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。     

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。      

CO2启动盲端孔隙残余油的微观特征

低渗透油藏中存在大量的盲端孔隙,其中赋存的原油通常难以被水驱启动,成为水驱残余油的一种表现形式。建立玻璃刻蚀微观盲端孔隙模型,饱和油后开展室内实验模拟水驱、CO2非混相驱和CO2混相驱等开发过程,利用微观可视系统观测盲端孔隙中残余油在各种驱替方式下的启动特征。实验结果显示,水驱仅可以进入盲端孔隙较浅的区域,难以启动残余油;CO2非混相驱可深入盲端孔隙,部分残余油被启动,并沿内壁流出,进入主通道;CO2混相驱则可以驱替盲端孔隙深部的残余油,且随着CO2注入孔隙体积倍数的增大,基本可以将盲端孔隙中的原油驱替干净。分析认为,水驱仅依靠压力变化及流体弹性启动极少量的盲端孔隙残余油,而超临界CO2则可以不停地与残余油发生组分交换,通过流体间的传质作用进入盲端孔隙,从而启动大量残余油。因此,超临界CO2不仅对常规驱替介质波及的可流动孔隙具有较高的驱油效率,还可以启动盲端孔隙中的残余油,降低残余油饱和度,提高采收率。     

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。     

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.     

核磁共振测井在致密油储层孔隙结构评价中的应用

准噶尔盆地准东北部平地泉组致密油储层岩性复杂,具有低孔隙度、低渗透率、非均质性极强、孔隙结构复杂的特点。为评价此类储层的有效性,从节省取心成本的角度考虑,首先采用分段非线性刻度转换方法由核磁共振测井T2谱构建伪毛管压力曲线及相关关系法连续计算孔隙结构参数。并在此基础上,优选孔隙结构敏感参数构建储层质量综合指数,结合产能建立适合致密油储层的产能评价标准。     

孔隙型碳酸盐岩油藏储层微观孔隙结构定量表征及驱油效果评价

孔隙型碳酸盐岩储层非均质性强且孔隙类型多样,水驱采出程度差异较大,其主控因素尚不明确。基于孔喉频度分布曲线定性分类了储层微观孔隙结构,通过数字岩心技术建立了微观孔隙结构定量表征的方法,明确了中东某地区孔隙型碳酸盐岩孔喉特征,并开展水驱油室内物理实验,阐明了不同类型岩心采出程度差异及其主控因素。结果表明：(1)研究区储层微观孔隙结构可分为偏粗单峰型、偏细单峰型Ⅰ、偏细单峰型Ⅱ、偏粗双峰型及多峰型,储集性能与岩心均质性无显著关系,非单峰型的单相渗流能力优于单峰型,且单峰型随岩心均质性增强,单相渗流能力变差。(2)非单峰型的平均配位数和平均孔喉比均高于单峰型,且单峰型随着岩心均质性的增强,平均配位数和平均孔喉比降低。所有类型随喉道半径增加,孔喉比上限呈下降趋势;随孔隙半径增加,配位数上限呈指数型上升。(3)宏观上,岩心均质性为驱油效率主控因素;微观上,非单峰型在大孔喉处的高连通性以及小孔喉处的大孔喉比是导致其驱油效率显著低于单峰型的根本原因,且孔喉尺寸是单峰型驱油效率的重要影响因素。     

微观孔隙结构对致密砂岩渗吸影响的试验研究

目前对于渗吸的研究多集中于润湿性和界面张力,微观孔隙结构作为影响自发渗吸的主要因素之一常被忽略。利用核磁共振技术对致密砂岩渗吸过程中的油水分布变化进行了研究,同时采用恒速压汞、氮气吸附、高压压汞等试验手段求取了平均孔喉比、比表面、孔隙尺寸等表征微观孔隙特征的参数,并在此基础上分析研究了微观孔隙结构对渗吸的影响。试验结果表明:在致密砂岩渗吸过程中,中等尺寸的孔隙采出程度最大;孔隙度与渗吸采收率相关性不大,而渗透率越大,储层品质越好,渗吸采收率越高;平均孔喉比和比表面均与渗吸采收率负相关,比表面越大,中小喉道分布越多,孔喉比越大,越不利于渗吸流体的吸入和非润湿相的排出;中等孔隙比例越大,渗吸采收率越高,而由于黏滞力的作用部分小孔隙无法进行有效的渗吸,小孔隙比例增大对于渗吸采收率的提高不利。因此,储渗性能较好、中等孔隙占比较高的致密砂岩储层更适宜采用渗吸采油。      

国外致密油储层微观孔隙结构研究及其对鄂尔多斯盆地的启示

致密油储层微观孔隙结构是致密油储层研究的重点和难点,也是制约致密油勘探、开发的关键问题,主要表现在：致密油储层微观孔隙结构表征难、分类评价难、预测难,并且孔隙结构与油气赋存和渗流的关系复杂等。国外在致密油储层微观孔隙结构研究方面取得了一些进展：发现了纳米孔喉储集类型并研究了其成因;逐级深入,形成了微观尺度分析测试系列方法;发展了数字岩心技术;定量分析了矿物成分及其在微观渗流中的作用;有效识别和表征了微裂缝;对比分析了储层中各类孔隙及流体分子的尺度。根据国外的经验,探讨了鄂尔多斯盆地致密油储层微观孔隙结构研究的思路和方法,指出要在致密油储层微观孔隙结构测试手段上有所突砘要证实致密油储层中纳米级孔隙的存在与否及其贡执要揭示致密油储层中孔隙和喉道的配置关系;要认识致密油储层中微裂缝发育及分布规律;要探讨致密油储层改造及储层保护的手段．     

孔喉结构对CO2驱储层伤害程度的影响

在CO₂驱提高采收率的过程中,CO₂与原油、基质矿物的相互作用会对储层孔喉结构造成一定的伤害。为了揭示孔喉结构对CO₂驱储层伤害程度的影响,利用高压压汞、扫描电镜结合核磁共振技术,通过室内物理模拟实验确定岩心样品的孔喉堵塞程度,评价了不同孔喉结构的岩心样品在CO₂驱过程中的伤害程度,明确了CO₂驱储层伤害机理。实验结果表明：CO₂驱过程中产生的沥青质沉积及酸化作用对储层孔隙度的影响很小,实验岩心样品的孔隙度降幅为1%左右,而渗透率受到的伤害程度较高,Ⅲ类孔隙结构岩心的渗透率降幅达20.55%,且渗透率越低、孔喉结构越差,渗透率受到伤害的程度越高;孔喉堵塞程度与孔喉结构参数成正相关关系,孔喉结构越差,中值半径越小,越容易发生孔喉堵塞;Ⅰ类孔隙结构岩心的孔喉堵塞程度较低,Ⅲ类孔隙结构岩心的孔喉堵塞程度明显增高,最高可达到34.32%。该研究结果可为CO₂驱现场高效应用提供依据。     

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。     

裂缝性致密油藏超临界CO2泡沫驱规律实验研究

超临界CO2泡沫可以有效降低CO2流度,提高封堵强度,抑制CO2在裂缝性致密油藏岩心中的窜流。在接近油藏条件下对8种起泡剂进行评价,优选出稳定性最好的起泡剂;研究不同气液比、裂缝开度及注入方式下超临界CO2泡沫的岩心渗流特征,分析水驱和气驱后超临界CO2泡沫驱油规律。结果表明:质量分数为0.5%时,起泡剂HY-2稳定性最好;气液比为1.0时对裂缝性致密岩心封堵效果最好,对裂缝开度在39.80~82.67μm时有较好的适应性,气液同时注入更有利于提高超临界CO2泡沫封堵效果,在水驱或气驱基础上,超临界CO2泡沫驱可使采收率提高20%以上。因此,一定条件下的超临界CO2泡沫驱对裂缝性致密油藏提高采收率有显著效果。     

低渗致密气藏注超临界CO2驱替机理

为了提高低渗致密气藏采收率,探索研究将CO₂注入气藏中,实验与数模相结合论证超临界CO₂驱替天然气的驱替机理。首先,通过超临界CO₂-天然气相态实验研究CO₂与天然气混合规律。平衡相行为实验定量测定了储层条件CO₂与天然气的物性参数,结果表明CO₂与天然气的物性差异有利于CO₂驱替天然气提高采收率以及封存。超临界CO₂-天然气扩散实验论证了CO₂与天然气混合过程中驱替前沿的混合程度,结果表明CO₂在天然气中的扩散度不高,可形成较窄的互溶混相带,实现CO₂有效驱替。在分析了CO₂与天然气混合特征的基础上,开展致密储层CO₂驱替天然气长岩心驱替实验。实验结果表明,CO₂提高天然气采收率12%,超临界CO₂驱可有效提高致密气采收率。最后,以相态及驱替实验为基础,应用数值模拟方法,建立了长岩心模型,单注单采倾角机理模型及背斜模型,系统证实了超临界CO₂驱替天然气的驱替机理。通过分析认为,CO₂与天然气驱替前沿部分混溶,一方面保持了气藏压力,另一方面超临界CO₂沉降在气藏圈闭下部形成“垫气”提高了天然气采收率。从实验及数值模拟两方面系统论证超临界CO₂的驱替机理,为探索注CO₂提高天然气采收率选区评价奠定了基础。     

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。     

CO2驱酸化溶蚀作用对原油采收率的影响机理

CO₂驱酸化溶蚀作用对储层会产生一定程度的伤害。为揭示这种伤害作用对原油采收率的影响机理，选取6块同级别渗透率的岩心样品，在地层温度、压力条件下进行物理模拟实验，通过核磁共振技术评价酸化溶蚀作用对原油采收率的影响机理。实验结果显示，驱替产出流体的pH值低于原始地层水，且通过离子浓度变化发现驱替过程中有长石和碳酸盐矿物发生溶蚀；岩心的渗透率在驱替结束后出现一定程度降低，且反应时间越长，渗透率的降幅越大；岩心样品的最终采收率与反应时间呈反比，反应时间为240 h的岩心样品相比反应时间为0 h的岩心样品，其最终采收率降幅达到27.31%。综合分析认为，CO₂驱长时间的酸化溶蚀反应产物及脱落的黏土颗粒会堵塞孔喉，导致储层渗流能力下降，进而影响CO₂驱的驱油效率及最终采收率。     

高温高压CO_2驱油微观机理实验研究

运用自主开发研制的高温高压微观实验系统模拟了不同温度、不同压力下,CO2在储层孔隙体、喉道中的变化状态.利用微观实验可视化、真实化的特点,对CO2与原油相互作用的机理进行了研究.解释了CO2驱油效率高于其他驱油剂的主要原因.为油田矿场CO2驱油技术的现场实施提供了理论依据.     

Experimental studying of pore morphology and wettability effects on microscopic and macroscopic displacement efficiency of polymer flooding

Pore morphology and wettability of a porous medium have dominating effects on microscopic displacement efficiency, and consequently on the ultimate oil recovery. To provide a better understanding of the effects of these parameters on microscopic displacement mechanisms and macroscopic performance of a polymer flood process, a comprehensive experimental study was conducted using five two-dimensional glass micromodels. A combination of three wettability conditions and five different pore structures was used in this study. The selected scenarios include four homogeneous synthetic pore networks at water-, mixed- and oil-wet conditions. A random network that represents the pore space in Berea sandstone was also used for further investigation.Image processing technique was applied to analyze and compare displacement mechanisms and displacement process efficiency in each experiment. Microscopic mechanisms, such as oil and polymer solution trapping, configuration of wetting and non-wetting phases, flow of continuous and discontinuous strings of polymer solution, polymer solution snap-off, distorted flow of polymer solution, emulsion formation, and microscopic pore-to-pore sweep of oil phase were observed and monitored in conducted experiments. Experimental results showed that water- and mixed-wet media generally have comparable and higher recoveries in contrast with oil-wet media. Moreover, the results confirmed a significant dependency on the pore structure and wettability of the media on both displacement mechanisms as well as oil recoveries. This experimental study illustrates the successful application of glass micromodel techniques for studying enhanced oil recovery (EOR) processes in a five-spot pattern, and also provides a useful reference for understanding the displacement mechanisms involved in a polymer flood process at different pore morphologies and wettabilities of porous media.     

不同岩性储层的微观孔隙特征

油气藏储层的微观孔隙结构特征与分布规律决定了储层的储集能力、渗流能力以及渗流机理与渗流规律,储层岩性不同其对应的微观孔隙结构特征与分布规律一般也存在较大的差别,储层的开发动态其实就是微观孔隙渗流特征的宏观体现。通过运用压汞实验与核磁共振实验测试技术,重点研究了低渗砂岩、火山岩和碳酸盐岩储层的微观孔隙大小、数量、结构和分布规律及其与宏观孔、渗物性参数的对应关系。研究结果显示3种不同岩性储层的微观孔喉分布规律差异明显:低渗砂岩储层孔喉发育、数量多,大孔喉占比多,连通性好,分布均匀,是典型的中孔-中喉型储层;火山岩储层孔喉更加发育、数量更多,大孔喉占比少,连通性较好,但分布不均,是典型的小孔-细喉型储层;碳酸盐岩基质储层孔喉极不发育、数量很少,且集中分布在大、中孔区间,含有少量溶蚀孔洞,连通性差,是典型的大孔-细喉型储层。该研究成果可以合理解释不同岩性储层的储渗能力及其对应的气井生产动态与开发效果,对于油气藏合理有效开发具有重要的理论指导与实践意义。