氧化处理缓解煤岩储层煤粉堵塞损害实验

为了优化煤层气井的压裂排采效果，以贵州织纳区块上二叠统龙潭组16号煤层煤岩为研究对象，开展了粉状煤样的NaClO溶液浸泡实验和柱状含裂缝煤样的NaClO溶液驱替实验，并且利用激光粒度分析、红外光谱测试及Zeta电位测试等手段，评价了NaClO解除煤岩天然裂缝中煤粉堵塞的效果，分析了氧化液与煤粉的反应机制，进而揭示了煤岩氧化解堵增渗机理。研究结果表明：①NaClO溶液对煤岩有机和无机组分具有明显的溶蚀效用，并且浓度越高，对煤粉的溶蚀率越高、“物质净移除”效果越好；②浓度分别为0.1%、1.0%的NaClO溶液可以有效解除煤粉在压裂液中的聚集，使其在压后排采过程中易于被排出；③经过NaClO溶液的氧化作用后，煤粉粒径降级，压裂液浸泡后引起的煤岩基块和煤粉吸水膨胀损害将得到有效的缓解，并且煤粉粒径越大，粒径降级率越高，浓度为1.0%的NaClO氧化液对煤粉粒径的降级效果为最佳；④经过浓度为1.0%的NaClO溶液氧化后，含裂缝煤样的渗透率可提高4.22倍，增渗效果明显。结论认为：①氧化液能够溶蚀煤粉和缝面煤岩组分、改变煤粉及缝面物理化学性质、解除煤粉颗粒聚集、促使已发生膨胀的煤粉粒径降级，进而加快已形成堵塞的煤粉的排出进程；②氧化处理有望成为煤岩储层解堵改造的一种新技术。     

氧化处理缓解煤岩储层煤粉堵塞损害实验

为了优化煤层气井的压裂排采效果,以贵州织纳区块上二叠统龙潭组16号煤层煤岩为研究对象,开展了粉状煤样的NaClO溶液浸泡实验和柱状含裂缝煤样的NaClO溶液驱替实验,并且利用激光粒度分析、红外光谱测试及Zeta电位测试等手段,评价了NaClO解除煤岩天然裂缝中煤粉堵塞的效果,分析了氧化液与煤粉的反应机制,进而揭示了煤岩氧化解堵增渗机理。研究结果表明:①NaClO溶液对煤岩有机和无机组分具有明显的溶蚀效用,并且浓度越高,对煤粉的溶蚀率越高、"物质净移除"效果越好;②浓度分别为0.1%、1.0%的NaClO溶液可以有效解除煤粉在压裂液中的聚集,使其在压后排采过程中易于被排出;③经过NaClO溶液的氧化作用后,煤粉粒径降级,压裂液浸泡后引起的煤岩基块和煤粉吸水膨胀损害将得到有效的缓解,并且煤粉粒径越大,粒径降级率越高,浓度为1.0%的NaClO氧化液对煤粉粒径的降级效果为最佳;④经过浓度为1.0%的NaClO溶液氧化后,含裂缝煤样的渗透率可提高4.22倍,增渗效果明显。结论认为:①氧化液能够溶蚀煤粉和缝面煤岩组分、改变煤粉及缝面物理化学性质、解除煤粉颗粒聚集、促使已发生膨胀的煤粉粒径降级,进...     

裂缝对致密储层渗流能力影响实验研究

针对低渗透气藏开发技术需求,以气藏工程为理论指导,采用物理模拟技术,结合致密气藏地质特征和裂缝分布特点,开展了裂缝对储层渗流能力改善作用机理及其影响因素研究。结果表明：裂缝-孔隙双重介质岩心渗透率理论值高于实测值,原因在于实际裂缝壁面粗糙增加了气体流动阻力,导致实测渗透率值较小;裂缝全贯穿时,裂缝宽度和数量对岩心渗透率影响较大,裂缝未贯穿时,裂缝贯穿程度和分布位置对岩心渗透率影响较小;裂缝分布位置对岩心产气能力影响较小;裂缝-孔隙双重介质岩心渗透率受基质渗透率影响程度较大,随裂缝宽度、贯穿程度和数量增加,岩心产气能力增大;在其他条件相同情况下,裂缝距离底水越远,岩心受水侵影响程度越小,产气量越大,产气时间越长。研究认为,裂缝能改善储层渗流能力,量化评价裂缝对储层渗流能力影响有利于提高气藏开发效果。     

改性注入剂对改善特低渗储层渗流能力的实验研究及应用

在对砂质砾岩、细粉砂岩这2种不同岩性的典型特低渗储层共计28块岩心样品进行室内常规驱替实验、对比实验和铸体薄片浸泡实验的基础上,评价OR和DA这2种不同类型的改性注入剂对各岩样驱替相渗透率和驱油效率的改善情况,分析其改善渗流能力的机理,再对2类改性注入剂的注入浓度进行优选,最后进行现场试验.研究表明,改性注入剂OR在细粉砂岩类特低渗储层中适用性较好,改性注入剂DA在砂质砾岩类特低渗储层中适用性较好,2类改性注入剂均能不同程度的提高驱替相渗透率和驱油效率,并不同程度的降低油水界面张力.浸泡实验表明2类改性注入剂均能使样品孔隙内的填隙物发生溶蚀,改性注入剂DA和OR最合理的注入浓度分别为3 000mg/L和2 000mg/L.最后进行的现场试验表明改性注入剂能使单井注水压力平均下降2.76MPa,日注水量平均增加4.15m3,吸水状况也能得到改善,室内实验和现场应用都取得较好效果.     

结垢对储层渗流能力的影响

针对油田水结垢问题,利用室内水质静态分析及岩心流动实验,对水质结垢趋势、垢物成份及结垢对岩心渗透率的影响进行了研究,结果表明:垢物以氢氧化铁、碳酸钡、碳酸钙为主,并含有少量碳酸镁;静态结垢对岩心渗透率的伤害率达9.6%;动态结垢对岩心的伤害率可达34.3%,铁离子沉淀对岩心渗透率的伤害率达56.7%。因此,水源水进入地层前,必须进行水源水与储层的配伍性实验研究,以建立相应的油层保护措施,尽量减少储层伤害,提高油藏开发效果。     

致密砂岩储层中气体渗流规律实验研究

为了揭示苏里格气田致密砂岩中气体渗流规律,采用物理模拟方法测试了不同含水条件下不同气驱压力时气体流量,在考虑气体偏差因子、黏度和压力关系基础上,研究了压力、气体偏差因子、黏度与流量的关系。结果表明:致密气藏中气体需要突破一定门槛压力,才能在砂岩孔隙内产生有效流动,岩心渗透率越低、含水饱和度越高,门槛压力越大,当气驱压力突破门槛压力后,气体在砂岩中渗流时表现出黏性流特征;随气驱压力增加,压力/气体偏差因子/黏度与流量的关系会由非线性关系转变为线性关系;岩心渗透率≥1×10~(-3)μm~2时,气体以线性渗流为主;岩心渗透率为(0.1～1)×10~(-3)μm~2时,当气驱压差1 MPa,气体以线性渗流为主;岩心渗透率≤0.1×10~(-3)μm~2时,当含水饱和度为20%,出现气相渗流门槛,当气驱压差3 MPa,气体才能达到线性渗流;渗透率0.345×10~(-3)μm~2时,随渗透率增加,配产界限值先快速增加,之后增速变缓;在渗透率相同条件下,储层含气饱和度愈高,则配产界限值愈高。     

靖边气田下古储层渗流机理实验研究

靖边气田下古各气层因储层物性不同,各小层采气速度不均衡,影响靖边气田开发效果。为进一步明确各小层渗流能力,采取室内实验模拟等方法,以孔喉结构、渗流特征为基础,建立渗流物理模型。重点研究气藏渗流机理,典型井不同层位岩芯在各类生产压差下启动压力梯度特征,总结靖边气田下古储层渗流特征及流动机制,掌握纵向动用不均衡的规律。     

煤岩复杂裂缝长期导流能力实验研究

煤岩裂缝复杂程度对裂缝导流能力具有显著影响,通过长期导流测试实验准确评价煤岩复杂裂缝真实导流能力能够为现场压裂方案设计和施工提供技术支持。开展煤岩水平裂缝、T型裂缝和工型裂缝的长期导流能力实验评价发现:铺砂浓度相同时,煤岩裂缝导流能力受裂缝形态复杂程度影响明显,复杂程度越高,裂缝铺砂总量越大,煤岩裂缝导流能力越强,同时在闭合压力作用下支撑剂压实作用越明显;相同闭合压力条件下,随压实时间的增加,煤岩裂缝导流能力逐渐降低,并且随着煤岩裂缝复杂程度的增加,下降幅度逐渐增加。实验结果解释了不同测试条件下煤岩裂缝复杂程度对裂缝导流能力的影响,研究成果是对现有煤岩裂缝导流能力评价研究的补充完善,对今后煤层气井压裂施工裂缝参数优化设计具有一定的借鉴意义。     

大庆油田表外储层渗流特征实验

表外储层渗流特征不同于表内储层。物性特征研究表明,表外储层主要为低渗透和特低渗透储层,分别占33.98%和40.79%。渗流特征研究表明,表外储层具有非达西渗流特征,启动压力的存在会影响注水开发;油水两相渗流时,表外储层的束缚水、残余油的饱和度较高,油水两相渗流的共渗范围较小,驱油效率低,由于黏土质量分数较高,水相相对渗透率上升较慢,曲线形态呈现弓背形状。无因次采油(液)指数变化曲线分析结果表明,表外储层依靠提液增加产量的潜力不大。     

储层综合处理技术实验研究

锦州油田多数区块已进入开发中后期,油层堵塞已成为影响油井生产的主要问题之一.解决单一堵塞问题已无法适应现场要求,因此,开展了储层综合处理技术室内实验研究.2005～2006年现场实施储层综合处理技术49井次(其中水井2口,增加注水8 652m3),措施有效率95.9%,累计增产油12 707 t,创经济效益1 912.47×104元.对解堵药剂进行优选复配,确立了以氟硼酸、有机酸为主体,酸与强氧化剂配合使用的新型高效解堵配方,通过岩心溶蚀率、流动实验等一系列室内评价,达到规定标准,现场试验取得了理想效果.     

新型表活剂压裂液的实验特性及其在水锁气层中的应用

水锁伤害是低渗透气层压裂面临的一个重要问题。首先从两个方面对新型表活剂压裂液展开了实验研究：①进行了岩心伤害实验,采用多次驱替方式发现,新型表活剂压裂液在岩心孔隙中72 h还呈现自由状态,能够被驱动,随着驱替次数增多,岩心渗透率伤害程度减少,而其他液体没有这种现象;②进行了支撑裂缝导流伤害实验,通过不同驱替方式发现,采用不同液体驱替的支撑裂缝导流能力相差不大,通过氮气驱动后,新型表活剂压裂液支撑裂缝导流能力有所增加,继续通过CO₂气体驱动后,该组裂缝导流能力继续增加,而胍胶类压裂液导流能力基本没有变化。通过实验认为：新型表活剂压裂液对岩石及裂缝的伤害可以改变,降低了对储层的水锁伤害,适合应用于易水锁气层压裂施工。现场试验证明,该类压裂液对低渗易水锁气层具有较好的压裂增产改造效果。     

Parametric analysis of the effect of operation parameters on asphaltene deposition: An experimental study

Changing pressure, temperature, and composition cause instability in crude oil and create a problematic issue which is called asphaltene deposition. Asphaltene deposition causes problems in wettability alteration and flow assurance in different parts of petroleum industry so asphaltene deposition becomes a challenging issue in petroleum engineering. Hence, it is necessary to predict asphaltene deposition and investigate parameters which effect on asphaltene deposition. In this contribution, because of similarity between pore throat of reservoir rock and capillary tube, to investigate parameters such as asphaltene content, precipitant ratio, flow rate, and temperature effect on asphaltene deposition, a capillary setup was constructed and a model was developed to relate pressure drop along capillary tube to permeability reduction.     

泡沫油油藏冷采后期注气吞吐开采实验

以脱气原油与活油为参照,利用非常规PVT实验方法开展了泡沫油溶气特性实验,揭示了泡沫油溶气特性,明确了天然气在泡沫油中的溶解能力以及地层压力对其溶解的影响规律,并通过岩心驱替实验研究了天然气吞吐提高采收率的可行性以及注气时机、注气轮次对泡沫油天然气吞吐开发效果的影响。泡沫油溶气特性实验表明,天然气溶解过程分为快速溶解、波动下降和稳定3个阶段。注气前期天然气溶解速度较大,累积溶气量增加迅速;天然气溶解能力随深度的增加逐渐减小,垂向上可形成一定的混相区域;增大地层压力有利于增加天然气溶解速度和累积溶气量;各压力下泡沫油溶气能力小于活油及脱气原油,但同一深度处其含气量最多,黏度最小。泡沫油天然气吞吐实验表明,天然气吞吐比冷采开发提高采收率7.8%,注气时机应在泡点压力与拟泡点压力之间,且焖井时间不宜过长,并应最大限度地提高地层压力。     

碳酸盐矿物溶蚀对页岩孔隙的改造作用及其意义——以川东地区下志留统龙马溪组页岩为例

碳酸盐矿物与页岩气储层的孔隙结构密切相关,探讨二者之间的定量关系有助于深化对页岩岩石学定量表征与微米/纳米尺度孔隙改造等的认识。为此选取四川盆地东部彭水地区下志留统龙马溪组页岩,开展了稀盐酸—页岩酸岩反应实验;综合利用场发射电镜、微CT以及低压氮气吸附方法,表征溶蚀前后孔隙结构;研究碳酸盐矿物对页岩储层孔隙结构的影响,进而探讨溶蚀孔的地质、工程指示意义。研究结果表明：①常温下酸岩反应120 h,碳酸盐矿物完全溶蚀而其他矿物则无明显变化;②碳酸盐矿物完全溶蚀后,出现大量孔径介于3.9~62.5 μm的溶蚀孔,溶蚀孔总体积分数占比为6.8%,与样品酸溶率数值6.9%接近,同时纳米孔的形态、体积、孔径、表面积等参数未发生明显的变化;③碳酸盐矿物完全酸溶后仅产生微米孔,而在纳米尺度未表现出增孔、扩孔现象,表明碳酸盐晶粒处于微米尺度。结论认为,基于微米级溶蚀孔的图像统计参数,可以有效反演碳酸盐矿物的微观分布、形貌、数量、粒径等特征参数,为页岩岩石学定量研究提供了一种新的方法,同时该溶蚀孔协同水力压裂缝网,有助于加速页岩气的产出。     

页岩气储层纳米级孔隙中气体的质量传输机理及流态实验

为了探究页岩气储层纳米级孔隙中气体的质量传输方式、机理、气体流态,以及页岩表观渗透率的合理表示方法,首先基于前人的研究成果,从微观和宏观的角度综合分析了页岩纳米孔隙中气体的质量传输机理;然后通过开展致密页岩中气体渗流实验,对纳米孔隙中气体的真实流态进行了分析,讨论了孔隙尺寸、压力等参数对页岩渗透率的影响;进而对不同页岩表观渗透率模型进行了比较,探讨了其合理的表示方法。研究结果表明:(1)页岩纳米孔隙中游离气质量传输方式主要为滑脱流、努森扩散及斐克扩散,吸附气质量传输方式主要为表面扩散,气体流态为滑脱流或过渡流,不存在连续流,并且孔隙越小、压力越低,滑脱流越弱,努森扩散越强;(2)在相同的实验条件下,Darcy渗透率最低,B-K表观渗透率和Civan表观渗透率非常接近,Klinkenberg表观渗透率居中,APF表观渗透率与Wu表观渗透率最高且出现了曲线交替;(3)在Wu表观渗透率中,滑脱流在滑脱区和过渡区都是气体质量主要的传输方式;(4)在APF表观渗透率中,滑脱流是滑脱区气体质量主要的传输方式,而努森扩散则是过渡区气体质量主要的传输方式。     

陆相沉积油层水平井水平段轨迹对产能及采收率影响的研究

我国油田多属陆相沉积,油层内或多或少地存在着薄厚不等的夹层或隔层,而且分布不均。对于无气顶底水的这类油层,研究了有隔层水平井产能下降的幅度,研究了与油层相交贯穿油层上下的大斜度水平井和平行油层水平井的产能和采收率。计算分析结果表明：①存在夹层、隔层的油层不适合打平行油层的水平井;②对含有夹层、隔层的油层,选择与油层相交贯穿油层上下的大斜度水平井,可有效地降低夹层、隔层对产能和采收率的负面影响;③当相交油层的水平井长度为平行油层水平井长度的１．１５倍时,无论油层有无夹层、隔层,其产能要大于或等于相应平行油层水平井的产能,而且采收率不会受夹层、隔层的影响;④对无气顶底水的陆相沉积油层,选择与油层相交的长度略长的水平井是稳妥的。图３参６（陈志宏摘）     

基于岩石物理的致密砂岩油藏叠前优势储层预测——以渤海湾盆地南堡凹陷4号构造东营组二段为例

针对致密砂岩油层与围岩波阻抗叠置严重、油层与围岩区分难度大等问题,应用岩石物理建模与分析、地震正演模拟、叠前弹性参数反演、贝叶斯岩相判别等技术对渤海湾盆地南堡凹陷4号构造东营组二段致密砂岩油藏优势储层进行预测。在测井资料预处理基础上,依据Biot-Gassmann理论,对Xu-White模型所需岩石物理参数进行计算,并正演估算弹性参数。采用Biot-Gassmann方程与Brie经验公式进行流体替换,建立岩石物理解释量版,进而优选出致密砂岩储层敏感弹性参数;同时根据不同地质模型与AVO正演模拟,确定储层预测极限厚度、有效目标和反演方法。最后利用贝叶斯判别方法计算叠前弹性参数反演成果的岩相类型概率分布,对有利孔隙砂岩分布进行预测。结果表明:油藏状态下纵横波速度比和纵波阻抗为最敏感的岩石弹性参数,对砂岩、泥岩具有区分能力;储层预测的有效目标是地震可识别层段内具有厚度比例优势的有利孔隙砂岩,叠前弹性参数反演和岩性与流体概率分析是解决研究区优势储层预测的有效方法;应用该方法预测的有利孔隙砂岩分布与实钻井吻合度高,储层分布规律与研究区地质规律一致,提高了油层识别能力及预测精度。     

致密砂岩孔隙内水的赋存特征及其对气体渗流的影响——以松辽盆地长岭气田登娄库组气藏为例

致密砂岩储层岩石孔隙结构复杂,孔隙内水的赋存状态和可动性难以确定,影响气井的产能确定和生产动态预测。为了认识该类储层气水渗流特征,根据铸体薄片和压汞等实验资料,分析了松辽盆地长岭气田下白垩统登娄库组气藏储层的孔隙结构,选取具有代表性的岩样,通过核磁共振、气驱水等实验,研究了岩石孔隙中水的赋存特征及其流动性,进而研究储层岩石在不同含水条件下对气体渗流的影响。结果表明:致密砂岩细小孔喉内的水流动性差,残余水饱和度较高,其大小不仅与岩石孔隙结构和物性相关,而且还与其中的气体流动有关;气体在含水孔隙内的流动受毛细管压力和滑脱效应影响存在非达西渗流特征,启动压力梯度的大小与储层渗透率和含水饱和度密切相关,登娄库组储层Sw/K值大于1 000mD-1以后,启动压力显著增大。该成果为该类气藏合理开发技术政策的制定提供了依据。     

运用高压压汞及扫描电镜多尺度表征致密砂岩储层微纳米级孔喉特征——以渤海湾盆地沾化凹陷义176区块沙四段致密砂岩储层为例

选取渤海湾盆地沾化凹陷义176区块沙河街组四段32块致密砂岩样品进行高压压汞、覆压孔渗等实验,结合环境扫描电镜的镜下特征,探讨致密砂岩储层的微观孔喉结构特征及其渗透性,特别是流体在纳米级及微米级喉道的渗流特征。实验表明：研究区的排替压力分布范围大,结合孔喉的分布情况和渗透率的相对大小,将该区的储层分成4大类6亚类;dv/d（logd）能够准确形象地反映各级孔喉分布情况,结合环境扫描电镜对孔喉相对大小的识别结果,将研究区的孔喉体系分为纳米级、微纳米级、纳微米级及微米级等4类,将喉道分为纳米级喉道和微米级喉道;通过相关性分析,发现纳米级喉道控制着渗透率,而微米级喉道更多贡献于孔隙度;高压压汞在研究致密储层的孔喉特征时,不仅能够表征常规孔喉的结构特征,同时也能反映微纳米级孔喉的大小及流体在其中的渗流特征,对进一步精细评价储层具有良好效果。