的升高,砂浆气体渗透率与孔隙率逐渐增大。与未升温相比,当以15 ℃/min加热至600 ℃时,砂浆气体渗透率增加了2个数量级,孔隙率增大了1.77倍;在加卸载围压过程中,砂浆气体渗透率与孔隙率均不可逆地降低;升温速率越大,加热温度越高,砂浆气体渗透率与孔隙率对围压就越敏感。孔隙率对围压的敏感性与气体渗透率相比较小,但孔隙率对围压的敏感性证实了加卸载围压过程中裂纹不可逆闭合与孔隙不可逆破碎;当以3种升温速率加热砂浆至400 ℃、500 ℃和600 ℃时,随着升温速率的加快以及温度的升高,砂浆的抗压强度逐渐降低。     

低渗油藏储层应力敏感性及其对单井产量的影响

采用变围压应力敏感实验方法,具体实测了A低渗油藏储集层岩样不同有效压力下的渗透率,根据实测的结果回归出A低渗油藏储集层应力敏感性的幂函数关系式,总结了储层渗透率随油藏压力的变化规律。在考虑储集层应力敏感影响的情况下,推导出新的产量方程,计算了渗透率变化对单井产量的影响。研究表明:该A低渗油藏储集层应力敏感性在0.37~0.54之间,在考虑储集层应力敏感性的条件下,油藏单井产量降低,并且随着敏感性的增强,降低的幅度越来越小。     

低渗气藏应力敏感性评价及对生产动态的影响

低渗透气藏具有较强的应力敏感性,随着生产的进行,储层压力下降,有效压力增加,渗透率下降,进而引起气藏产能的降低。在压力敏感性实验过程中,采用改变围压的方法来近似地模拟储层所承受压力的变化,主要研究了压力变化对储集层渗透率的影响。实验结果表明:压敏对渗透率的伤害是不可恢复的,根据渗透率区间建立了有效压力与储集层渗透率之间的函数关系式。采用数值模拟技术应用建立的函数关系对苏里格气田水平井进行研究,模拟考虑和不考虑压敏性,累产量降低了3.47%,分析压敏性在低渗气藏开采过程中的影响程度,制定出合理的生产制度。     

大牛地气田致密砂岩应力敏感性研究及应用

大牛地气田上古生界发育多套致密砂岩储层,为系统分析不同特征致密储层的应力敏感性,通过固定围压,改变回压的方式模拟生产过程中流体产出造成地层有效应力增大的过程,实验分析了大牛地气田不同特征储层的应力敏感性特征,总结了储层孔渗随有效应力的变化规律。研究表明:气田开发过程中,地层流体产出造成有效应力增大,孔隙度总体降低1%～1.5%,渗透率总体降低40%～80%。将实验结果引入到气井产能评价,发现在考虑储层应力敏感时,无阻流量是渗透率为常数时的76.3%左右。     

葡萄花油层合理流压确定室内实验研究

低渗透油藏储层存在应力敏感的现象。本文通过室内物理模拟方法,研究岩心油相、水相渗透率随上覆压力损失及恢复规律,以及岩石弹塑性与渗透率保持规律之间关系的研究。模拟结果表明:天然岩心油相、水相渗透率均随着上覆压力的增大而降低,且岩心渗透率越低渗透率损失越大。在此基础上,确定了葡萄花油层投产阶段合理井底流压。     

大牛地气田致密砂岩应力敏感性研究及应用

大牛地气田上古生界发育多套致密砂岩储层,为系统分析不同特征致密储层的应力敏感性,通过固定围压,改变回压的方式模拟生产过程中流体产出造成地层有效应力增大的过程,实验分析了大牛地气田不同特征储层的应力敏感性特征,总结了储层孔渗随有效应力的变化规律。研究表明:气田开发过程中,地层流体产出造成有效应力增大,孔隙度总体降低1%～1.5%,渗透率总体降低40%～80%。将实验结果引入到气井产能评价,发现在考虑储层应力敏感时,无阻流量是渗透率为常数时的76.3%左右。     

低渗透应力敏感性油藏的合理开发

随着现代化进程得进一步发展,人类对于资源的渴求程度也随之增大,由于时下对于低渗透油藏的开发水平不高,因此人们对油藏资源的深度勘探也提上了日程。应用控制变量法,采用变流体压力应力敏感的实验策略,在保证围压一定的前提下,应用不同的流体压力对某地渗透油藏的岩心的渗透率进行科学校验,并通过多次实验得到符合一般规律的研究结果。实验现象表明:围压一定的前提下,流体压力越小则岩心渗透率越低,但其减幅趋于平缓;同时,其应力敏感性越高,整个过程呈不可逆态。通过对于径向渗流理论的深度探究,结合应力敏感度相关性质,进一步分析此得到对于低渗透应力敏感性油藏的合理开发办法,希望能够以此为相关从业人员今后的工作提供一定的借鉴价值。     

页岩岩心活性水浸泡前后渗透率变化规律实验研究

运用非稳态脉冲超低渗透率测量仪对页岩储层渗透率进行测量,得到页岩渗透率随孔压、轴压和围压的变化规律并且确定了页岩的应力敏感性和各向异性,为页岩储层渗流特性研究提供了理论基础。通过页岩在特定的工作液中污染不同的时间前后的渗透率变化,来反映工作液对页岩储层的伤害程度。研究成果可为页岩气井钻完井、增产改造和开采过程中储层保护提供基础参数。     

低渗油藏流固耦合效应及其应用

以渤南油田义37块沙三^8低渗油层为例，研究了低渗透油藏流固耦合效应及其对低渗透油藏开发的影响。低渗油藏变形包括弹性应变和塑性应变两种机理，随着有效压力逐渐增加，岩样渗透率逐步下降，岩石从弹性应变逐渐转变为塑性应变，二者之间存在转换机制；本文通过对实验结果的分析，建立了低渗储层渗透率随应力变化模型，分析了流固耦合对渤南低渗透油田开发的影响，为低渗透油藏开发方案调整提供依据。     

不同方法测定水泥土渗透系数的研究

为研究适合测定水泥土渗透系数的试验方法,结合工程实际,对防渗墙进行现场钻孔注水试验,对钻芯取样的水泥土试样进行室内变水头渗透试验和三轴渗透试验,对比室内试验结果和现场试验结果,探讨适合检测水泥土芯样的室内试验方法,分析三轴渗透试验中孔隙水压和围压对水泥土渗透性的影响.对重新配制的水泥土试样进行室内变水头渗透试验、三轴渗...     

储层岩石渗透率应力敏感滞后效应研究

从渗透率应力敏感曲线的升压、降压过程可以看出,在岩心恢复压力即减小净覆压的过程中,其渗透率不能完全恢复到最初的水平,我们把这个现象叫做渗透率的应力敏感滞后效应。本文研究了储层岩石渗透率应力敏感滞后效应,并定义了储层岩石渗透率不可逆损害率,从另一个角度评价了储层岩石渗透率的不可逆损害程度。     

川东北陆相气藏试气作业储层保护技术

在油气田的勘探开发过程中,只有减少对油气层的损害,才有可能获取更大的综合经济效益。油气层损害是指在油气井钻井、完井、增产措施施工中,各种工作液在井周附近储层中造成的减少油气层产能的现象。而维持储层产能的重要条件是岩石的渗透性,渗透率越高,流体导流能力越高,储层产能越高。因此,保护油气层的核心问题就是如何保持储层的渗透率。川东北陆相气藏埋藏深,储层类型复杂,泥质含量高,勘探作业施工过程中的入井液体与地层流体不配伍,易引起水敏、盐敏、压敏等现象。文中对试气作业施工可能造成储层损害的因素及采取的相应保护措施进行了详细分析,目的在于提高陆相气藏储层保护水平,确保气藏产能得以彻底解放。     

KV-3可延时固化的网络覆膜砂研究

疏松砂岩油藏开发到中后期,射开的油层越来越多,由于油层出砂而造成的亏空越大,防砂的难度就越大,针对这一问题。开发了适合于多层防砂的KV-3型可以延时固化的网络树脂覆膜砂,介绍了KV-3型网络覆膜砂的延时固化原理及其各种相关性能的评价。通过研究认为．开发的KV-3型网络覆膜砂可以人为控制固化,同时具有较高的强度和较高的渗透率,因此可以用一次防砂管柱实现多层防砂施工的目的。     

A model for stress-dependence of apparent permeability in nanopores of shale gas reservoirs

Predicting long-term production from gas shale reservoirs is a challenging task due to changes in effective stress and permeability during gas production. Unlike coal, the variation of sorbing gas permeability with pore pressure in shale does not always feature a biphasic trend under a constant confining pressure. The present contribution demonstrates that the biphasic dependence of permeability on pore pressure depends on a number of physical and geometrical factors, each with a distinct impact on gas permeability. This includes pore size, adsorption isotherm, and the variation of gas viscosity with pore pressure. A single-capillary model is proposed for the apparent permeability of real gas in shale. Results indicate that the biphasic relation between apparent permeability and pore pressure is prevalent when the sorbing gas flows in sufficiently small pores. In addition, the effects of sorption isotherm and internal resistance of nonideal gas to flow cannot be ignored.