不同注气介质驱替致密油藏微观孔隙动用特征研究

为了明确不同注气介质对致密油藏的微观驱油机理,基于核磁共振T₂谱测试原理,开展了注N₂/CO₂岩心驱替试验,从微观孔隙尺度研究了注N₂非混相驱和注CO₂混相驱的微观驱油机理,评价了驱替过程中不同孔径孔隙原油的动用程度。试验结果显示,N₂非混相驱和CO₂混相驱的最终采出程度相差很小;N₂驱替过程可划分为未突破期、突破初期和突破中后期3个阶段,小孔隙中的原油动用程度高于大孔隙;CO₂混相驱时大孔隙中原油的动用程度大幅增加,小孔隙中的原油动用程度相对较低。岩心微观孔隙结构分布是造成N₂/CO₂驱替过程中大、小孔隙中原油动用程度存在差异的主要原因。研究结果表明,与CO₂驱相比,致密油藏N₂驱的开发效果更好,这为安塞油田采用注N₂驱开发长6储层提供了理论依据。      

异常高压致密油藏CO2吞吐参数优化及微观孔隙动用特征——以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组为例

为改善吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油藏在衰竭开发中产量递减快、采收率低的现象,提高储层动用程度,选取3种不同孔隙类型岩心,开展一系列CO2吞吐岩心实验,在明确生产压力、吞吐次数和闷井时间对吞吐效果影响的基础上,引入核磁共振分析技术,定量评价了不同孔隙结构岩心中不同孔径孔隙的原油动用程度.研究表明:目标储层3类孔隙结构岩心的吞吐采收率随生产压力、吞吐次数和闷井时间的变化规律基本相似,最佳生产压力为21 MPa,最佳吞吐次数控制在5次以内,最佳闷井时间为12 h;吞吐过程中岩心孔隙结构差异会形成不同类型的动用特征,储层物性较好的岩心,大孔隙的原油采出程度始终高于小孔隙,是总采收率的主要"贡献者",而储层物性差的岩心在吞吐初期大孔隙的原油采出程度高于小孔隙,但在后续吞吐中小孔隙的原油采出程度迅速增加,在累计吞吐采收率中占比达到53％以上.研究成果为吉木萨尔凹陷异常高压致密油藏顺利开展CO2吞吐提供了重要依据.     

致密油藏碳化水驱提高采收率方法

目前,国内尚无碳化水驱研究报道,国际上碳化水驱研究仅针对中高渗、低渗油藏。为此针对致密油藏,首次研究碳化水和碳化水+表面活性剂驱提高采收率的可行性。基于长庆油田M区致密储层,开展了碳化水驱、CO_2水气交替注入、表面活性剂驱、碳化水+表面活性剂驱室内实验,明确碳化水驱的增油潜力,证明碳化水驱提高致密油藏采收率的可行性。实验结果表明,碳化水驱比水驱增加7%的采收率,比CO_2水气交替注入增加3%的采收率;碳化水+表面活性剂驱开发效果最好,比水驱增加10%的采收率。针对表面活性剂驱、碳化水驱、碳化水+表面活性剂驱进行数值模拟研究,并与室内实验结果进行对比,结果表明,常规组分模型普遍高估碳化水驱开发效果,通过引入亨利定律和表面活性剂驱模型,能够较为准确地预测碳化水驱的开发效果,与实验结果相比误差低于1.2%。     

动用孔隙界限实验及致密油开发方式

致密油一次采收率低,注水与注气开发是常用的提高采收率方法,但注入性与动用程度尚不明确,因此评价开发方式与动用孔隙界限之间的关系对致密油提高采收率方法的实施尤为重要。采用核磁共振测试与驱替实验相结合的方法,真实展现不同注入介质和注入条件下注入介质与原油的真实驱替过程,明确了不同开发方式与动用孔隙界限的关系。研究表明:水驱和CO_2驱随着驱替压差逐渐增大,动用孔隙界限初期下降比较快,逐渐趋于稳定;水驱和CO_2驱动用孔隙界限与岩心渗透率均呈线性关系;致密油储层CO_2驱动用孔隙界限明显低于水驱动用孔隙界限。     

页岩油储集层二氧化碳吞吐纳米孔隙原油微观动用特征

采用低温氮气吸附实验分析页岩岩样孔径分布、比表面积和孔体积等参数,进而对弛豫时间(T₂)与孔径间的转换系数进行标定,在此基础上开展了页岩 CO₂吞吐核磁共振实验,从微观尺度研究了注气压力、焖井时间和裂缝对页岩孔隙中原油动用特征的影响,定量评价了孔径小于等于 50 nm 的小孔和孔径大于 50 nm 的大孔的动用程度。结果表明：非混相条件下大孔中原油的采出程度随注入压力的增加快速升高,混相条件下注入压力的增加对大孔采出程度的影响减弱;无论是否混相,小孔中原油的采出程度随注入压力的增加基本保持线性增长,且随着注气压力的增大,CO₂可动用孔径下限不断降低;随着焖井时间的增加,大孔中原油的采出程度增速逐渐降低,小孔中原油的采出程度增速呈先升后降趋势,实验条件下最佳焖井时间约为 10 h;裂缝的存在能够大幅提高小孔和大孔中原油的采出程度。     

延长油田致密油藏注水吞吐机理及应用

为探索致密油藏采收率提高方法,解决该类油藏能量补充困难问题,以延长油田南部地区长₈储层为研究对象,开展长岩心室内吞吐实验,结合核磁共振测试,分析了注水吞吐作用机理及主控因素。结果表明：相同开发条件下,回采速度越低采出程度越高,憋压时间和压力存在最佳值,吞吐周期建议开展3次;渗吸作用是注水吞吐的主要机理,致密岩心自发渗吸驱油效率平均为15.61%。以王平X井为例,初期日产油为14.6t/d,衰竭开采12个月日产油降为3.9t/d,注水1630m³,闷井15d后开井,日产油为13.3t/d。注水吞吐技术在致密油藏能量补充、提高单井产量方面效果显著。该项研究为类似油藏注水吞吐开发提供了借鉴。     

用水平井水驱开发得克萨斯NH薄层致密砂岩油藏

美国东得克萨斯的ＮＨ薄层单元是经历了４５年注水开发的致密砂岩油藏。为了更好地进行后期开采。通过模拟研究和对比不同的开发方案，决定试用水平井开发。该文论述了项目的工程，规划及实施情况，也讨论了到目前为止的生产史，遇见的问题及解决办法。     

基于孔隙网络模型的砂砾岩微观水驱油驱替特征

基于胜利油区砂砾岩油藏储层微观结构特征,采用双峰态曲线作为表征喉道半径的分布,结合储层微观孔隙结构参数(如孔喉比、配位数、形状因子等),建立反映砂砾岩岩石孔隙空间的三维孔隙网络模型。通过油水两相流模拟计算结果可知,与实测相渗曲线吻合较好,可用来计算油藏驱油效率和预测开发动态,尤其是对于新发现尚未进行取心实验的区块,开展砂砾岩三维孔隙网络模型计算无疑是一种有效的补充手段。     

用水平井水驱开发得克萨斯NH薄层致密砂岩油藏

美国东得克萨斯的ＮＨ薄层单元是经历了４５年注水开发的致密砂岩油藏。为了更好地进行后期开采，通过模拟研究和对比不同的开发方案，决定试用水平井开发。该文论述了项目的工程、规划及实施情况，也讨论了到目前为止的生产史、遇见的问题及解决办法。水平生产井的实际产量虽比预测产量稍低，但趋势吻合较好，所以该项目是成功的，为水驱致密砂岩油藏后期开发提供了新途径     

普通稠油水驱后转CO2吞吐实验研究

普通稠油油藏的原油粘度高、流度比大，加之油藏非均质性的影响，其注水开发效果较差，大部分原油到含水高于90％时仍未开采出来。为进一步提高普通稠油油藏采出程度，采用室内实验方法研究了普通稠油油藏水驱开发后期转CO2吞吐的可行性。根据实验结果，分析认为CO2吞吐的周期注气量、注气速度、焖井时间和生产过程中的井底流压及降压方式都是影响CO2吞吐效果的重要因素。合理控制各注气参数可以得到较好的CO2吞吐效果。     

鄂尔多斯盆地延长组致密砂岩油藏低盐度水驱作用规律

目前低盐度水驱研究主要集中于中高渗透、高黏土质量浓度的砂岩油藏,是否适用于致密砂岩油藏有待于深入研究.基于这种情况,以鄂尔多斯盆地致密油藏岩心和原油为研究对象,利用岩心驱替实验、润湿角测定实验、界面张力以及界面扩张流变测定实验开展致密砂岩油藏低盐度水驱作用规律研究.实验结果表明:低盐度水驱适用于致密砂岩油藏,调整注入水...     

致密砂岩储层毛管自吸微观分布特征

致密砂岩储层具有孔喉细小、强亲水、微裂缝发育等特征,在较大的毛细管力作用下,储层极易发生毛管自吸现象。为了揭示自吸水在孔隙网络中的微观分布,选取川西蓬莱镇组致密砂岩,开展模拟地层水条件下的垂直自吸实验,并运用核磁共振技术对致密砂岩自吸过程中的流体分布以及变化规律进行研究。结果表明：在自吸持续5min时,自吸水主要集中在0~0.1 μm的纳米级孔隙中,占比高达84%以上。随着自吸时间的延长,分布在0~0.1 μm的纳米级孔隙中的自吸水占比逐渐下降,分布在0.1~1 μm的亚微米级、1~10 μm的微米级孔隙中的自吸水占比逐渐上升,其中0.1~1 μm的亚微米级孔隙中自吸水的最大上升幅度从11%上升到25%;半径大于10 μm的微米级孔隙数量较少,毛细管力作用极弱,导致该部分孔隙中的自吸水充满程度较低,最大占比仅为1.95%,自吸水占比没有明显的上升或下降趋势。在不考虑外部正压差作用时,毛管自吸现象会优先发生在纳米级孔隙中,孔隙半径、孔隙类型、不同孔隙半径占比、含水饱和度等是影响毛管自吸微观分布特征的主要因素。     

致密砂岩微米级孔隙网络系统石油驱替实验三维在线模拟

致密油储层孔隙度和渗透率均较低,其微米级孔隙网络系统内石油赋存状态是致密油成藏地质研究中亟待解决的核心问题之一。采用油气驱替系统与X射线微米CT扫描系统联用,通过对3 mm和5 mm直径致密砂岩干岩心、饱和碘化钾（KI）溶液及油驱替KI溶液后致密砂岩岩心在线CT扫描及数据重构,三维展示了致密砂岩微米级孔隙网络系统中石油的赋存状态。研究发现孔隙半径10 μm以上孔隙的连通性较好,是石油聚集的优势孔隙网络系统,致密砂岩62.9%~84.1%的石油聚集于半径在10~60 μm之间的孔隙内;孔隙半径小于10 μm的孔隙数量多,但其在空间上多呈孤立状分布,该部分孔隙的石油充满度较低,只聚集了致密砂岩内6.8%~20.0%的石油。致密砂岩含油饱和度随孔径呈阶梯状增长,半径小于10 μm、10~60 μm和60~80 μm的孔隙的含油饱和度分别为10%~40%,30%~75%,40%~75%。致密砂岩微米级孔隙网络系统石油的赋存与孔隙的尺寸、成因类型及空间分布特征有关。     

鄂尔多斯盆地延长组长 7 致密油储层微观特征

针对鄂尔多斯盆地致密油储层特征,利用纳米级 CT 扫描、场发射扫描电镜、恒速压汞以及核磁共振等技术,对该储层孔隙、喉道以及孔喉配置关系等微观特征进行了系统研究。 结果表明：孔隙大小决定了致密油储层的储集能力,鄂尔多斯盆地延长组长 7 致密油储层的平均孔隙半径为 15～20 μm,平均单位孔隙体积为 0.05;喉道大小是储层开发下限的主要制约因素,长 7 致密油储层的喉道半径主要为 0.3～0.5 μm,储层中 60%的可动流体由半径为 0.1～0.5 μm 的喉道所控制;在物性较好的储层中,连通性较好的大喉道占 30%～40%,而且喉道半径≥0.5 μm,而在物性较差的储层中,喉道细小,连通性差的喉道约占 60%,而且喉道半径 <0.1 μm。     

利用致密砂岩储层微组分电导率参数求取渗透率

致密砂岩储层具有较强的非均质性,用常规方法难以实现对其渗透率的有效预测。为了解决该问题,同时考虑岩石电导率、颗粒电导率、地层水电导率及胶结指数等建立了致密砂岩储层渗透率模型,并通过对致密砂岩渗透率的数值分析,探讨了这些因素对致密砂岩渗透率的影响,建立了相关解释图版。研究表明：①致密砂岩渗透率随着岩石电导率的增大而增大。当岩石电导率较小时,其对渗透率的影响较小;反之,影响较大。②致密砂岩渗透率随着颗粒电导率的增大而减小,但颗粒电导率对致密砂岩渗透率的影响并不大。与颗粒电导率相比,岩石电导率对致密砂岩渗透率的影响更大。③致密砂岩渗透率随着胶结指数的增大而增大。当胶结指数较小时,其对致密砂岩渗透率的影响较小;反之,影响较大。将该方法应用于川西地区三叠系致密砂岩储层渗透率的预测,取得了较好的应用效果,证明了该方法的有效性。研究成果对致密砂岩储层评价及测井评价等均具有一定的参考价值。     

致密砂岩油藏超临界与非超临界CO2驱油特征

细管驱替实验结果表明陕北某致密砂岩油藏在实施CO₂驱时无法达到混相。为了明确非混相驱下CO₂超临界性质对驱油贡献的大小及对驱油特征的影响规律,开展了室内超临界和非超临界CO₂驱油实验研究。结果表明：CO₂超临界性质对驱油具有积极影响,在超临界压力点附近,压力由非超临界过渡到超临界的较小变化会引起驱油特征的明显改变。当累积注入量达到0.5 PV以后,CO₂超临界驱油效果明显好于非超临界驱油效果;超临界驱体现优势的阶段主要是CO₂注入量为0.5～1.5 PV时,相同条件下采出程度比非超临界驱最高高出约10%。超临界驱和非超临界驱换油率出现高峰的注入时段基本都在注入量约为1 PV时,但前者明显高于后者。总之,无论是在注入性能方面,还是在驱油效率和换油率等方面,超临界驱均优于非超临界驱。     

体积压裂技术在红台低含油饱和度致密砂岩油藏的应用

红台低含油饱和度致密砂岩油藏直井常规压裂增产幅度小、稳产期短,难以形成商业开采价值。为实现该类油藏的增产、稳产以及解决见油周期长的问题,进行了体积压裂可行性评价和实施效果分析,利用形成复杂缝网的体积压裂技术解决增产、稳产难题。在确定影响该油藏体积压裂效果的主要因子（物性和压裂液量）和次要因子（砂量和平均砂比）基础上,优化压裂方式和工艺参数,解决见油周期长的问题,最终形成了分层系水平井开发、控制压裂液量600 m3/段、保持砂量规模60 m3/段,提高平均砂比至22%的体积压裂技术体系。现场试验结果表明,同比相同物性的直井,水平井体积压裂见油排液周期缩短43.6%,日产油提高47.4%,有效期提高25%,为同类油气藏开发提供借鉴。     

地震波形在致密砂岩储层孔隙度预测中的应用

致密砂岩储层通常具有低孔、低渗、连通性差、非均质性强的特点,采用传统的波阻抗反演等方法研究,效果难以令人满意。为此,文中提出地震波形参数的概念,通过引入地震波形参数,对地震波的形态进行精细刻画;在此基础上,计算波形参数和孔隙度的相关系数,进而研究孔隙度与地震波形之间的关系;同时依据波形参数及BP神经网络算法进行孔隙度预测,为储层地震预测提供一种新的研究思路。     

数字岩心技术在致密砂岩储层含油饱和度评价中的应用

基于适用于纯砂岩储层的阿尔奇公式计算的致密砂岩储层含油饱和度精度低．适用性差。将多点地质统计学和以自相关函数为基础的数字图像重构技术进行结合,形成能够描述储层复杂孔隙结构特征的低渗透储层数字岩心建模技术,应用建立的数字岩心,通过数值模拟,研究了储层孔隙结构类型、泥质质量分数和地层水矿化度等因素对阿尔奇公式中饱和度指数和胶结指数等参数的影响。研究认为,储层粒间孔隙、裂缝孔隙和孤立的溶孔隙等因素对阿尔奇参数影响巨大．裂缝孔隙度和地层水电阻率增大会导致胶结指数和饱和度指数减小．孤立溶蚀孔隙度和泥质质量分数增加会导致胶结指数和饱和度指数增大。利用孔隙结构特征参数与饱和度指数、胶结指数的关系,建立变参数的阿尔奇公式可提高饱和度计算精度．     

致密油储层基质块渗流特征

高效开发致密油藏需要分段多簇水平井体积压裂技术,以形成网络裂缝。压裂后的致密油藏为基质-裂缝双重孔隙介质,渗流过程复杂。由于缝网的复杂性及表述的困难性,导致产能模拟的不确定性。为此文中由易到难,先以一个基质块为研究对象,研究存在启动压力梯度的致密储层压裂后流体从基质块向裂缝的流动;再在一个基质块内建立考虑启动压力梯度的三维渗流模型,并给定不同的边界条件描述基质块衰竭开采的过程,利用有限差分方法建立隐式压力并求解模型。通过选取地质及流体参数进行实例计算,得到不同生产时间、不同启动压力梯度、不同基质块尺寸下的基质块压力分布、日产量、累计产量、可动用体积百分比、采收率等关系,定量地认识了一个基质块的渗流参数,为致密油储层渗流特征研究打下基础。