特低渗砂岩储层物性下限确定方法——以永进油田西山窑组储集层为例

准噶尔盆地永进油田西山窑组储集层孔隙度的分布范围在4%～6%之间,渗透率分布范围在0.01×10^-3～0.30×10^-3μm²之间,属典型的特低孔、特低渗储层。结合静态、动态资料及岩石物理实验,综合利用经验统计法、含油产状法、物性试油法、核磁共振法、最小流动孔喉半径法、驱替压力法等6种方法,确定了该储层有效物性下限孔隙度为6%、渗透率为0.08×10^-3μm²,为有效厚度划分及储量计算提供了依据。     

致密砂岩储层渗吸稳定时间影响因素研究

针对致密砂岩储层闷井时间优化问题,基于长庆油田延长组致密砂岩储层岩心自发渗吸实验研究,统计了不同参数条件下岩样渗吸稳定时间,分析了渗透率、矿化度、模拟油黏度、界面张力等因素对渗吸稳定时间的影响。研究结果表明：渗吸稳定时间与渗透率呈“V”字型关系,渗透率小于0.2×10^-3μm²时,渗吸稳定时间随渗透率增大而减小,渗透率大于0.2×10^-3μm²时,岩心由于孔喉结构的影响始终未能达到渗吸稳定状态;置换液矿化度越高,由于盐浓度差的影响,渗吸稳定时间越长;饱和模拟油黏度越高,越不利于流体渗吸置换,渗吸稳定时间越长;置换液与饱和模拟油界面张力越小,渗吸稳定时间越短;影响渗吸稳定时间因素排序从大到小依次为渗透率、界面张力、原油黏度、矿化度。研究结果对致密砂岩油藏渗吸实验分析及单井体积压裂闷井生产具有一定的指导意义。     

特超稠油油藏蒸汽吞吐筛选标准的探讨

蒸汽吞吐是目前开采稠油油藏最主要的技术,但对原油粘度远大于5×10⁴mPa·s 的特超稠油油藏仍存在着筛选条件不明确的问题。根据目前油价,基于投入与产出平衡原理,研究确定了单井周期极限油汽比、单井极限产油量等经济指标。在此基础上,应用数值模拟技术,对特超稠油油藏吞吐的筛选标准进行了探讨,确定了油藏条件下原油粘度不超过50×10⁴mPa·s,油层有效厚度大于8.5 m,净总厚比大于0.4,含油饱和度大于50%,孔隙度大于20%,渗透率大于500×10^-3μm²,最佳的垂向与水平渗透率比值为0.1~0.5. 该筛选条件的确定对特超稠油油藏蒸汽吞吐开采具有重要的指导意义。     

应用产能模拟技术确定储层基质孔、渗下限

采用WS-2000全模拟岩心综合测试系统，在全模拟条件下研究了四川盆地和鄂尔多斯盆地碎屑岩油、气藏在弹性开采过程中，产量和模拟生产压差的关系，得到了日产气（油）量与储层岩石物性呈正相关关系，在模拟生产压差范围内，单井产量随生产压差增大而增大的认识；根据工业产油（气）井的产量标准，应用产能模拟资料确定：鄂尔多斯盆地P₁x₈储层孔隙度下限为5%，渗透率下限为0.4×10^-3μm²；四川盆地J₃p储层孔隙度下限为6.7%，渗透率下限为0.4×10^-3μm²，T₃x²产层孔隙度和渗透率下限分别为3.3%和0.045×10^-3μm²；J₂s油藏的孔隙度下限为2.7%，而渗透率下限则为0.24×10^-3μm²。其中除T₃x²气藏外，其余油气藏下限值均已被生产证实。     

海上稠油多元热流体吞吐周期产能预测模型

针对海上稠油多元热流体多轮次吞吐开发周期产能预测难度大的问题,基于渤海油田南堡35-2油田水平井多元热流体吞吐典型井油藏数值模拟模型,利用拉丁超立方实验得到周期产油量影响因素样本集,采用1stopt回归方法建立了多元热流体吞吐多轮次周期产能预测数学模型。模型适用范围：原油黏度为150～1000mPa·s,油层厚度为3～18m,水平井水平段长度为100～300m,油藏渗透率为2000×10^-3～10000×10^-3μm²,注入强度为10～26m³/m,注入热水温度为200～300℃。南堡35-2油田已实施井组预测结果与实际产量相对平均误差为2.89%,达到工程应用精度要求。     

致密砂岩气藏水相圈闭损害自然解除行为研究

致密砂岩气藏的高毛细管力及强水湿性使其易产生水相圈闭损害,影响气藏及时发现、准确评价及经济开发。目前消除水相圈闭的物理化学方法,由于可能诱发其他储层损害,应用尚受到限制。选取鄂尔多斯盆地渗透率小于0.1×10^-3μm²、介于(0.1~0.3)×10^-3μm²之间和大于0.3×10^-3μm²的致密砂岩岩样,利用氮气在恒定高压差与递增压差驱替原地有效应力下饱和模拟地层水岩样的实验,揭示致密砂岩水相自然返排行为。结果表明：随着时间增加,含水饱和度逐渐下降,渗透率越高,含水饱和度降低幅度越大,残余水饱和度越低;渗透率介于(0.1~0.3)×10^-3μm²之间的岩样,在前150h递增驱替比恒定高压差驱替含水饱和度降低慢,但水相返排率更高。分析表明,致密砂岩水相圈闭损害严重,孔隙结构、渗透率和压力梯度是影响水相返排的重要因素,孔喉非均质性强的储层宜采用递增压差驱替的方式;水相返排过程包括驱替和蒸发2个阶段,当气相在不同孔喉中形成渗流通道后,可适当提高压差加速水相蒸发。     

致密砂岩储层多尺度裂缝渗透率定量表征及开发意义

为了研究不同尺度裂缝的渗流能力及其对天然气开发的影响,根据裂缝尺度,将库车坳陷克深5气藏的裂缝划分为4个级别,分别计算了每个级别裂缝的渗透率,并分析了裂缝线密度、有效开度对产能的影响,最后指出了开发井位部署的有利区域。研究表明：Ⅰ级裂缝的线密度为0.10条/m,平均有效开度为1.0～3.0cm,渗透率为8300.0×10^-3～225000.0×10^-3μm²;Ⅱ级裂缝线密度为0.21条/m,平均有效开度为1.5mm,渗透率为59.1×10^-3μm²;Ⅲ级裂缝线密度为1.00条/m,平均有效开度为0.4mm,渗透率为5.3×10^-3μm²;Ⅳ级裂缝线密度小于1.00条/m,平均有效开度为25.0μm,渗透率仅约1.3×10^-6μm²,对提高储层渗透率的贡献较小。依据裂缝渗透率的计算公式,结合不同尺度裂缝线密度、有效开度与渗透率的对比表明,裂缝线密度与产能并不一定成正比,裂缝有效开度对产能的影响更大,因此,在裂缝性储层评价中应将裂缝有效开度作为一个重要参数。克深5气藏背斜西侧裂缝充填程度较高,有效开度较小,产能较低;而背斜东侧的裂缝充填程度较低,有效开度较大,产能较高,应作为后续开发井部署的重点区域。研究结论可为克深5气藏开发井位的部署提供地质依据。     

基于生产数据分析的沁水南部煤层渗透性研究

沁水盆地南部是我国煤层气勘探开发的最热点地区,在我国率先实现了煤层气开发的商业化。煤层气开发的主要目标为3号煤层和15号煤层,单井产气量一般在2 000～5 000 m³/d之间,注入/压降试井测试煤层渗透率多在1.0×10^-3μm²左右。在对不同区块煤层气井生产数据分析的基础上,借助历史拟合的方法对试井测试的煤层渗透率进行修正,修正后的煤层渗透率为（0.47~3.95）×10^-3μm²,是试井测试渗透率的6.76倍,修正后的渗透率与煤层气井产气量呈正相关关系。综合分析认为沁水盆地南部煤层渗透性优越,潘庄-端氏一带煤层渗透性最好。     

注气驱油技术发展现状与启示

我国注气驱油提高采收率技术发展较晚,且存在注CO₂与氮气谁更优的争议。根据国内外１０ a来注气开采发展的相关数据,从储层岩性、储层渗透率、储层深度、温度、原油饱和度、黏度等方面分析了国内外注气技术的发展状况。分析结果表明：发展注CO₂提高采收率技术具有广阔的应用前景;受温室气体减排的影响,国际上注CO₂驱油项目主要以注气混相驱发展最快,而我国注气试验主要采用商品CO₂气,并且存在混相困难的问题;碳酸盐岩油藏注气项目超过砂岩油藏,而传统认为碳酸盐岩油藏具有裂缝,注气要窜,故不适合注气开采;国际上在砂岩油藏注气开采的渗透率并不是太低（大于10×１０^-3 μm^２）,而我国注气试验都是超低渗透率（小于10×１０^-3 μm^２）;多数油藏是在注水后再进行注气,而过去认为注水后对注气效果不利;国外注空气目前主要采用高温氧化开采轻油,而不是稠油,而传统认为热采适合于稠油。针对我国目前注气情况和国外发展趋势,就如何开展注气驱油工作提出了建议。     

砂质辫状河储层构型对流体运动的控制作用

针对开发后期流体运动规律及储集层内部剩余油分布复杂的问题，以渤海Q油田馆陶油组砂质辫状河储集层为例，根据落淤层分布样式，建立机理模型,通过数值模拟及油藏工程方法，从横向、垂向2个方面定量研究了储层构型模式对流体运动的控制作用，得到砂质辫状河储层构型模式控制系数的表达式。研究结果表明：砂质辫状河储层构型模式的横向控制作用随着落淤层的厚度、落淤层水平宽度、落淤层频率、地层倾角的增加而变强。当落淤层厚度大于10m，且落淤层垂向渗透率小于100×10^-3μm²时，落淤层对流体的垂向控制作用较强，完全抑制了底水能量，不具备提液潜力；当馆陶油组落淤层厚度小于1m，垂向渗透率大于100×10^-3μm²时，落淤层在垂向上对油井生产无影响，无法抑制底水能量，容易形成底水锥进。该研究对掌握油田开发后期剩余油分布规律及增产挖潜具有重要意义，可为油田开发后期综合调整指明方向。     

中美海相页岩气地质特征对比研究

通过中国海相页岩气详细研究和美国典型页岩气区带解剖,对比研究了中美页岩气地质特征的异同,这些研究对指导我国四川盆地海相页岩气的研究具有重要理论和实践意义。 ①美国Barnett页岩、Marcellus页岩和Haynesville页岩气区带的盆地类型为前陆盆地,中国四川早古生代盆地为克拉通。沉积环境均为深水陆棚,岩石类型以硅质和硅质钙质页岩为主,脆性矿物含量高。②Barnett页岩TOC值为3%~13%,平均为4.5%,Marcellus页岩TOC值为3%~12%,平均为4.0%,Haynesville页岩TOC值为0.5%~4%。四川盆地五峰组-龙马溪组和筇竹寺组页岩TOC值分别为1.5%~3%和2.5%~4.5%。③美国三大页岩成熟度适中,四川盆地海相页岩处于过成熟阶段。Barnett页岩、Marcellus页岩和Haynesville页岩R_O值分别为0.5%~2.1%、1.2%～3.5%和1.2%~3%。四川盆地筇竹寺组页岩R_O值一般为2.5%~4.5%,平均为3.5%,龙马溪组页岩R_O值为1.5%~3%。 ④Barnett页岩核心区厚度为30~180m,总孔隙度为4%~5%,基质渗透率小于1×10^-3μm²,Marcellus页岩厚度为 15～60m,孔隙度平均为10%,渗透率小于1×10^-3μm², Haynesville页岩厚度为70~100m,孔隙度为8%~9%,渗透率小于5×10^-3μm²,四川盆地五峰组-龙马溪组页岩厚度为25~120m,孔隙度为3%~10%,渗透率为(0.01~)×10^-3μm²,筇竹寺组页岩厚度为40~100m,孔隙度为0.1%~3%,渗透率为(0.01~42)×10^-3μm²。⑤Barnett页岩、Marcellus页岩和Haynesville页岩含气量分别为4.2~9.9m³/t、1.70～2.83m³/t和2.5~9m³/t。四川盆地五峰组-龙马溪组和筇竹寺组页岩含气量分别为1.7~4.5m³/t和0.55~1.2m³/t。中国海相页岩吸附气含量大于美国。⑥美国海相页岩埋深为1 220~3 990m,中国海相页岩埋深可高达5 000m,一般为1 500~4 000m;Barnett页岩和筇竹寺组页岩为正常地层压力,压力系数分别为0.99~1.01和1,Marcellus页岩,Haynesville页岩和五峰组-龙马溪组为异常高压,地层压力系数分别为0.9~1.4、1.61~2.07和1~2.3。⑦除四川盆地筇竹寺组页岩外,其他4套页岩均具有良好封盖层,有利于天然气保存。⑧美国地表条件更有利,多以平原为主,而四川多为丘陵。 ⑨四川盆地五峰组-龙马溪组页岩气地质资源量为17.5×10¹²m³,技术可采资源量为1.77×10¹²m³,筇竹寺组页岩气地质资源量为8.86×10¹²m³,技术可采资源量为0.886×10¹²m³。     

低渗透储层应力敏感性与产能物性下限

采用CMS-200型孔隙度、渗透率测定仪,对采自大庆长垣东部榆树林、朝阳沟、头台等油田油层的16个岩芯样品进行实验,为了观察油田开发过程中低渗透储层的应力敏感性,选择了初始压力(原始地层压力)和最大围压(最大上覆岩压),并考虑油田注水开发的长期性及岩石本身的流变特性,在实验中适当延长了模拟压力恢复阶段的时间。实验结果表明,低渗透油田储层对应力的变化比较敏感,渗透率降低幅度较大。但随注水时间的延长,渗透率有不同程度的恢复,且恢复程度与渗透率大小有关:初始渗透率高,恢复程度大;初始渗透率低,恢复程度也低。特别是渗透率小于1.0×10^-3μm²的储层对应力的变化非常敏感,由此所产生的流固耦合现象也十分明显。因此可将渗透率小于1.0×10^-3μm²定为储层应力敏感性的界限。从油田开发角度来看,流固耦合作用的弊大于利,因此开采低渗透储层要尽可能保持地层压力开采,以清除流固耦合的影响。建议在制定储层产能界限时除考虑油层改造及开发技术进步的因素外,也必须考虑流固耦合作用的影响。经过综合分析,指出了大庆长垣东部油田储层的流固耦合作用的影响,并初步将本区的产能界限定为渗透率下限≥1.0×10^-3μm²,供油田开发决策参考。     

基于Plackett-Burman试验设计的超稠油SAGD影响因素研究

蒸汽辅助重力泄油(SAGD)是开发超稠油油藏的有效方式。针对厚度较大的块状超稠油油藏,基于Plackett-Burman试验设计方法,利用稠油热采数值模拟手段,以采收率和累计油汽比作为评价指标,综合分析影响SAGD开发效果的9大开发参数,并进一步利用满意度函数进行双目标优化得到各个因素的最优值。结果表明,影响采收率的三大因素依次是注汽压力、采注比及排距,三者权重之和达到70.5%;影响累计油汽比的三大因素依次为蒸汽干度、注汽压力、水平段长度,三者权重之和达到90.5%。利用满意度函数得到采收率为65%且累计油汽比为0.4m³/m³时的因素最优取值,并利用数值模拟进行验证,结果准确可靠。     

超稠油FAST-SAGD技术及其影响因素分析

利用稠油热采数值模拟手段,以辽河油田超稠油油藏性质为基础,对比FAST-SAGD与传统双水平井SAGD的开发效果,并分析影响FAST-SAGD的关键因素,以提高SAGD的开发性。研究结果表明：FAST-SAGD蒸汽腔横向发育速度比传统SAGD明显加快,采收率提高2.5%,累计油汽比增大0.039m³/m³,生产时间缩短46.6%。以采收率与热效率作为评价指标,得到FAST-SAGD影响因素的最优值：添加井与SAGD井组的生产井之间垂向距离为6m,启动时间为12个月,吞吐周期数为2,注汽压力为10MPa,注汽速度为800m³/d,SAGD井组注气井注汽速度为200 m³/d。研究成果对FAST-SAGD的矿场应用具有一定的理论指导意义。     

准噶尔盆地西北缘二叠系储层特征及分类

准噶尔盆地西北缘二叠系储层包括了砂砾岩、火山碎屑岩和火山岩两大类,总体上属于低-中孔渗储层,但孔隙度、渗透率的分布较为分散,显示了二叠系储层物性的非均质特征.碎屑岩储层中主要的储集空间为剩余粒间孔隙以及在此基础上扩大溶蚀的孔隙;火山岩储层中则以火山岩基质溶蚀孔为主,构造缝、溶蚀缝次之.次生溶蚀孔隙是形成高质量储层的重要组成部分.研究发现,次生孔隙发育带与地层沉积间断密切相关.通过对储层物性和孔隙结构等8个参数变量采用Q型因子分析后,确定了孔隙度下限为9%,碎屑岩储层的渗透率下限为0.2×10^-3μm²,火山岩储层的渗透率下限为0.2×10^-3μm².以此为标准可将二叠系碎屑岩储层和火山岩储层划分为类.     

三肇地区扶余和杨大城子油层储集层的成岩作用

三肇地区下白垩统扶余和杨大城子油层储集岩主要为具有较高杂基含量的岩屑长石细砂岩和长石岩屑细砂岩.孔隙度在1%～21.3%之间,平均10.9%.渗透率在0.01×10^-3～289×10^-3μm²之间,平均1.53×10^-3μm².主要的成岩作用有压实作用、胶结作用、溶蚀作用、交代作用等.压实作用使孔隙大大减少;根据结构、阴极发光特征、碳氧稳定同位素成分、主要元素和微量元素含量可以推测方解石胶结物形成于早成岩作用的还原条件下,方解石胶结物的沉淀使沉积物(岩)的孔隙减少;长石和中基性火山岩岩屑的溶蚀产生的孔隙约占现有孔隙的1/3;交代作用使大部分蒙皂石和高岭石已转变为伊利石和伊蒙混层,或绿泥石和绿蒙混层,对储集空间发育的影响不大.大部分储集岩的变化发生在早成岩作用阶段.     

高含水低渗致密砂岩气藏储量动用动态物理模拟

气藏剩余压力分布能够直接反映其储量动用情况,采用长岩心多点测压实验装置,选择渗透率分布区间分别为(1.38~1.71)×10^-3μm²,(0.41~0.73)×10^-3μm²,(0.049~0.084)×10^-3μm²的多块砂岩岩心组合形成长度超过50cm的3组长岩心,模拟含水砂岩气藏衰竭开采。实验过程中实时记录气藏边界至气井不同位置处压力剖面变化,研究含水气藏储量动用特征。研究表明：致密砂岩储层产气特征、压力剖面形态、压降过程、废弃时剩余压力分布均与渗透率较高的储层(Ⅰ类)差异显著,明显受渗透率和含水饱和度控制。含水相同(约35%),生产至废弃条件时,Ⅰ类储层的压力剖面整体几乎降为0,而致密砂岩、剩余压力仍维持在原始压力的50%以上,且压力梯度大,表明含水气藏,渗透率越低储量动用越困难,动用均衡性越差;考虑含水,随含水饱和度增加,Ⅰ类储层压力剖面形态及下降过程变化不大;渗透率更低的储层(Ⅱ类)尤其是致密储层(Ⅲ类),其压力剖面形态变化极为显著,含水较高时,压力难以向外波及,储量难以有效动用,且非均衡性极强。     

中深层特超稠油HDCS强化采油技术研究

中深层特超稠油油藏埋藏深、原油黏度高,常规热采无法有效动用。在开展水平井SLKF高效油溶性复合降黏剂、CO₂和蒸汽的协同作用机理研究基础上,创建了超稠油HDCS协同降黏、混合传质、增能助排的新型开发模式。该技术实现了黏度高于30×10⁴mPa·S(50℃)以上、埋深大于l 300 m的特超稠油油藏的有效开发,填补了国内外在中深层特超稠油开采领域的空白经过4 a多的反复实践与探索,攻关创新并成功进行了工业化推广,目前已在胜利油田7个长期不能动用的中深层特超稠油油藏得到推广应用,并取得良好的经济效益,     

过热蒸汽吞吐开采方式及井网井距确定方法

河南油田特超稠油油藏的蒸汽吞吐开发实践表明,对于油层温度条件下脱气原油黏度小于8×104 mPa·s的浅层特超稠油油藏采用蒸汽吞吐开采技术是成功的,后期采用过热蒸汽吞吐可以改善蒸汽吞吐的开发效果,进一步提高注蒸汽开发的采收率。但对于大于8×104 mPa· s的浅层超稠油油藏和特薄层特超稠油油藏,由于层薄、黏度高、注蒸汽开发地层热损失大、需要注入蒸汽热焓高,常规蒸汽吞吐技术经济效益差,可尝试过热蒸汽吞吐开发方式。建议井楼油田特超稠油油藏开发采用五点法井网、100 m×141 m井距开发。     

风城浅层超稠油蒸汽吞吐后期提高采收率技术

为了改善浅层超稠油油藏蒸汽吞吐后期开发效果,采用解析分析和数值模拟方法,明确了超稠油油藏在注蒸汽驱替过程中的重力、驱动力的相互作用机理,提出了驱泄复合开采技术。通过油藏工程优化研究,设计了直井、水平井多种组合方式的蒸汽吞吐后期接替方式,并明确其适合的油藏地质条件及转换方式的时机。在风城油田重32井区先后开展了多个先导试验,针对驱泄复合开采的3个阶段,制订了适应的注汽方式、注采参数和调控方法,实现了地层条件下原油黏度大于60×10⁴mPa·s的超稠油油藏蒸汽驱开采,预计最终采收率可从蒸汽吞吐阶段的20%～25%提高至40%～50%。为国内外同类油藏开发提供借鉴经验。