致密油藏裂缝动态渗吸排驱规律

为明确裂缝性致密油藏注水动态渗吸特征,解决水驱采收率低下等问题,以姬塬油田延长组长6油层组为研究对象,采用高压压汞、核磁共振T₂谱、扫描电镜和铸体薄片分析等方法研究了目标储层微观孔隙结构特征,建立了3类储层分类评价标准,并对代表性岩心开展了基于核磁共振在线扫描的动态渗吸实验,模拟了水驱过程中裂缝-基质间的动态渗吸过程,从微观孔隙尺度定量表征了不同孔径孔隙原油的动用程度,评价了8个储层物性参数对动态渗吸效率的影响程度。实验结果表明,目标储层孔隙结构可划分为3类,随着储层孔隙结构变差,孔隙类型逐渐单一化、储集性能和渗流能力不断降低,导致动态渗吸效率不断下降。Ⅰ类和Ⅱ类储层动态渗吸过程可以划分为3个阶段：大孔隙在驱替作用下采出程度快速上升阶段、微小孔隙在渗吸作用下采出程度缓慢上升阶段和动态渗吸平衡阶段;而Ⅲ类储层在实验中仅存在前2个阶段。随着储层孔隙结构变差,微小孔隙动用比例增大,渗吸作用明显,虽然对岩心总采收率贡献程度增加,但总采收率低下。渗透率、可动原油饱和度、孔隙半径、可动原油孔隙度、黏土矿物含量和润湿性是影响动态渗吸效率的主要因素,对渗吸效率的影响程度依次逐渐减弱。分选系数和孔隙度是影响动态渗吸效率的次要因素,对渗吸效率的影响程度相对较小。     

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。     

致密岩心带压渗吸规律实验研究

致密油藏体积改造压后闷井过程中发生的渗吸置换,通常在压差（基质外部流体压力与孔隙压力之差）作用下进行,但渗吸置换物理模拟却通常在常压下进行（即自发渗吸）,带压条件下的渗吸置换特征尚未提及。为研究压差作用下的渗吸置换（即带压渗吸）规律,首先,建立基于低场核磁共振测试技术的带压渗吸实验方法;其次,分析自发/带压渗吸的异同;最后,建立带压渗吸无因次时间模型。结果表明,质量分数为96.76%~97.25%的油相集中分布于纳米孔（1 ms ≤ T₂ ≤ 100 ms）内,纳米孔是主要储集空间;相比于自发渗吸,带压渗吸置换效率大幅提升是由强化的渗吸作用和压实作用共同造成的;岩心尺度建立的带压渗吸无因次时间模型可行,为确定油藏尺度压后闷井时间提供了新思路。     

致密砂岩动态渗吸排驱核磁共振在线实验——以松辽盆地北部扶余油层为例

为进一步明确致密油藏动态渗吸过程基质孔隙的动用特征,分析闷井渗吸转排驱的时机对致密油开发效果的影响。利用核磁共振在线扫描开展致密砂岩渗吸排驱过程中不同孔隙流体动用实验,选取松辽盆地北部扶余油层致密砂岩岩心,开展动态渗吸排驱与核磁共振联测实验,结合矩阵转换法建立弛豫时间与孔隙半径的关系,量化分析渗吸排驱过程中基质内油和压裂液的分布情况,并推算了基质渗吸作用距离。结果表明：压裂液渗吸阶段,大孔主要起渗吸排油通道作用,中孔和小孔对渗吸采收率起主要贡献,占总渗吸采收率的75.22%,渗吸速度在前8 h内保持较高水平,初期由中孔和大孔贡献,中期以小孔和微孔为主;渗吸96 h转排驱后的总采收率和压裂液返排率达到最高值,分别为40.73%和55.38%;实验模拟的基质动态渗吸作用距离约为11 cm,通过相似原理换算出现场闷井时间30 d。研究成果对松辽盆地致密油开发方案制定具有指导意义。     

致密油储层渗吸驱油用纳米流体研究

针对致密油储层压裂后长时间注水开发效果逐渐变差,注入常规化学药剂难以有效提高采收率的问题,以阴-非离子型表面活性剂FS-3、助溶剂ZR-1和C₁₁—C₁₃直链烷烃为主要原料,研制了一种适合致密油储层渗吸驱油用的纳米流体Nan-FS,室内评价了其综合性能。结果表明：纳米流体Nan-FS的粒径范围在10～100 nm,具有良好的分散稳定性;纳米流体Nan-FS溶液具有良好的界面活性和润湿反转性能,当其质量分数为0.5%时,油水界面张力值降低至10^-2m N/m数量级,并且能使亲油石英片表面的接触角降低至64.5°。纳米流体Nan-FS溶液还具有良好的渗吸驱油效果,使用质量分数为0.5%的纳米流体作为渗吸液,可使天然岩心静态渗吸150 h后的采收率达到15%以上,而岩心水驱稳定后继续注入0.4 PV纳米流体溶液,可使岩心动态渗吸采收率继续提升25百分点。现场试验结果表明,M区块内5口采油井采取注纳米流体Nan-FS渗吸驱油措施后,平均日产油量明显提升,平均含水率明显降低,达到了良好的降水增油效果。     

表面活性剂提高致密油藏渗吸采收率研究

为了明确表面活性剂改变岩石润湿性及降低界面张力的特性对致密油藏渗吸采油的作用效果,获得表面活性剂渗吸采油的有利条件,通过测量岩心接触角和表面活性剂溶液与油间的界面张力,研究了3 种常用表面活性剂重烷基苯石油磺酸盐（ZPS）、十二烷基苯磺酸盐（SDBS）和磺基甜菜碱（SB）对致密岩心渗吸采收率的影响,分析了自发渗吸机理。结果表明,阴离子表面活性剂改变岩心润湿性的能力好于非离子表面活性剂,两种阴离子表面活性剂（ZPS、SDBS）将岩心表面由油湿反转为水湿,非离子表面活性剂（SB）降低了岩心表面接触角,但未达到润湿反转的效果;油湿岩心介质在注入水溶液中不发生渗吸,表面活性剂引起的接触角改变可实现油湿岩心渗吸采油;岩心原始润湿性影响渗吸采收率,渗吸采收率增幅从大到小依次为水湿岩心>中性岩心>油湿岩心;三种表面活性剂均可使界面张力降至最佳渗吸界面张力范围10^-1～10^-2mN/m,油水界面张力的降低有利于提高岩心自发渗吸采收率。图1 表1 参12     

致密油藏孔喉分布特征对渗吸驱油规律的影响

自发渗吸是致密油藏中一种重要开发机理,构建准确的渗吸驱油数学模型对明确致密油藏渗吸驱油规律具有重要意义.基于毛管束模型,考虑束缚水和残余油饱和度,利用二维高斯分布函数拟合从高压压汞测量得到的致密砂岩孔喉分布,构建岩心尺度致密砂岩基质渗吸驱油数学模型,并通过致密砂岩渗吸实验对数学模型进行验证,开展渗吸规律影响因素分析,明...     

定边地区致密油动态吞吐渗吸驱油技术研究

为解决鄂尔多斯盆地致密油油藏储层在常规衰竭式开发中地层能量快速下降,产量递减加快的问题,通过室内动态吞吐渗吸驱油实验、椭圆形水驱前缘法以及平面径向流压力传播时间与注入量的关系对定边地区致密油动态吞吐渗吸驱油机理进行了系统研究。结果表明：以0.3%的BHJ8溶液作为渗吸液时,能最大程度提高动态吞吐渗吸采收率,且随着渗吸液注入量的增加而增大,根据试验区水驱前缘距离计算出合理的单井注入量为2 500～3 000 m3,随着延长关井时间,渗吸采收率逐步得到提高,确定最佳关井时间为300 h。通过采取注水动态吞吐渗吸驱油措施后,致密油藏采收率得到明显提升,对致密油藏的高效注水开发具有实际的指导意义。     

边界层对致密油藏逆向渗吸的数值模拟

致密油藏开发过程中一般采用水平井多段体积压裂方法进行开采,近井基质被缝网充分切割,极大的增加了基质与裂缝的接触面积,压裂液或水通过缝网与基质发生逆向渗吸,因此无论压裂过程还是注水吞吐开发过程都不能忽视逆向渗吸作用的影响,另外由于致密储层流动规律不同于普通油藏,这导致致密油藏的逆向渗吸与常规油藏的逆向渗吸作用存在许多不同,为了准确模拟裂缝性致密储层中的渗吸作用,首先采用耗散粒子动力学的方法验证了致密储层微纳米喉道中渗吸过程中边界层的存在并得到渗吸过程中边界层厚度的变化规律,然后利用孔隙网络模型计算考虑边界层的关键渗流参数,主要包括渗透率、毛管力曲线及相渗曲线;并将计算获得的关键渗流参数应用到表征致密储层复杂缝网的数值模拟模型中,模拟结果显示边界层对渗吸作用具有抑制作用,当考虑边界层后储层的渗吸能力大幅度减弱,致密储层的渗吸采收率可能仅为不考率渗吸时的3/8而已,因此应当重视致密储层中边界层的存在,否则可能会高估储层的流动能力。     

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。     

Enhancement of the imbibition recovery by surfactants in tight oil reservoirs

Hydraulic fracturing technology can significantly increase oil production from tight oil formations, but performance data show that production declines rapidly. In the long term, it is necessary to increase the development efficiency of block matrix, surfactant-aided imbibition is a potential way. The current work aimed to explain comprehensively how surfactants can enhance the imbibition rate. Laboratory experiments were performed to investigate the effects of wettability, interfacial tension (IFT), and relative permeability as the key parameters underlying surfactant solution imbibition. Two different types of surfactants, sodium dodecyl sulfate and polyethylene glycol octylphenol ether, at varied concentrations were tested on reservoir rocks. Experimental results showed that the oil recovery rate increased with increased wettability alteration and IFT and decreased residual oil saturation. A mechanistic simulator developed in previous studies was used to perform parametric analysis after successful laboratory-scale validation. Results were proven by parametric studies. This study, which examined the mechanism and factors influencing surfactant solution imbibition, can improve understanding of surfactant-aided imbibition and surfactant screening.     

致密砂岩油藏纳米乳液渗吸增产作用机理

纳米乳液作为一种纳米级胶体分散体系，因其优异的界面性能以及提高采收率效果被广泛应用于非常规油藏开发。基于低能乳化法制备了水包油型纳米乳液体系，通过室内实验明确纳米乳液静态吸附性能、润湿反转性能以及自发渗吸的内在联系，并分析纳米乳液在致密砂岩油藏中的渗吸增产作用机理。实验结果表明：纳米乳液的平均粒径小于10 nm，满足进入致密砂岩绝大部分孔喉的粒径要求，在致密孔喉内能充分扩散运移，从而扩大渗吸作用范围。纳米乳液的临界胶束质量分数为0.015%，能够有效降低油水界面张力至2 mN/m左右。纳米乳液的吸附等温线符合Langmuir 吸附模型，其润湿反转机理以吸附机理为主。纳米乳液能够增溶原油，并通过乳化作用进一步分散原油，减小乳状液中油滴尺寸，减弱油滴通过孔喉时的贾敏效应，降低渗流阻力。岩心润湿性会影响渗吸采收率，随着岩心亲水性增强而增加，不同润湿性岩心自发渗吸时孔隙动用程度存在差异，加入纳米乳液能显著提高油湿岩心内小孔渗吸采收率。同时，增加纳米乳液浓度与边界开放程度可以提高渗吸采收率，这主要是由于致密砂岩自发渗吸受毛细管力主导，边界开放程度增加能够扩大纳米乳液接触面积，纳米乳液浓度增加能够增强润湿反转作用与乳化作用，从而增强自发渗吸效果。     

延长油田典型致密油储层渗吸-驱替采油机理定量分析

渗吸法驱油是致密油储层重要的采油方式之一,目前主要针对裂缝系统与基质系统之间的渗吸机理进行了较为深入的研究,但对于渗吸和驱替作用对渗流阶段采出程度的影响和贡献却未形成统一的认识。为此,基于延长油田水磨沟区长8致密油储层的孔隙结构分布特征以及裂缝系统和基质系统驱替压力特征分析,利用核磁共振技术定量表征驱替法和渗吸法对采出程度和可动流体分布的影响。实验结果表明:研究区致密油储层渗流能力的主控因素为喉道半径;裂缝性岩心样品基质系统的采出程度主要受控于渗吸作用,裂缝系统的采出程度主要受控于驱替作用;核磁共振定量分析驱替法和渗吸法的采收率分别为32.30%~39.32%和9.60%~19.49%;致密油储层岩心样品的微观孔隙结构复杂,且渗吸-驱替过程中流体流动方向受微观孔喉润湿性影响,因此渗吸法与驱替法的可动流体分布没有严格的孔隙尺寸界限。     

致密砂岩油藏裂缝与基质间渗吸特征及主控因素

为提高致密砂岩油藏水驱基质动用程度,以鄂尔多斯盆地A83区块长8储层为研究对象,建立了基于核磁共振在线扫描的岩心水驱渗吸实验,研究了裂缝性致密砂岩储层水驱开发中基质的动用特征,从孔隙尺度定量评价了3类孔隙的采出程度,并对影响渗吸效率的4个因素进行了分析。结果表明,水驱动态渗吸过程可以划分为3个阶段：驱替作用下大孔隙采出程度快速增加、渗吸作用下微小孔隙采出程度缓慢增加、动态渗吸达到平衡。渗吸过程中微小孔隙动用程度最大,对总采出程度的贡献率最高,中孔隙作为连接微小孔隙和大孔隙的流动通道,动用程度最小。整个动态渗吸过程就如同一个有机体,想要最大程度提高总采出程度,就必须控制好驱替速度（0.1 mL/min）、表面活性剂质量分数（0.05%）和焖井时间（占总时间75%）,最大程度地发挥渗吸和驱替2种采油方式的作用,确保在提高微小孔隙采出程度的同时也尽可能地增大大孔隙的采出程度。     

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。