致密砂岩油藏吞吐水驱开发微观孔隙动用特征

致密储层注水开发过程中注水困难、能量补充不足、产量迅速下降,需要研究经济可行的补充地层能量的致密油藏开发方法.通过开展岩心在线核磁共振扫描驱替实验分析连续水驱和吞吐水驱不同孔径孔隙中原油动用及剩余油分布特征,研究吞吐水驱的最佳吞吐次数.研究表明:鄂尔多斯盆地A83区块长8储层样品初始状态下原油主要赋存在中、大孔隙(0....     

致密油藏不同微观孔隙结构储层CO2驱动用特征及影响因素

致密砂岩储层微观孔隙结构对CO₂驱油特征有重大影响。基于铸体薄片分析、扫描电镜、高压压汞和核磁共振测试等实验结果,建立了姬塬油田长8油层组微观孔隙结构分类标准,并选取每种类型储层有代表性的岩心样品开展不同驱替压力下的CO₂驱油实验,辅以核磁共振T₂谱,对3种类型孔隙结构储层在不同驱替压力下大、小孔隙中的原油动用特征进行了研究,详细分析了储层物性、孔隙结构和黏土矿物对CO₂驱油效率的影响。结果表明：研究区长8油层组的孔隙结构可以划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类,3种类型孔隙结构对应的储集空间和渗流能力依次下降。Ⅱ类储层CO₂混相驱油效率最大,Ⅲ类储层CO₂非混相驱油效率最大;不同孔径孔喉中原油的动用特征随驱替压力和储层孔隙结构类型的不同而存在较大差异。CO₂非混相驱油效率与岩石渗透率、孔喉半径、分选系数和黏土矿物含量存在较好的相关性,而CO₂混相驱油效率的高低与孔隙结构参数和黏土矿物含量有关。Ⅱ类储层作为未来主要挖潜层位更适合开展注CO₂驱。     

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。     

基于孔隙网络模型的微观水驱油驱替特征变化规律研究

结合逾渗理论,采用截断威布尔分布作为孔喉特征分布函数,模拟储层岩心的初次油驱过程和二次水驱过程,建立了油水两相三维准静态孔隙网络模型;通过模型计算与试验结果的对比,验证了孔隙网络模型的有效性。利用建立的孔隙网络模型,研究了岩心在水湿情况下,储层微观孔隙结构参数如孔喉比、配位数、形状因子等对水驱油驱替特征的影响。研究结果表明,储层岩心的孔喉比越小、配位数和形状因子越大,残余油饱和度越小,水驱油的驱替效果越好;形状因子的变化对驱油效率影响较大。     

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。     

陇东长7致密油藏气驱喉道动用半径下限

相比水驱,气驱能够波及到较小的喉道,研究气驱过程中气体所能波及到的最小喉道半径很有意义。选择常见的3种气驱用气:CO_2、N_2和空气,在驱替实验的不同阶段进行核磁共振测试,并选择相应岩心的平行样进行高压压汞测试。通过对比2种测试方法计算出来的喉道半径分布,计算出相应的转换系数C和n。再根据气驱过程中的T_2截止值,使用各自转换系数求得对应的喉道动用半径。实验结果表明,驱替压差越大,驱油效率越高,其中CO_2的变化幅度最高。同时发现,驱替压差越大,喉道动用半径越小,在驱替压差达到6 MPa下,气驱动用半径基本稳定。该方法为致密油储层研究气驱可行性提供了评价依据,在实际生产过程中需要综合评价选择最优的驱替用气及驱替压差。     

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.     

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。     

孔隙型碳酸盐岩油藏提高采收率驱油方式实验

针对中东地区部分碳酸盐岩油藏以孔隙型储层为主、裂缝和溶洞不发育、渗透率较低的特点,在分析中东某油田A油藏流体物性的基础上,开展提高采收率驱油方式实验研究。结果表明：气驱可使原油体积膨胀、粘度降低、流动性改善,即使在非混相条件下也可提高采收率;在A油藏的储层条件下,注伴生气不能实现与原油混相,注二氧化碳则可以实现混相;二氧化碳—水交替混相驱采收率最高,伴生气—水交替非混相驱也可以在一定程度上提高采收率;水驱后再进行二氧化碳—水交替混相驱,采收率可提高近20%,而注伴生气非混相驱后再进行二氧化碳—水交替混相驱,采收率仅提高2%左右。由实验结果可知,在实际油田开发过程中,不宜进行气体非混相驱与混相驱组合的驱油方式,可先进行水驱,然后进行二氧化碳—水交替混相驱。     

基于核磁共振的复杂断块油藏微观动用均衡程度实验

目前胜利油田复杂断块油藏已进入高含水开发阶段,由于断块油藏特殊的地质构造特征,在不同构造部位的剩余油动用难度差异较大。为探究高含水期复杂断块油藏微观不均衡动用规律,利用三维胶结物理模型,结合核磁共振技术,研究断块油藏不同构造部位微观孔隙剩余油分布特征。结果表明:不同构造部位大中孔隙驱替程度高,动用程度差异较小,小孔隙中驱替程度较低且分布差异性大;在同一构造部位大、中、小孔隙的原油动用程度差别较大,顶部的差别最大,从微观孔隙的角度来看,顶部的动用不均衡程度最明显。从不同构造部位以及不同孔隙级别2个角度,综合评价断块油藏的开发潜力,为断块油藏剩余油的进一步挖潜提供方向。     

特低渗油藏不同CO2注入方式微观驱油特征

为研究特低渗油藏CO₂不同注入方式的微观驱油特征和孔隙动用下限,利用核磁共振技术,分析了连续CO₂驱、水驱后CO₂驱以及水气交替驱后岩心的微观剩余油分布。实验结果表明,水驱后CO₂驱和水气交替驱均能获得较好的驱油效果,连续CO₂驱能够动用更小孔隙中的原油,水驱后CO₂的注入弥补了水驱难以动用微、小孔隙（孔径小于0.5 μm）中原油的缺点,水气交替驱在中孔隙（0.5~5.0 μm）中取得更好的驱油效果。对于不同孔隙结构的岩心,储集层微观非均质性越强,小孔隙比例越高,不同注入方式下的孔隙动用下限也越高。综合来看,水气交替驱能够在长庆油田黄3区块长8油藏取得较好的微观驱油效果。     

注水前后储层微观孔隙结构的分形表征

针对用分形分维方法研究储层的微观孔隙结构。提出获得微观孔隙结构分维的两种切实可行的途径，一是利用压汞曲线的分形特性，通过建立油藏条件下压汞曲线的分形模型。计算压汞曲线的分维值来获得；二是利用常规测井解释的孔隙度和渗透率，来预测微观孔隙结构分维。然后对注水开发中后期河流相储层的微观孔隙结构的分维进行了注水前后的计算和对比分析，并对微观孔隙结构参数用分维进行了定量表征，研究了水驱对微观孔隙结构变化的影响。研究表明，储层微观孔隙结构的复杂度在注水后较注水前增加，储层微观非均质性增强，且微观旋回性得到增强；并指出可据此开展流动单元的分类表征研究；储层岩石的束缚水饱和度随着微观孔隙结构分维的增加而增大，水驱时前缘推进越趋不均匀，无水期采收率越趋减小。     

DHXH气田分类气藏开发生产动态特征研究

DHXH已开发气田已达11个，各气田气藏地质特征各异，气藏类型复杂多样，不同类型气藏呈现不同的开发生产动态特征。基于多年开发生产动态研究、生产管理的经验，对所有已投入开发气田进行了全面梳理，归纳总结出不同类型气藏所呈现的开发生产动态特征，以期对该地区未开发待评价及待开发气田编制开发方案提供开发技术对策借鉴，对已开发气田确定合理工作制度提供指导。对于其它地区同类气藏开发生产也有重要的借鉴意义。     

致密气藏试井

随着技术的进步、能源价格的提高以及常规气藏储量的下降,油气公司开始开发致密(低渗透)气藏中大储量圈闭的可行性.对这些低渗透气层进行常规试井所获得的重要油藏参数通常都会有偏差,例如原始油藏压力、渗透率、有效裂缝长度、裂缝导流能力和产能.本文的目的是评价应用于不同类型致密气层的特殊测试方法,讨论传统的测试方法很少成功的原因,并找到适合于致密气藏的测试和分析方法.我们将考虑短时测试,主要是为了获得原始气藏压力,其次是确定渗透率和表皮系数.将考虑流入动态测试、裂缝校正测试和地层流动测试,并通过实验和现场实例对这些测试的应用性进行了展示.     

基于核磁共振的天然气驱储集层孔喉动用下限

依据核磁共振原理,推导岩心核磁共振弛豫时间与孔喉半径的关系,结合岩心高压压汞孔喉半径分布,利用数值差值和最小二乘法,将核磁共振T2谱转换为孔喉半径分布。在此基础上,利用岩心驱替过程中含油饱和度和核磁共振信号幅度同步逐渐降低的规律,分析不同注气速度、注气压力和位置下不同孔喉半径的核磁共振信号幅度变化,确定不同开发方式下的孔喉动用下限。研究表明,微米级孔隙中的原油是水驱采收率的主要贡献者,低注气速度下孔喉动用下限为0.04μm,高注气速度下孔喉动用下限为0.01μm;注气压力由5.0 MPa升高到17.0 MPa时,孔喉动用下限从0.05μm下降到0.01μm;注气压力较高时,岩心整体孔喉动用较均匀;随着注气压力的升高,主要动用半径小于0.01μm孔隙内的剩余油。     

致密储层不同二氧化碳注入方式下的沥青质沉积特征及其对渗透率的影响

注CO₂ 引起的原油沥青质沉积对致密储层造成的伤害严重影响其开发效果。为明确不同CO₂ 注入方式下 的沥青质沉积特征及其对储层渗透率的影响,对致密岩心分别进行了CO₂ 驱替和吞吐两种注入方式的实验,通 过核磁共振和扫描电镜等,分析了两种注入方式下的沥青质沉积特征、原油采出程度以及对致密岩心渗透率的影响。结果表明,两种CO₂ 注入方式下的致密岩心均会产生沥青质沉积,且主要以膜状吸附的方式沉积在孔隙表面。受CO₂ 与原油相互作用时间的影响,吞吐方式下的沥青质沉积量大于驱替方式,且吞吐方式下的沉积孔 径范围高于驱替方式。沥青质沉积对致密岩心渗透率的伤害程度与原油的产出方向有关。驱替方式下沥青质 沉积对岩心正向（CO₂ 注入方向）渗透率的伤害程度较大,而吞吐方式下沥青质沉积对岩心逆向渗透率的伤害程 度较大。在围压为10、5MPa时,CO₂ 驱替和吞吐方式下的沥青质沉积对岩心正向渗透率的伤害程度（正向渗透 率平均降幅）分别为7.05%和1.67%,对岩心逆向渗透率的伤害程度（逆向渗透率平均降幅）分别为0.41%和 2.66%。受注采模式和流动机制的影响,CO₂ 吞吐方式下的采出程度低于驱替方式。研究结果对于致密储层CO₂ 驱沥青质沉积不同方向上储层伤害程度的认识及注入方式的优选具有一定的指导意义。     

裂缝性致密砂岩气藏入井流体伤害规律

塔里木克深区块裂缝性致密砂岩储层具有埋藏深,孔隙度、渗透率低,裂缝发育,非均质性强等特征,不经过压裂增产措施难以达到工业开采价值。钻完井以及增产改造过程储层与工作液及其所携带的固体颗粒相接触,容易引起储层渗透率降低,从而导致产能降低。以人工劈缝的储层岩心为评价岩心,使用储层成像测井资料确定岩心裂缝宽度,对裂缝性致密砂岩储层钻井液/压裂液损害进行了评价。实验结果表明,在围压低于4.5 MPa的情况下,模拟裂缝岩心渗透率保持不变,模拟裂缝岩心渗透率与缝宽呈三次方关系;随着裂缝宽度的增加,压裂液伤害程度逐渐减小,但是钻井液伤害程度先增大后减小,存在一个伤害峰值;此外,一步酸可以显著提高裂缝渗透率,解除钻井液/压裂液伤害。该研究对低伤害新型工作液的研发以及储层保护措施的优化具有一定的指导意义。      

缝洞型碳酸盐岩油藏注气吞吐生产动态及注入介质优选

塔河油田缝洞型油藏在底水驱动或注水替油开采结束后,仍存在阁楼油、绕流油和井间油等多种剩余油类型。为了获得不同缝洞连通情况下注气吞吐生产动态,揭示不同注气吞吐介质对轻质/重质原油采出程度的影响规律,利用依据地质资料设计的室内三维物理模型,模拟底水条件下典型缝洞结构单元的注水替油过程及注气吞吐过程,考察了相同条件下不同原油黏度(1094.5 mPa·s和23.6 mPa·s)与不同气体介质(N_2、CO_2、复合气(N_2∶CO_2=1∶1))对剩余油的启动效果。结果表明,注气吞吐控水增油效果明显,N_2、CO_2通过重力分异作用可置换阁楼油,通过气体膨胀作用携带井间油及绕流油;对于黏度为1094.5 m Pa·s的稠油,注N_2、CO_2、复合气(N_2∶CO_2=1∶1)对模型采出程度的提高幅度分别为19.59%、14.54%、7.55%,而对黏度为23.6 m Pa·s的稀油,注气吞吐采出程度分别提高10.87%、10.12%、7.41%,注气对稠油的吞吐效果优于稀油,且N_2和CO_2吞吐效果优于复合气(N_2∶CO_2=1∶1)。     

深层高压碳酸盐岩气藏孔隙结构特征及衰竭开发规律

深层碳酸盐岩气藏孔隙结构复杂,产能差异大,气藏高效开发和长期稳产面临挑战,急需开展地层条件下衰竭开发规律的针对性研究。为此,采用二级CT扫描技术精细描述了气藏储层的孔隙结构特征,并通过岩心实验研究地层条件下孔隙结构和束缚水对衰竭开发的影响规律。结果表明：孔洞和裂缝的发育与分布不均是该类气藏非均质性强、产能差异大的主要原因;产气量主要受孔隙度的控制,阶段采出程度与渗透率接近对数关系;当井底压力为15 MPa时,孔隙型、孔洞型、裂缝-孔隙型和裂缝-孔洞型储层的平均阶段采出程度分别为47.43%、48.21%、59.90%、62.14%;裂缝-孔洞型储层的储量、产气量、阶段采出程度均相对较高;孔洞型储层的储量高、产气速度低,“高孔低产”特征明显;裂缝-孔隙型储层的储量低、产气速度快,稳产周期短;孔隙型储层的储量和产气速度均比较低。研究结果可为深层高压碳酸盐岩气藏开发方案设计提供理论依据。     

低渗致密气藏、凝析气藏开发难点与对策

Low permeability tight gas reservoirs and condensate gas reservoirs account for a rather high proportion ofdomestic gas reserves, but many of them have low productivity. So it is significant to develop these reservoirs effi-ciently for continuous and stable development of China′s petroleum industry. Around the problems of the developmentof deep low permeability tight gas reservoirs and condensate gas reservoirs, this paper makes an analysis on the geo-logic and development characteristics of these reservoirs and presents ten proper technologies. Finally, five technicalmeasures for the development of such gas reservoirs are proposed in detail. These are deep fracturing technology,treatment technology of accumulated liquids in condensate gas well and near well bore, gas injection technology whenthe formation pressure is lower than the maximum condensate pressure, phase behavior analysis technology in porousmedia of low permeability tight condensate gas reservoir and other gas reservoir engineering technologies.