特低渗透砂岩储层可动流体赋存特征及影响因素

利用核磁共振技术,对鄂尔多斯盆地延长组特低渗透砂岩储层样品进行了测试;对可动流体孔隙度参数进行了定义,分析了可动流体的赋存特征及影响因素.研究结果表明,特低渗透砂岩储层核磁共振T₂谱截止值低,可动流体含量低.可动流体参数分布范围宽且具有较强的非均质性,渗透率越高,可动流体参数与渗透率的相关性越强;渗透率越低,可动流体参数衰减速度越快.特低渗透砂岩储层微裂缝发育程度、黏土矿物充填孔隙程度、次生孔隙发育程度及重结晶等微观孔隙结构特征是可动流体的主要影响因素.     

高邮凹陷南断阶特低渗透油藏储层微观孔隙结构特征及分类评价

针对高邮凹陷南断阶特低渗透油藏储层物性较差、不同区块开发难易程度差异较大等问题,综合应用恒速压汞、核磁共振、离心实验及油水驱替等实验技术对储层微观孔隙结构、油水渗流机理及核磁共振可动流体百分数等进行了系统研究,并根据五元分类系数法对不同区块进行了储层评价和分类优选.结果表明,南断阶特低渗透油藏泰州组储层物性优于阜宁组,不同渗透率储层喉道发育特征差异较大而孔道分布特征基本相同,渗透率越小则微孔隙越发育;储层主流喉道半径与渗透率之间具有较好的指数关系.泰州组和阜宁组储层可动流体百分数平均值分别为67.2％和32.9％,阜宁组可动流体百分数从大到小依次为陈2、竹墩、许庄、方巷和徐31区块.水驱过程中油相渗透率随含水饱和度的增加而急剧减小,但水相渗透率增加幅度很小,水驱油效率平均值为54.1％;水驱后储层较大孔隙空间仍含有一定量残余油,而微小孔隙中的原油基本未被驱替出来.研究区特低渗透油藏不同区块储层开发难易程度从低到高依次为:竹墩区块泰州组,陈2、许庄、竹墩、方巷和徐31区块阜宁组.     

特低渗透砂岩油藏储层微观孔喉特征

通过岩心样品的恒速压汞测试,对特低渗透砂岩油藏储层微观孔喉特征进行的研究结果表明,储层有效喉道半径、有效喉道体积、有效孔隙半径、有效孔隙体积及孔喉比等特征参数与孔隙度、渗透率之间具有较好的相关性;对于孔隙度、渗透率较高的岩样,有效喉道、有效孔隙发育程度较高,孔喉比较低;特低渗透砂岩油藏储层孔隙结构具有中等孔隙和小喉道发育、孔喉连通性差及孔喉性质差异大的特点,开发过程中可能存在潜在的贾敏效应伤害。特低渗透砂岩油藏储层性质主要由喉道控制,喉道半径分类明显。渗透率越低,喉道半径与渗透率的相关性越好。喉道控制储层渗透性,进而决定开发难度和开发效果。     

深层高压低渗砂岩储层可动流体赋存特征及控制因素——以东濮凹陷文东沙三中油藏为例

利用核磁共振技术,对东濮凹陷文东沙三中深层高压低渗砂岩储层样品进行测试分析,通过可动流体百分数、可动流体孔隙度参数分析了可动流体的赋存特征及控制因素。研究结果表明,不同离心力的T2谱形态表现为4种类型,T2截止值与物性呈正相关关系。可动流体含量低且其分布具有较强的非均质性,渗透率越高,主流喉道半径越大,可动流体参数值越大,可动流体参数与渗透率的相关关系越好;渗透率越低,可动流体参数衰减越快。储层微观孔隙结构是可动流体赋存的主要控制因素。应用喉道半径区间分布表征微观孔隙结构对可动流体分布的控制,效果较好。物性越好,大喉道控制的可动流体量越高。     

利用核磁共振可动流体评价低渗透油田开发潜力

采用核磁共振技术,对我国新疆小拐油田砾岩和砂岩、青海狮子沟油田灰质泥岩、大庆头台油田和长庆安塞油田砂岩等三种不同岩性的四个典型低渗透油田共165块岩心进行了可动流体评价研究。在此基础上,分析了低渗透油田可动流体与孔隙度、渗透率的相关关系,结合油田现场开发效果,发现可动流体百分数是评价低渗透油田开发潜力的关键物性参数之一,低渗透油田开发潜力的评价不应简单地直接采用中、高渗透油田所采用的评价方法,而应当综合考虑可动流体因素。还对低渗透油田可动流体的影响因素进行了分析研究,结果表明微裂缝发育程度、粘土充填孔隙程度及次生孔隙发育程度等微观孔隙结构特征是低渗透油田可动流体的主要影响因素。     

应用核磁共振技术研究页岩气储层可动流体

国内对页岩气储层特征及评价的工作开展得相对较少,在调研大量国内外文献的基础上,从常规储层研究思路入手,应用核磁共振技术对不同区块的34块页岩气储层岩样进行可动流体测试。研究结果表明:页岩气储层可动流体含量低,具有非均质性;可动流体百分数与气测孔隙度和渗透率具有一定相关性,且孔渗越大相关性越好;分析了裂缝微裂缝含量对可动流体百分数的影响,裂缝微裂缝含量大于2%时,与可动流体百分数具有较好相关性;可动流体百分数和裂缝微裂缝百分数可以表征页岩气储层物性特征,是评价页岩气储层渗流能力及开发潜力的一个重要物性参数。     

特低渗透储层可动流体饱和度影响因素分析——以安塞油田长6储层为例

利用核磁共振技术,对鄂尔多斯盆地延长组特低渗透砂岩储层样品进行了测试;对可动流体饱和度参数进行了定义,分析了可动流体的赋存特征及影响因素。研究结果表明,特低渗透砂岩储层核磁共振T2谱截止值低,可动流体含量差异性较大。可动流体参数分布范围宽且具有较强的非均质性,孔隙半径整体差别不大,不是影响可动流体饱和度大小的主要控制因素。喉道的大小及连通性控制着可动流体的饱和程度。喉道半径大且喉道连通的有效孔隙个数多时,有效孔隙体积随喉道半径增大而增大,可动流体高。     

致密砂岩储层微观渗流特征与储量评价研究

针对目前特低渗、超低渗透致密砂岩储层物性差、有效动用难度大等问题,综合使用恒速压汞、核磁共振、离心实验及油水驱替等实验技术对储层微观孔隙结构、可动流体百分数、非达西渗流特征等进行了系统研究。研究结果表明特低渗、超低渗致密砂岩储层微孔隙的喉道半径、可动流体百分数、启动压力梯度是判断该类储层渗流能力大小的关键指标。以这3个参数作为评价指标,利用模糊数学评判对目前江苏油田已发现未动用的特低渗、超低渗透储量进行综合评价。评价结果显示这部分储量有开发动用的潜力。     

可动流体相对体积对低渗透油藏开发效果的影响

利用核磁共振无损检测技术对一百余块低渗、特低渗透岩样进行了可动流体相对体积的实验测试。分析结果表明,可动流体相对体积与渗透率和驱油效率之间存在很好的相关关系:渗透率越高,可动流体相对体积越大,但在低渗透率段,又不完全受渗透率控制;可动流体相对体积越高,驱油效率也越高。最后,建立了可动流体相对体积储量分级评价标准,并对大庆、长庆低渗透油藏开发效果进行了分析对比。     

特低渗透砂岩储层微观孔喉与可动流体变化特征

基于核磁共振、恒速压汞实验结果,对鄂尔多斯盆地延长组特低渗透砂岩储层的微观孔喉与可动流体变化特征进行了定量评价.分析表明,特低渗透砂岩储层可动流体参数、喉道特征参数变化幅度大,孔隙参数差异小.微观孔喉对可动流体参数的影响主要体现在喉道特征的变化上,喉道半径越小,可动流体参数衰减越快.孔喉比较大、分布范围宽是特低渗透砂岩...     

微裂缝性特低渗透油藏产量递减方程及其应用

裂缝系统对于低渗透油藏的经济开发极其重要,微裂缝性特低渗透油藏产量递减规律一直是特低渗透油藏开发生产中的重点问题.以相对渗透率曲线的研究为基础,利用低渗透油藏渗流理论,推导了微裂缝性特低渗透油藏的产量递减方程.分析发现此类油藏产量递减符合指数递减规律,递减指数受多种因素控制,且无水采油期和低含水期是特低渗透油藏开发的重要阶段.研究表明,大庆油区榆树林特低渗透油田东16井区中,无论是单井还是整个区块,其产量递减都符合指数递减.     

特低渗储层孔喉结构与剩余油分布关系

为明确大庆长垣外围特低渗透储层微观孔喉结构与剩余油分布的关系,文中选取该地区30块天然岩心进行了水驱油实验,应用荧光显微镜与金相显微镜观察驱油后天然岩心的自然断面。利用景深融合技术对拍摄的荧光照片与金相照片进行加工处理,并利用测量软件测定了孔隙半径、喉道半径与微观剩余油饱和度,对孔隙半径、喉道半径与剩余油分布的关系进行了研究。长垣外围特低渗油藏储层岩石喉道半径普遍较小,目前条件难以取得理想的水驱开发效果,需作进一步开发调整。     

低渗透油藏数值模拟中渗透率建模新方法

针对微裂缝低渗透砂岩油藏普遍存在的测井渗透率与油田开发实际渗透率差异较大的矛盾,提出以油田实际生产目的层段为单位,应用平面径向流产能公式,结合油田初产资料求取动态渗透率,引入校正系数,将测井渗透率校正到油田开发动态渗透率的方法.应用该方法对靖安油田白于山区微裂缝低渗透砂岩油藏进行测井渗透率校正,建立油藏数值模拟的渗透率模型.结果表明:应用该方法校正的测井渗透率所建立的渗透率模型拟合效果更加符合油田开发实际状况.     

微裂缝性特低渗透油藏产能研究

在综合考虑流体和多孔介质压力敏感性及启动压力梯度的基础上,建立了微裂缝性特低渗透油藏平面径向稳态渗流的数学模型,采用拟压力变换求解得到了产能解析公式。并通过与已有公式的对比证明了该产能公式的正确性和更具普遍适用性。采用应用算例,分析了启动压力梯度、变形系数、井距等对产能、采油指数、非线性因子的非线性影响关系。结果表明。启动压力梯度、变形系数和井距越小、生产压差越大产量越高,但对于具体油藏条件,存在最优的井距和生产压差使得采油指数和非线性因子达到最高,此时的非线性因素影响降到最低,开发效果达到最佳。     

微裂缝性特低渗透油藏单向稳态渗流压力分析

为研究微裂缝性特低渗透油藏特殊的流体渗流规律，重新建立了考虑启动压力梯度和压敏效应综合影响的渗流运动方程，并在此基础上建立了完整的微裂缝性特低渗透油藏一维单向稳态渗流的数学模型，采用Kirehhoff变换，获得了压力分布解析公式。最后采用算例，对压力分布特征及影响因素进行了分析。结果表明，微裂缝性特低渗透油藏一维单向渗流的压力分布影响因素比较多，如启动压力梯度、变形系数、生产压差和排距等，并且这些因素均以非线性方式产生综合影响。单向渗流的压力分布不再是直线形式，而是凸形曲线。等压线分布亦不均匀，近井附近压力消耗严重。启动压力梯度大时，压力损失主要是沿程损失；启动压力梯度小时，压力损失主要由压敏效应消耗在近井区域。远离井底仍然是近似直线压降。放大生产压差和减小排距能够在一定程度上缓解启动压力梯度和压敏效应的影响。     

异常高压、特低渗透油藏储层压力敏感性研究

异常高压、特低渗透油藏的开发具有许多难点和特殊性，国内外对该类油藏的开发尚未有可以成功借鉴的经验，为了对该类油藏进行合理、有效的开发，以肯基亚克盐下石炭系油藏为例，对该类油藏的储层孔隙结构、渗透率、孔隙度的压力敏感性等方面进行深入研究，并分析储层压力敏感性对油气藏开发的影响，为最终确定该类油气藏的合理开发方式及油井的合理工作制度，防止地层压力变化对渗透率、孔隙度造成伤害，保证油田开发取得较好效果提供了依据。     

考虑高速非达西效应的油水相对渗透率计算模型

油水相对渗透率是描述储层多孔介质油水渗流的重要参数,高产的高孔高渗油藏在近井地带可能会发生单相或两相的非达西渗流,以致于在常规条件下得出的相渗曲线并不能准确地表达该类油藏的渗流特征,导致产能评价及预测不合理。通过考虑高孔高渗储层多孔介质的油水渗流特征,建立了考虑高速非达西效应的高孔高渗油藏非稳态油水相对渗透率计算模型,进行了非稳态油水相对渗透率实验,计算了不同油相或水相非达西系数对油水相对渗透率曲线的影响,最后数模分析了高速非达西效应对高孔高渗油藏的影响。研究表明,水相对油水相对渗透率曲线的影响较为显著,非达西效应的影响在油水相渗曲线的两端更为明显。两相高速非达西效应虽然降低了油藏的总体产液量,但是抑制了产水,增加了产油量,与单相高速非达西效应相比,两相高速非达西效应对油田生产并不一定具有负面作用。     

车西洼陷沙四上亚段特低渗储层物性主控因素分析

车西洼陷沙四上亚段碎屑岩储层以含泥细砂岩为主,孔隙度多集中在10%～20%,渗透率多小于10×10-3μm2,结合铸体薄片、压汞、地化测试分析等综合评价为中-低孔特低渗较差储层.研究表明,该区储层物性主要受沉积、成岩和异常高压3种因素控制:1)沉积微相主控储层砂体空问展布形态及孔陈度分布特征;2)成岩作用主控储层砂体孔...     

特低渗透砂岩储层敏感性评价与酸化增产液研制

酸化是特低渗透砂岩油藏的重要增产措施,若酸液体系使用不当,会对储层造成敏感性伤害。为此,以吐哈盆地鄯善油田三间房组砂岩储层为例,通过XRD衍射分析、扫描电镜、储层敏感性评价实验及现场资料整理等方法,研究储层敏感性特征及损害机理,并研发一种酸化增产液,该酸化增产液可与土酸组合使用,提高酸化效果。研究表明：三间房组储层岩石类型以长石岩屑砂岩为主,黏土矿物以高岭石和蒙脱石为主,属于高黏土矿物储层;储层物性整体表现为低孔特低渗特征,原油为轻质原油,油藏为正常地层压力的未饱和油藏;储层具有中等偏弱速敏、碱敏、水敏、盐敏以及弱酸敏特性;增产液与土酸组合酸液体系可溶蚀大孔隙、微孔隙等多种尺度孔隙后形成孔隙网络系统,可使目标储层岩心渗透率最大提高至原有渗透率的2.68倍。现场应用效果显著,与酸化前相比,平均单井日产油量增加1.29 t/d。研究成果可为特低渗砂岩油藏酸化增产提供技术支持。