恒速压汞与常规压汞的异同

文中深刻剖析恒速压汞与常规压汞的区别,便于对微观孔隙结构进行分析时选择较合适的实验手段,更加准确地对微观孔隙结构进行描述与表征.从理论模型、实验过程、测量结果的可靠性等方面,分析对比常规压汞与恒速压汞的不同,揭示了它们的本质区别.研究发现:恒速压汞由于其实验过程是准静态过程,可以将孔陈与喉道区别开来,测量值更接近静态毛...     

新型压汞仪的研制

压汞法是测定岩样孔隙结构特征的一种有效方法，压尔仪正是完成这一任务的有效工具。文章介绍的新型压汞仪是基于以往各类压汞仪的基础上研制开发的一新一代产品，具有自动化程度高，工作连续性好，精度高等优点。     

应用压汞实验方法研究致密储层孔隙结构 ——以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组为例

随着常规油气资源勘探瓶颈期的到来,致密油气藏越来越成为勘探开发研究的重点。为了进一步揭示致密储层微观孔隙结构特征及其对储层渗流能力的影响,运用常规压汞与恒速压汞方法,结合铸体薄片、扫描电镜等多种技术手段对准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组致密储层的孔隙结构特征进行综合分析。结果表明:研究区芦草沟组致密储层孔隙以溶蚀与胶结综合作用下形成的粒内溶孔、半充填孔、粒间溶孔、晶间孔隙与晶内溶孔为主;依据常规压汞曲线分布位置、形态,兼顾孔隙度、渗透率及表征孔喉大小、分选、连通的各类参数,将储层划分为5大类进行分类评价。研究区储层喉道半径与孔喉配置关系较常规储层差别较大,储层渗流能力主要由喉道半径分布与孔喉半径比分布控制,而孔喉半径比呈现的双峰特征指示储层具有2种孔隙类型的组合,该类型的储层应成为该区未来勘探开发的重点。     

恒速压汞技术在大港油田孔南储层流动单元微观孔隙特征研究中的应用

恒速压汞技术不仅可测量喉道数量,而且能同时得到孔道与喉道的信息。利用恒速压汞实验对冲积环境储层不同流动单元微观孔隙特征进行了研究。恒速压汞分析表明：不同流动单元喉道半径和有效喉道体积差别明显;储层孔隙半径差距明显;有效孔隙体积差异并不明显;储层孔喉半径比差异明显;相对而言Ⅲ类流动单元有效孔隙喉道数更多。对于中孔中渗储层来说,影响流体流动能力的因素主要是喉道大小。因此在油气田开发中,应根据不同流动单元的不同微观孔隙结构特征,采取不同的开发策略。应用该方法在孔南地区官195断块取得了较好的开发效果。     

压汞和退汞资料在储层评价中的综合应用探讨

从毛管压力的产生机理，得出压汞曲线反映喉道特征，退汞曲线反映孔隙特征的原理，提出似孔喉比（λ）概念，并按似孔喉比的大小及受其控制曲线的综合形态将储层分为三类，１类（λ〈１５）Ⅱ类（１５〈λ〈２５），Ⅲ类（λ〉２５）据排驱压力，最大进汞饱和度参数将每类又分出三个亚型，共九个亚型，结合评价将储层划分为五个等级，对确定合理经济的开发方案具有重要意义。     

压汞曲线的双峰态与毛管参数计算新方法

压汞曲线的双峰态，是高压注汞引起岩石弹性形变至破裂造成的，所以测量时，压力不宜超过３０ＭＰａ，测量和使用积分法计算，测点数量可大大减少（特别是对低渗透率岩石），既能有效缩短工时，提高工效，又有利于操作人员的身体健康，延长仪器寿命。     

应用常规压汞和恒速压汞实验方法研究储层微观孔隙结构——以三塘湖油田牛圈湖区头屯河组为例

吐哈油区三塘湖油田牛圈湖区头屯河组砂岩储层主要为岩屑砂岩,平均孔隙度为19.7%,平均渗透率为77.9×10-3um2;孔隙类型主要以粒间孔为主,粒间溶孔、长石溶孔和岩屑溶孔次之,碳酸盐溶孔和杂基溶孔很少.通过铸体薄片、扫描电镜、常规高压压汞、恒速压汞等实验手段认识到,研究区砂岩储层的微观孔隙结构复杂,非均质性较强,注水开发水驱油效率差;这主要是由储层的微观非均质性较强所致.     

恒速压汞技术在长2储层孔隙结构研究中的应用

恒速压汞技术是储层微观孔隙结构定性和直观分析的先进技术之一。文中应用该技术对定边油田张韩区块长2储层微观孔隙结构进行分析研究．得到了孔隙与喉道的大小及其分布频率等参数。在此基础上．分析了孔隙大小、孔隙体积、喉道大小及孔喉比等参数对微观孔隙结构的影响。分析结果表明,低渗透储层有效喉道半径越大,其渗流通道越宽,不同渗透率级别的低渗储层．其差异主要体现在喉道大小及分布上;喉道特征是决定储层物性的关键因素,不同渗透率级别的储层岩石由不同半径的喉道控制;储层岩石的孔喉比参数对水驱油渗流特征、剩余油微观分布特征及驱油效率等均有较大影响。     

恒速压汞技术在储层孔隙结构研究中的应用

以恒速压汞实验为基础,从喉道、孔隙、孔喉半径比及毛细管压力曲线变化特征4个方面,对苏里格气田苏48—苏120区块储层微观孔隙结构进行分析。结果表明：渗透率越大,峰值喉道半径及主流喉道半径越大,喉道半径分布范围越宽,大喉道越多;微观孔隙结构越好,孔喉半径比分布范围越窄,平均值越小,驱油效果越好;低渗透储层不同渗透率样品孔隙半径差异不大,微观孔隙结构的差异主要体现在喉道的大小和分布上,喉道是影响储层渗流能力和开发效果的关键因素。     

安塞油田坪桥区注气可行性研究

鄂尔多斯盆地安塞油田坪桥区属特低渗透油田，自然产能低，需人工压裂后投产，开发好这类油田难度极大。采用国内外先进技术手段，建立了具有人工裂缝和不稳定钙质夹层的三维地质模型，并充分体现于油藏数值模拟模型中，同时考虑了人工裂缝对注气开发的影响和注气的风险性，比较符合实际；油藏数值模拟使用全组分模型，对不同开发方式进行了分析研究和对比，对油田实际开发具有指导作用。     

油水两相低速非达西渗流数值模拟

低渗透油藏存在低速非达西渗流现象，使其开发动态不同于常规油田。建立了油水两相低速非达西渗流数学模型，采用数值模拟方法研究这类油田低速非达西渗流规律。用非达西渗流和达西渗流数学模型同时模拟某低渗透油田九点法注水开发井组生产动态，非达西渗流模型模拟结果与该油田实际生产动态相吻合，而达西渗流模型模拟结果相差很大。分析模拟结果，认为：较高视启动压力梯度将降低水驱采收率，降低该压力梯度有利于改善其注水开发效果；通过压裂等措施改善油井附近地层渗透性，降低表皮系数，能减轻或消除非达西渗流的不利影响，提高油井产能，抑制含水上升速度；低渗透油田油井见水快，不完全是地层微裂缝的作用，可能是非达西渗流现象所致，在制定开发方案时应全面考虑。图５参３（陈志宏摘）     

利用超前注水技术开发低渗透油田

为了提高低渗及特低渗透油田的开发成果，提高探明储量动用程度，根据低渗透油田的地质特点并借鉴国内外油田的开发经验，通过渗流力学和油藏工程研究，提出了利用超前注水技术开发低渗透油田的方法，即采用先注后采的注水开发方式，合理补充地层能量，提高地层压力，使油井能够长期保持旺盛的生产能力。从水井注水时机、采油井投产时机、注水井最大流动压力、采油井合理流压、超前注水适应条件、超前注水实施要求6个方面对超前注水技术措施进行了阐述。该方法在油田实际生产中取得了明显效果，对低渗及特低渗透油田开发实现效益最大化具有重要意义。     

改善新民裂缝性砂岩油藏注水波及体积研究

新民油田是裂缝性特低渗透砂岩油田，复杂的地质条件极大地增加了油田开发难度。根据新民油田特低渗透和裂缝系统的特点，在利用局部加密网格方法定量描述人工裂缝的同时，建立了该油田西区具有东西向人工裂缝的三维非均质多层地质模型；在此基础上，应用三维三相数值模拟技术，从微观和宏观方面，对改善油田注水波及体积的方法进行研究，为今后新民油田顺利开发提供了决策依据。图５表１参１（陈志宏摘     

低渗透砂岩油藏注水见效时间与井距关系

低渗透油藏注水见效时间比较晚,而且反应比较平缓,注水效果与中高渗油藏有明显的不同。在井距２５０～３００ｍ条件下,低渗透油藏油井一般在注水６个月左右开始见效,用常规的压力波影响半径与时间的关系公式不能正确预测。利用稳态逐次替换法,推导出低渗透砂岩油藏压力波的影响半径和时间的关系,并用于预测低渗透砂岩油藏注水见效时间与井距的关系。研究表明,低渗透砂岩油藏注水见效时间为两项之和：第一项反比于导压系数,正比于井距平方,此项为常规的影响半径与时间的关系;第二项反比于注水强度,正比于启动压力梯度和井距立方。实例计算表明第一项远远小于第二项,注水见效时间主要由井距立方项决定,减小注采井距将大大地缩小注水见效时间。实例计算说明该方法是正确实用的。参３（李云鹃摘     

低渗油藏注水井试井压力响应机理及解释模型

针对低渗透油藏注水开发特点,在考虑启动压力梯度方向性和时效性的情况下,提出了低渗储层注水井井下关井试井压力响应机理。据此,综合考虑启动压力梯度、井筒储集效应、表皮效应、储层非均质性等因素,建立了低渗储层井下关井奢件下泣水井的试井解释数学模型,应用Bessel函数、Green函数和Stehfest数值反演算法对模型进行求解。利用该模型对长度油田注水井进行试井解释实例分析,解释结果与实际资料相吻合,较真实地反映了低渗储层的参数和渗流特征,可为制订注水开发方案提供依据。     

酸气回注的井筒流动模型和相态分布

酸气回注是一种替代硫磺回收的经济可行的酸气处理方法,同时也是一种减少温室气体排放的环保方法。要确保正确地设计、实施和操作酸气回注系统,首先就需要知道从井口到井底的回注流动情况、参数及相态分布,以确定酸气回注系统所需的井口压力。为此,建立了酸气回注井筒多相流动通用模型。该模型描述了酸气沿井筒的流动、参数及相态分布,其优点是能精确实现酸气的性质和相平衡计算并综合考虑酸气井筒流动的质量、动量与能量守恒关系。所列举的9个实际应用案例分析展示了新模型具有良好的应用效果。     

拟启动压力对低渗透单相流体及油水两相渗流的影响——以沙埝油田沙7断块为例

应用压差-流量法测定岩心启动压力,根据实验结果和数学方法分析启动压力对油水渗流的影响,并对达西公式和JBN计算方法进行改进,推导出适合低渗透储层规律的公式.研究结果表明,由于启动压力的存在,低渗透油藏油水渗流非达西现象突出,借用达西公式所获得的视渗透率随压力梯度发生变化,当压力梯度达到最大启动压力梯度时,渗流进入拟线性流阶段.     

界面分子力作用与渗透率的关系及其对渗流的影响

将界面化学理论和渗流物理理论相结合，在毛细管模型与单分子层作用模型的基础上，推导出了固液界面分子力作用与多孔介质的渗透率或孔隙半径的近似关系式，并设计和进行了岩心流动对比实验。结果表明：在低渗透多孔介质中，液体渗流为非达西类型，渗流曲线特征为凹形曲线至直线，存在（拟）启动压力梯度；非达西特征取决于多孔介质的渗透率和流体性质；固液界面分子力作用随多孔介质的渗透率或孔隙半径增大而单调递减。在低渗透多孔介质中，固液界面分子力对液体渗流的影响较大，且为渗流具有非达西特征的主要原因；而在较高渗透率多孔介质中，它对渗流的影响可以忽略，液体渗流为达西类型。综述了非达西渗流应用研究现状。图２表１参１１（陈志宏摘）