致密油气储层基质岩心静态渗吸实验及机理

致密油气藏已经成为非常规油气领域的开发重点。渗吸作用作为致密油气渗流机理的重要内容,可以有效地提高致密油气藏的采收率,但目前这方面的研究较少。选取中国典型致密油气储层基质岩心,进行不同条件下的渗吸实验。对实验现象与实验结果进行深入分析,提出新的致密油气储层基质岩心渗吸机理——层渗吸理论,即渗吸是从岩心表层开始逐层向岩心内部进行的。根据修正质量法计算渗吸效率的公式得到准确的室内渗吸实验数据,并将数据标定为实际地层尺度。结果表明,致密油气储层基质岩心在地层条件下的油水渗吸效率为12%~18%,渗吸速度数量级为1×10~(-4)cm/min。应用渗吸作用开发致密油气需要与其他开发方式相结合,才能提高致密油气产量的最终效果。     

高温高压下陆相致密油藏非稳态压裂液渗吸机理研究

渗吸提采（IEOR）是高效开发具有“三低”特性致密油资源的关键技术。在储层压裂、返排、后续开发等阶段，压裂液与油藏中的岩石、流体相互作用后产生渗吸效应，研究稳态及非稳态压裂液渗吸机理对现场开发具有重要指导意义。为此，首先提出了稳态及非稳态渗吸概念，在模拟高温高压环境的基础上，利用核磁共振技术与物理模拟实验结合，定量表征了不同条件的压裂液渗吸特征差异。结果表明：压裂液稳态渗吸作用尺度为0.01～51.52ms，非稳态渗吸作用尺度为0.01～27.75 ms，且在渗吸初期，二者的渗吸速率最快，渗吸作用优先在小孔（0.01～1.00 ms）中进行，随着反应时间的进行，再进入中孔（1.00～10.00 ms），最后为大孔（＞10.00 ms）；非稳态渗吸效率整体高于稳态渗吸，但是非稳态渗吸整体较早趋于稳定，小孔是压裂液渗吸效率的主要贡献者，并最先趋于稳定，其次为中孔，最后为大孔；双重介质的渗吸效率虽整体优于单一介质，但各孔喉的渗吸稳定时间相对滞后；非稳态渗吸的渗吸效率与储层渗透率、储层品质因子呈正相关性，且随着渗透率和储层品质的提升，中孔对渗吸的贡献逐步上升，由小孔主导型逐步变为中孔逼近型，最终为中孔主导型。     

基于核磁共振测试的低渗亲水岩心静态渗吸特征

低渗透储层岩性致密、孔喉细小,导致毛管力引起的压裂液渗吸作用强,有助于提高原油采收率.基于室内静态渗吸实验,结合核磁共振仪定量刻画了低渗亲水岩心内的油水分布,并进一步分析了不同尺度孔隙渗吸速率和渗吸采出程度.结果表明:低渗亲水岩心渗吸首先发生在小孔隙中,其渗吸采出程度达到47.92％;大孔隙的渗吸采出程度仅为小孔隙的1...     

一种电子式高精度静态渗吸测量装置的研究——有效预测致密储层的渗吸采收率

全球能源短缺迫使人们将注意力从常规能源转移到非常规能源上。从技术可行性和经济可承受力角度分析,致密油、页岩气等非常规油气资源潜力巨大。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。纳米级的孔喉对渗吸实验测量方法提出了新的标准和要求,因而需要更加重视实验过程中的精确性。笔者论述了静态渗吸的机理、方式,并对传统方法的限制性和适应性进行了深度剖析,最终设计出了一种电子式高精度静态渗吸实验测量装置,极大地提高了实验的精度,为今后研究致密储层静态渗吸效果提供了技术支持和理论指导。     

大庆致密油储层压裂渗吸增产表面活性剂研制及性能评价

大庆外围致密油藏物性差、储层岩石表面弱亲水，常规压裂液用表面活性剂洗油性能差，渗吸作用不明显，与致密储层配伍性差。为提高致密油层压裂效果，延缓产量递减，提高采收率，利用Amott瓶渗吸洗油法，从渗透率、pH、矿化度和使用浓度等方面开展了岩心渗吸洗油效率影响因素评价实验，研制的一种压裂渗吸用表面活性剂XYJ-1可渗透到低渗透储层深部，改变岩石润湿性，并通过压裂后闷井一定周期，使表面活性剂渗吸到超低渗储层孔喉内，将更多原油渗吸置换出来，进而提高单井产量及采收率。通过红外光谱及核磁共振对分子结构进行了表征，结果表明特征吸收峰与产物符合。评价结果表明，该渗吸用表面活性剂能将储层岩石表面润湿性由弱亲水性改变为强亲水性，当表面活性剂质量分数为0.20%时，表面张力为24.01 mN/m，界面张力为0.061 mN/m，接触角为26.2°，渗吸洗油效率可达21.69%，比常规压裂用助排剂渗吸洗油效率提高了1.89倍，可用于超低渗透储层的增产改造，为压裂提高采收率提供有效手段。     

基于核磁共振技术的致密岩心高温高压自发渗吸实验

为了明确致密储层渗吸作用规律,在开发过程中充分发挥渗吸驱油效果,从而达到提高原油采收率的目的。利用核磁共振技术与高压压汞测试,研究了岩心的微观孔隙结构;设计了模拟储层条件的自发渗吸实验,分析了岩心孔隙度、渗透率、储层温度、压力、人造裂缝等因素对渗吸采收率的影响。结果表明：致密岩心具有3种孔隙结构,其中亚微孔为原油主要赋存空间,其孔隙体积占比接近80%;亚微孔的孔径小、毛细管力大,渗吸初期的渗吸效率最高,且对渗吸原油采收率的贡献程度最大;致密岩心孔隙度、渗透率越低,渗吸采收率越低;渗吸过程中信号相对振幅峰值向小孔隙尺寸偏移,孔径范围减小,岩心越致密,偏移越明显;温度与压力对渗吸采收率的影响较大,模拟储层条件的高温高压渗吸相比常规条件下渗吸采收率提高了120%,模拟压裂的岩心人工造缝后的岩心整体渗吸采收率提高了24.7%。研究成果对利用自发渗吸作用提高采收率具有理论指导意义。     

带压渗吸核磁共振实验研究——以江汉盆地潜江凹陷潜江组泥质白云岩为例

渗吸油水置换作用可提高非常规储层原油产量，目前渗吸实验研究以自发渗吸为主，即在常压条件下模拟岩心在毛细管力作用下的渗吸过程，而在实际施工过程中，压裂液在地层中滞留往往存在压力，传统的实验方法无法体现带压条件下的渗吸特征。为此，以江汉盆地潜江凹陷潜江组泥质白云岩为研究对象，开展基于低场核磁共振技术的带压渗吸实验，研究在流体压力作用下的渗吸规律。结果表明：根据T2谱孔隙分类，页岩油储层岩样中98.14%～99.49%的孔隙为小孔和中孔，中孔是其主要储集空间；相较于常压渗吸，附加流体压力使较小孔隙得到更多动用，5和10 MPa带压渗吸采收率分别提高24.32%和62.59%；渗吸使高黏土矿物含量岩样表面产生裂缝，增大接触面积，提高油水置换效率，同时渗吸作用存在改善物性及伤害储层的两面性。     

页岩储层组构特征对自发渗吸的影响

自发渗吸是利用水力压裂和水平钻井技术在开发页岩油气过程中出现的重要现象。孔隙结构和矿物组成是影响页岩储层自发渗吸的重要因素。通过对页岩样品进行自发渗吸实验,探讨其孔隙连通性、页理方向和矿物组成对页岩储层自发渗吸速率的影响,并利用自发渗吸曲线斜率评价页岩储层的孔隙连通性。结果表明,与常规油气储层相比,页岩储层孔隙连通性较差,自发渗吸曲线斜率明显低于理论值。页理方向也会对自发渗吸产生影响,顺层自发渗吸曲线斜率通常较高,但是也有样品表现为穿层自发渗吸曲线斜率与顺层自发渗吸曲线斜率相当,这可能是由于页岩储层中亲水性矿物含量较高,使水在页岩储层中对运移的方向依赖性减弱。自发渗吸与页岩矿物组成密切相关:当页岩中粘土矿物含量较高时,吸水膨胀使页岩储层中原有孔隙结构发生改变,导致重复实验时页岩储层自发渗吸的曲线斜率逐渐减小;当页岩中石英等脆性矿物含量较高时,自发渗吸曲线变化不大,说明实验的重复性较好。页岩储层的自发渗吸曲线斜率越大,其渗透性越好,越有利于页岩油气的开发。     

裂缝性特低渗透储层渗吸表征模型

特低渗透储层微裂缝发育,开发过程中渗吸作用明显,准确表征渗吸速度对合理开发该类储层具有重要意义。从两相渗流基本理论出发,考虑毛细管力和重力,岩石的孔隙度、渗透率、特征尺寸,及油水黏度等因素的影响,建立了无因次渗吸速度表征模型。利用该模型可以预测裂缝性特低渗透储层的渗吸采油规律。利用自主设计的渗吸试验装置,选取吉林油田和长庆油田的特低渗透岩心进行渗吸试验,对比不同渗吸速度模型对试验数据的表征结果可以看出,新模型实现了不同岩心渗吸速度的一致拟合,表征结果正确可靠。试验结果同时表明,所选取特低渗岩心的渗吸采收率约为10%～18%,且基质渗透率和油水界面张力对渗吸速度和渗吸采收率均有明显影响。因此充分发挥裂缝性油藏的渗吸作用,可以有效改善裂缝性特低渗储层的开发效果。      

页岩储层表面活性剂渗吸驱油机理及影响因素分析

为了研究表面活性剂对页岩储层渗吸驱油效果及影响渗吸效果的主控因素，以苏北某油田页岩储层的岩心为研究对象，利用TOC分析、电镜扫描技术表征了岩心孔隙结构特征，利用核磁共振技术开展了多因素影响下的渗吸实验，评价了润湿性、裂缝、孔隙度、渗透率、表面活性剂浓度及类型等因素对页岩储层渗吸效率的影响，明确了渗吸过程中不同孔隙内原油分布特征及动用情况。结果表明：页岩渗吸分为前期、中期和后期3 个阶段，前期渗吸速度大，渗吸效率迅速上升，中期时间占比最长，后期渗吸速度缓慢，渗吸效率趋于稳定；对比不同因素对渗吸的影响，岩心越水湿、裂缝越多，渗吸速度越大，渗吸效率越高；孔隙度越大、渗透率越小，渗吸效率越高；随表面活性剂浓度降低，渗吸效率呈上升趋势。核磁共振实验结果表明，页岩渗吸过程中，微小孔隙的原油动用情况大于大孔隙，改变渗吸条件可提高各类孔隙动用效率。     

Analysis of petrophysical cutoffs of reservoir intervals with production capacity and with accumulation capacity in clastic reservoirs

Methodologies have been developed for calculating cutoffs of reservoir intervals with production capacity （RIPC） and reservoir intervals with accumulation capacity （RIAC） according to the types of pore throat structures and dynamic force by using data from petrophysical analysis, production tests and mercury injection. The data are from clastic reservoirs in the third member （Es3） and the fourth member （Es4） of the Shahejie Formation in the Shengtuo area on the North Slope of the Dongying Sag, Jiyang Depression, China. The method of calculating cutoffs of RIPC is summarized as follows： 1） determination of permeability cutoffs of RIPC; 2） classification of types of pore-throat structures according to mercury injection data and then relating porosity to permeability and determining the relationship between porosity and permeability according to each type of pore-throat structure; and 3） calculating porosity cutoffs of RIPC using established correlation between porosity and permeability according to the type of pore throat structure. The method of calculating cutoffs of RIAC includes： 1） establishing a functional relationship between oil-water interracial tension and formation temperature; 2） calculating limiting values of maximum connected pore-throat radii according to formation temperature and dynamic forces of each reservoir interval; 3） correlating permeability with maximum connected pore-throat radius and then obtaining permeability cutoffs of RIAC; and 4） calculating porosity cutoffs on the basis of permeability cutoffs according to specific correlations, suitable for the type of porethroat structure. The results of this study show that porosity and permeability cutoffs of clastic reservoirs decrease with depth. For a fixed permeability cutoff, the porosity cutoff of R1PC varies because the type of pore throat is different. At a fixed temperature, porosity and permeability cutoffs of RIAC decrease as dynamic force increases. For a fixed permeability cutoff of effective hydrocarbon accumulation, the porosity cutoff also varies with different types of pore throat.     

不同类型低渗透储层有效厚度物性下限及其差异性成因——以陕北斜坡中部S地区中生界为例

运用铸体薄片鉴定、扫描电镜、阴极发光与压汞等测试分析,综合多方法相互印证分析了鄂尔多斯盆地S地区中生界主力含油层系有效厚度物性下限,并结合物性变化的定量表征探讨了各主力油层间有效厚度物性下限的差异性成因。结果表明,研究区储层有效厚度物性下限值随埋深增大而变小,延9油层组、长2油层组和长6油层组（长4+5油层组）的孔隙度下限分别为15%,14%和8%,渗透率下限分别为4.0×10^-3,1.0×10^-3和0.15×10^-3 μm²。沉积作用形成各储层矿物成分中刚性颗粒含量与粒度大小等差异是其物性差异性形成的基础影响因素,而成岩作用是其差异性形成的最主要原因。各成岩作用类型的具体影响为：各储层初始孔隙度相差较小,长2油层组与延9油层组相比,压实作用和胶结作用共同作用而减少的孔隙度基本相当,差别在于后者的溶蚀改善作用增加的孔隙度稍好于前者;长6油层组（长4+5油层组）与长2油层组相比,压实作用减少的孔隙度和溶蚀作用增加的孔隙度差别均不大,差别在于前者因胶结作用减少的孔隙度大于后者,这是两者物性下限差异的最主要原因。     

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��Based on summarizing the data of gas reservoir characteristics at home and abroad,the cutoffs ofcommercial gas reservoir parameters of porous sandstone are obtained:porosity 9%,permeability 0.1×10^-3��m² Counting the reservoir characteristics being worse with increase of its buried depth and thehigh cost and a long period of deep gas exploration,it is thought that the medium and shallow bedsshould be the main objects for surveying gas in the near future,undcr such a case that the level of thegas exploration and research is not high at present in our country.     

低渗透裂缝性砂岩油藏渗吸机理及其数学模型

研究了低渗透裂缝性砂岩油藏的渗吸机理,分析了各种因素对自发渗吸的影响.对低渗透岩心的自发渗吸实验数据进行了归一化处理,改进了三重指数函数模型,使之更好地符合低渗透裂缝性砂岩油藏的自发渗吸特性.利用常规室内水驱油实验和核磁共振成像技术,研究了驱替条件下渗吸的问题.提出了在低渗透岩心水驱油过程中存在最佳渗流速度;并分析了在水驱油过程中的渗吸机理,为低渗透裂缝性砂岩油藏的水驱油开发提供理论指导.     

裂缝性油藏低渗透岩心自发渗吸实验研究

裂缝性低渗透油藏注水开发时,注入水沿裂缝窜流,油井含水率高,地下注水波及效果差,油层水淹后仍有大量原油滞留在基质岩块中.渗吸排油是裂缝性低渗透油藏重要的采油机理,为研究各种因素对渗吸效果的影响,采用胜利油区纯梁采油厂天然低渗透岩心,通过在地层水和表面活性剂溶液中的自发渗吸实验,研究了润湿性、温度、粘度、界面张力等因素对渗吸的影响规律.实验结果表明:温度不是影响渗吸的直接因素,而是通过改变模拟油的粘度来间接影响渗吸;润湿性、模拟油粘度以及界面张力是影响自发渗吸的主要因素,岩石越亲水,模拟油粘度越低,渗吸采收率越高;对于亲水岩心,渗透率和界面张力控制着渗吸发生的方式;不同渗透率级别对应一个最佳的界面张力范围,在该范围内,渗吸的采收率最高;对于亲水—弱亲水岩心,岩心渗透率越大,所对应的最佳界面张力越低.     

脉冲渗吸水驱油机理实验研究与分析

由于裂缝性油藏储集空间物理性质的复杂性和特殊性,渗吸效果控制着低渗透裂缝性油藏水驱开发动态与开发效果,而脉冲渗吸驱油一直被认为是低渗透裂缝性油藏有效的开发方式。在室内实验研究的基础上,结合油藏工程等理论知识对脉冲渗吸驱油机理进行了研究,得出脉冲增压改善基质岩块孔隙中渗吸条件是脉冲注水方式提高渗吸驱油效率的根本原因。     

二连盆地阿南凹陷白垩系腾一下段致密油有效储层物性下限研究

二连盆地阿南凹陷白垩系腾格尔组一段下亚段是该凹陷致密油勘探的主要目的层系,发育沉凝灰岩和砂岩2类有利的致密储层。腾一下段致密储层孔隙度、渗透率变化范围较大,含油非均质性强,受物性条件控制明显。在物性、试油、压汞等分析资料基础上,运用含油产状法、经验统计法、分布函数曲线法、试油法和最小有效孔喉法等多种方法,综合厘定了腾一下段致密油储层物性下限:其中沉凝灰岩类有效储层孔隙度下限为4.0%,渗透率下限为0.008×10-3 μm2;砂岩有效储层孔隙度下限为5.0%,渗透率下限为0.05×10-3 μm2。有效储层下限的确定可为致密油"甜点"储层预测、资源潜力评价和勘探目标优选提供依据。      

柴达木盆地西部地区下干柴沟组湖相白云岩晶间孔型储层物性下限的确定

物性下限是储层有效性评价及资源量计算的重要参数.以柴达木盆地英西地区古近系致密湖相碳酸盐岩为研究对象,在高压压汞测试及场发射扫描电镜分析确定纳米级白云石晶间孔孔喉分布范围的基础上,提出了一种确定储层物性下限的实验方法,该方法的核心是通过核磁共振多次离心测试来达到分离可动流体与束缚流体的目的,将可动流体与束缚流体分离点对...     

表面活性剂对致密砂岩储层自发渗吸驱油的影响

自发渗吸驱油是致密砂岩油藏比较重要的一种采油方式。为了研究表面活性剂对长庆油田致密砂岩储层渗吸效果的影响,采用核磁共振技术,根据天然岩心在地层水和表面活性剂中的自发渗吸实验,研究了不同润湿性岩心自发渗吸的特点,以及表面活性剂对中性润湿砂岩渗吸结果的影响。实验结果表明:强水润湿砂岩的渗吸采出程度为60%左右,而中性润湿砂岩的渗吸采出程度只有33%左右;表面活性剂的加入能够有效提高中性润湿砂岩的渗吸采出程度,0.05%HYZ-5的效果最好。通过岩心驱替实验评价了HYZ-5表面活性剂对中性致密砂岩周期注水采收率的影响,可以看出HYZ-5可以显著提高周期注水的采收率。现场试验证明,A井采用周期注水,注入HYZ-5表面活性剂溶液渗吸驱油后,取得了明显的增产效果,说明表面活性剂可以提高致密砂岩储层的自发渗吸驱油效率。     

低渗透砂岩油藏渗吸规律研究

随着越来越多的低渗透油田的发现，石油生产的目标逐渐集中在低渗透油田开发上。由于低渗透油藏的生产能力和注水能力很差，渗吸采油在油田开发中发挥着重要的作用。在介绍了一种新的渗吸设备的基础上，利用其研究了低渗透岩心反向渗吸规律。利用X—Ray变化度检测仪，研究了岩心长短对反向渗吸动态、最终渗吸采收率的影响，以及渗吸过程中不同阶段岩心中含水变化度的变化过程。并得出如下结论：反向渗吸是裂缝性低渗透砂岩油藏的主要采油机理；由于低渗透油藏的特点，毛管力作用有效性受到限制，渗吸缓慢，渗吸采收率较低；X-Ray扫描结果揭示了渗吸初期渗吸速度快，渗吸前沿到达边界后渗吸速度变缓。