低渗透砂岩石油运移及成藏特征模拟实验

采用计算机控制和改变低渗透岩心中流体注入压力的方法,研究低渗透砂岩中石油运移及成藏的特征.模拟实验初步研究结果表明:1)低渗透岩层石油运移表现为非达西流,渗流曲线主要为上凹型曲线,其次为变性达西流曲线;2)岩心渗透率大小对渗流曲线的位置、非线性段的曲率和变化范围及直线段在压力梯度轴的截距具有很大的影响;3)低渗透岩心中含油饱和度的增大过程可划分为快速增长、缓慢增长和稳定3个阶段,其最终含油饱和度大部分在35%～60%;4)低渗透岩心的含油饱和度与孔隙度、渗透率的关系并不是简单的线性关系,但是充注动力与含油饱和度具有相对较好的正相关关系.     

低渗透砂岩油气藏裂缝综合预测

低渗透砂岩储层中裂缝既是储油空间,又是油气运移的主要通道,对储层裂缝的描述和预测是其开发地质研究的重要内容.单一研究方法不能满足精细预测的需要,迫切需要将各种方法综合运用,以达到指导勘探开发的目的.以东濮凹陷户部寨气田为例,综合运用岩心描述、镜下观察、测井综合指数分析、地震属性分析、应力应变分析、裂缝开启性分析等方法,对沙四段低渗透致密储层裂缝的分布规律及开启性做出预测.     

低渗透砂岩油藏储层非均质地质模型研究

该文在牛20、纯41、桩74、大芦湖等低渗透砂岩油藏地质综合研究的基础上,系统总结了胜利油区低渗透砂岩油藏储层非均质地质模型的研究内容和方法。该模型充分利用三维地震、地质、钻井、测井、测试等资料,以定量研究为主要方法,以地层模型、构造模型和储层模型研究为基础。裂缝模型研究是关键,主要包括野外和岩心裂缝研究、测井方法研究裂缝密度、古构造应力场模拟方法预测裂缝走向、现今应力场模拟方法研究裂缝的连通性及分析压裂裂缝的展布方向和储层裂缝对油田开发的影响等。储层非均质地质模型研究主要包括测井资料解释模型的建立、层间非均质研究、层内非均质研究和平面非均质研究。该模型在胜利油区应用效果良好。     

低渗透砂岩油藏渗流启动压力梯度实验研究

实验测定了3个不同渗透率级别的低渗透砂岩油藏样品的非达西渗流曲线,采用“毛细管平衡法”与传统的“压差－流量法”相结合, 非达西渗流曲线的完整性。在每块实验样品的平均渗汉速度与单位黏度的驱替压力梯度的关系坐标中,利用二次函数拟合实验数据点,通过二次函数曲线切线的斜经和截距的变化来描述低速非达西渗流中岩心渗透经和启动压力梯工的变化,探讨了启动压力梯度与空气渗透率、流体黏、驱替压力梯度的关系以及低非达西渗流段的渗透率与空气渗透率和单位黏度的驱替压力梯工的关系,并回归得到了经验公式。根据“毛细管平衡法”测定的最小驱替压力梯度和“切线斜率法”确定的非线性渗流段最大驱替压力梯度绘制了流态判定应用图版。     

天然气运移物理模拟实验及其组分分异与碳同位素分馏特征

天然气运移物理模拟实验结果表明,天然气在运移过程中将发生组成的色层效应和分馏现象.天然气中甲烷等轻组分的渗透运移速度较大,粘土矿物对天然气中重烃组分具有较强的束缚能力,而且在不同输导层中正构烷烃和异构烷烃的运移速率存在着明显差别.实验结果还表明,运移可以造成天然气烃类气体碳同位素的分馏,特别是天然气中甲烷碳同位素对运移条件及过程较为敏感.     

低渗透疏松砂岩纤维压裂技术

为解决低渗透疏松砂岩油藏储层低产、出砂的问题,开展了纤维压裂技术的研究。结合储层特点,通过实验评价了纤维的分散性及纤维对裂缝导流能力和压裂液携砂性能的影响,优选出了纤维的加入方式和用量。研究表明,纤维的加入对裂缝的导流能力影响较小,且能大幅度提高压裂液携砂性能;现场施工时应先配好交联液,再将纤维与陶粒同时加入,其中纤维加入量不宜过大。现场试验表明,措施后出砂量明显减少,由３. ００ ｍ３ ／ ｄ 减至０.０１ｍ３ ／ ｄ,产量明 显增加,由６.１５ ｍ３ ／ ｄ 增至２４.８０ ｍ３ ／ ｄ,增加３０３％。     

低渗透油层非达西渗流规律的研究

运用无因次分析法对岩心渗流实验数据进行了分析和研究,按雷诺数由小到大依次分为三段：超低速区,低速区及达西流区,并给出各段的数学表达式。综合应用边界层等理论给出这些特殊渗流现象的物理和力学解释。最后分析出不同渗流运动形态对油田开发过程的影响。其研究的结果对于油田的开发具有一定指导意义。     

中国低渗透砂岩储层类型及地质特征

低渗透砂岩储层系指空气渗透率小于50md的含油砂岩储层,按其渗透率大小及开采方式可细分为三类;另根据地质成因,我国低渗透砂岩储层分为三种类型,即原生低渗透储层、次生低渗透储层和裂缝性低渗透储层。不同成因类型的低渗透砂岩储层,其储层描述与评价方法各异。我国低渗透砂岩储层的地质特点:沉积物成熟度低,成岩成熟度高;孔喉半径小,毛管压力高;原始含油饱和度低;粘土矿物含量高,在钻井、完井和开采过程中极易造成伤害。大多数低透储层测井反映为低电阻率,以岩性圈闭及岩性一构造圈闭油藏为主,天然裂缝比较发育。因此,认识和开采此类油藏难度较大。     

低渗透砂岩气藏岩性测井识别方法及意义

鄂尔多斯盆地上古生界气藏属于典型的低孔隙、低渗透性砂岩气藏。岩性控制物性、物性控制含气性,这是鄂尔多斯盆地低渗透性砂岩气藏储层四性关系的一般特征。所以岩性的识别对于预测天然气的高产富集区具有十分重要的意义。本文在利用岩性刻度测井的基础上,选择Rockclass软件,实现了利用测井资料识别储层岩性的目的,丰富了测井解释内容,其结果对于上古生界砂岩储层评价具有重要的意义。     

低、特低渗透砂岩气藏单相气体渗流特征实验

由于低渗透、特低渗透砂岩气藏储层孔隙结构的特殊性,其单相气体的渗流特征与中高渗透储层相比存在很大的差别,有必要对其渗流特征进行研究。通过对数十块低渗透、特低渗透砂岩岩心不同驱替压力下单相气体渗流特征的实验研究,结果表明,一般情况下特低渗透砂岩储层（小于0.1×１０-3μm２）的渗流特征符合克氏渗流曲线特征,但是在孔隙压力很低的情况下会表现出由于强滑脱效应而引起的非线性渗流特征;对于低渗透率储层（大于0.1×１０-3μm２）,气体的渗流特征在低驱替压力下符合克氏渗流曲线特征,但是在较高驱替压力下会表现出明显的高速非线性渗流特征。对于特低渗透砂岩储层而言,气体渗流一般不可能发生高速非线性流效应;而对于低渗透储层,就要考虑高速非线性效应对低渗透砂岩气藏气体渗流规律的影响。     

我国陆相低渗透砂岩油层的粒度和孔隙系统特征

应用２０个油田，２７个油层的Ｃ－Ｍ图和７０３２块样品的粒度资料，编制成我国陆相低渗透砂岩油层的Ｃ－Ｍ图。低渗透砂岩油层形成于山麓冲积扇－－水下扇三角洲和浊积记忆只体系，有四种岩石类型，砾岩、砾状砂岩（或含砾砂岩）、砂岩（粗、中、细）、粉砂岩。四种曲线形态；一段型、二段型、三段型、多段型。低渗透砂岩油层的粒度分布宽，颗粒不集中，混杂，成熟底低，分选差，泥质含量高；中高渗透层的粒度分布范围宽，颗粒不集     

基于集合卡尔曼滤波算法刻画低渗透砂岩储层的相对高渗透条带

随着低渗透砂岩油藏进入开发中后期,长期注水开发使井间易形成相对高渗透条带,增强了储层非均质性,导致生产井水窜,开发效果差。相对高渗透条带内部经过水洗,储层物性得以改善,而其外部储层动用程度低,易形成剩余油富集区,因此准确刻画相对高渗透条带形态与展布是低渗透砂岩储层剩余油分布预测与挖潜的关键。为此,利用开发井的动、静态资料,结合随机模拟得到的储层参数模型,利用集合卡尔曼滤波算法,实现了针对地质属性模型与油藏数值模拟的迭代与更新,使储层参数模型不断吸收并融合油藏内开发井动态生产数据,最终得到能够反映不同开发阶段储层真实地下地质情况的属性模型。结果表明,利用该算法计算得到的储层渗透率模型可指示储层物性在平面上的差异,从而刻画低渗透砂岩储层相对高渗透条带的发育位置及展布形态,为剩余油分布预测与挖潜奠定基础。     

文东深层低渗透多油层砂岩油田细分层系开发

深层低渗透多油层砂岩油田受经济产量的限制，一般采用1套层系笼统合采。开发实践表明，层系内如层数大多，层间非均质性是造成水驱动用状况极不均衡的内在因素。多层合采合注开发效果较差，需要研究新的层系组合与划分方式，即能满足开发生产对层系细分的需要，又能使注采井距达到注水开发的要求。东濮凹陷文东油田属于低渗透多油层砂岩油田，油层多达55个，在准确认识油藏地质特征及开发特点的基础上，以经济效益为前提，合理划分与组合开发层系，其高效、经济细分层系开发的经验，对科学、合理开发同类油田具有借鉴意义。     

广安气田须六段气藏低渗透高含水砂岩储层单相气体渗流特征

广安气田须六段气藏的砂岩储层表现出典型的高含水、低渗透特征,气藏渗透率为0.1mD的岩样占60%,且平均孔隙度仅有8.97%,平均含水饱和度达55%,与常规气藏相比较,该气藏储层的气体渗流特征具有特殊性。为了深入认识该气藏渗流特征和关键性的影响因素,掌握其生产动态特征,需用岩心开展针对性的渗流机理实验研究,同时,应用渗流效应系统分析方法诊断该气藏存在的特殊渗流形式。研究表明:广安气田须六段气藏岩样随着压力梯度增大单相气体渗流存在阈压效应、滑脱效应、达西渗流效应及高速非达西渗流效应4种渗流形式;物性越差、含水饱和度越高的岩样非线性渗流效应越明显。该研究成果不仅为认识该气藏的渗流特征提供了直接理论依据,而且也有利于掌握其生产动态的特殊规律。     

低渗透砂岩油藏平面径向渗流流态分布

为了研究低渗透储集层中流体非达西渗流规律，在室内非达西渗流实验的基础上，将低渗透储集层中流体的渗流分为非流动、非线性渗流和拟线性渗流3种渗流状态并给出了各渗流状态的渗流方程，以此为依据，推导出了单相平面径向渗流流态分布规律公式，可用以定量地确定油井周围3种流态的分布范围。两相平面径向渗流流场中各点的饱和度不断变化，拟线性渗流区、非线性渗流区的范围也不断变化，因此在确定流态分布范围时，应在单相最小驱替压力梯度和临界驱替压力梯度公式中乘以两相驱替系数。根据流态分布，提出了确定低渗透油藏合理井距的方法和理论公式。应用该研究成果对国内5个典型加密试验区进行了井距计算，取得了较好的效果。图4表1参9     

低渗透油层不能产生高速非达西流——对《低渗透储层容易产生高速非Darcy流吗?》一文的讨论

没有任何一位学者的研究结果显示"低渗透储层容易产生高速非达西流"。Forchheimer公式一直被应用于高速气体渗流,该式经变形可得到气体渗流方程,导出的非达西渗流湍流系数理论方程与经验公式是一致的,进而认为Forchheimer公式中的非达西流湍流系数经验公式是正确的。有学者之所以否定Forchheimer公式中的非达西渗流湍流系数经验公式的正确性,其主要源于错误地描述了湍流阻力系数与雷诺数的函数关系。进一步研究给出了Forchheimer公式的线性化求解非达西渗流湍流系数的方法。     

低渗透气藏压裂井三项式方程推导及应用

低渗透气藏压裂前自然产能很低或基本无产能，压裂是低渗透气藏增产和保持经济开采的重要措施。传统的二项式产能方程只能描述高速非达西渗流，对于这种低渗压裂井，地层的低渗透性和裂缝的高导流能力使得其渗流规律已经和压裂前大不一样，二项式产能方程已无法描述气井的生产状况，必须建立新的产能方程。文章从渗流力学基本理论出发，建立了低渗透气藏压裂井三项式产能方程。该模型全面考虑低渗透气藏压裂井的低速非达西渗流和高速非达西渗流的影响，得出了低渗透气藏压裂井渗流阻力由三部分组成，即启动压力阻力、粘滞阻力、惯性阻力，三者同时存在使得渗流阻力加大，并提出了低渗压裂井产能预测方法，能够更精确地确定渗流阻力系数和合理产量等重要参数，为科学合理开发低渗透气藏提供了理论依据。     

低渗透砂岩气层综合岩石物理模型

落基山脉的低渗透砂岩气储层一般是有复杂的矿物质，在储集岩中以云母，长石和碳酸盐形式存在。况且泥质往往是粘土伊利石，蒙聪石，高岑石及缘泥石的某种组合。大部分测井仪器的测量信号来源于岩石基质，在这些低渗透砂岩气层情况下其基质往往是既复杂又不明确的。NMK测井仪的测量信号主要来自流体组分，基质影响很小。通过综合NMR测量（由于测流体组分）和其它裸眼井测量能研制出种种稳健的岩石物理模型，获得内在一致的模型。 为了计算Sw，大部分岩石物理模型要求有Kw、m及n资料（以及PHIT、VCLAY和CEC资料）。在低渗透砂岩气层由岩心测量确定胶结指数（m）和饱和度指数（n）是很困难并且费时的。这是由不列原因造成：（1）不能对岩石基质没有造成损害洗净并且烘干岩心塞。（2）对这分析，很低的渗透率阻碍了被测饱和度的宽范围分布。由检在这此储层100％含水井段是不常见，为获得m和Kw数值的Pickett比图分析往往是把人们引入歧途。况且有相当多的证据说明，在一给定的低渗透气层内砂岩间的地层水矿化度会是不同的。使用采出水确定Rw是有问题的，因为采出水受到采出会凝析的伛矿化度水的污染。 使用包括NMR测井的完美测井系列往往能估算储层条件下m和n指数（在某些情况下加入Rw）。一些实例说明，这种分析需要NMR测量，并且说明用什么方法和其它裸眼并数据综合来确定相互一致的孔隙度一饱和度模型。和任何模型一样，能使用岩心NMR测量数据来验证和或扩展岩石物理模型。     

核磁共振测井在长庆低渗透砂岩气层评价中的应用

长庆油田的上古生界砂岩储层具有低孔、低渗、孔隙结构复杂的特点，利用常规测井资料精确评价储层的难度较大。本文通过岩心测试和现场测井对比，建立了长庆上古生界低渗透砂岩储层的核磁共振测井解释方法和优化采集参数，分析了影响T2截止值变化的主要因素，介绍了核磁共振测井在储层参数解释、可动流体分析和低电阻率气层识别方面的应用情况及效果。     

低渗透气藏气体渗流机理实验

针对低渗透气藏含水饱和度较高的特点，改进了气体渗流实验方法，在提高了实验精度的基础上，结合平均压力梯度下气体流速的实验数据处理方式，发现了转折型气体渗流曲线类型--在不同实验压差区域内其气体渗流规律不同，即随压力梯度的增大，阈压效应与滑脱效应依次占主导地位。在此基础之上，通过进一步的实验研究，分析了常压状态与覆压状态下低渗含水岩心中气体渗流特征的差异。研究认为，转折型气体渗流曲线是滑脱动力与毛细管阻力这两种相互制约、相互矛盾的影响因素此消彼长的宏观体现，而拐点的位置反映了两种影响因素主导地位的转化界限。