子长油区致密砂岩储层渗吸驱油主控因素分析研究

对于致密砂岩储层渗吸驱油的研究,多致力于各影响因素与岩心驱油效率、驱油速率等之间的关系,为进一步量化表征各影响因素对于致密砂岩储层渗吸驱油影响的强弱,以鄂尔多斯盆地子长油区天然致密砂岩样品为例,通过自发渗吸实验,研究了岩心尺寸、品质系数、界面张力、润湿性、矿化度、初始含水、原油黏度等因素对于渗吸驱油作用的影响,并通过实...     

表面活性剂对致密砂岩储层自发渗吸驱油的影响

自发渗吸驱油是致密砂岩油藏比较重要的一种采油方式。为了研究表面活性剂对长庆油田致密砂岩储层渗吸效果的影响,采用核磁共振技术,根据天然岩心在地层水和表面活性剂中的自发渗吸实验,研究了不同润湿性岩心自发渗吸的特点,以及表面活性剂对中性润湿砂岩渗吸结果的影响。实验结果表明:强水润湿砂岩的渗吸采出程度为60%左右,而中性润湿砂岩的渗吸采出程度只有33%左右;表面活性剂的加入能够有效提高中性润湿砂岩的渗吸采出程度,0.05%HYZ-5的效果最好。通过岩心驱替实验评价了HYZ-5表面活性剂对中性致密砂岩周期注水采收率的影响,可以看出HYZ-5可以显著提高周期注水的采收率。现场试验证明,A井采用周期注水,注入HYZ-5表面活性剂溶液渗吸驱油后,取得了明显的增产效果,说明表面活性剂可以提高致密砂岩储层的自发渗吸驱油效率。     

致密油储层压裂液渗吸特征及水锁损害评价

致密油储层压裂施工后仍会有大量的压裂液滞留在储层中,不仅会对致密油储层中的原油产生一定的渗吸驱油作用,还可能对储层造成一定的水锁损害;因此,为了确认压裂液在致密油储层中的渗吸特征和产生的水锁损害程度,文中研究了不同类型破胶后的压裂液对目标区块致密油储层天然岩心的渗吸驱油效果,在此基础上,开展了压裂液渗吸后对岩心的水锁损...     

致密砂岩油藏动态渗吸驱油效果影响因素及应用

渗吸驱油作为致密砂岩油藏高效开发的一项重要技术措施,近年来受到越来越多的关注。致密砂岩油藏渗吸驱油效果的影响因素较多,以鄂尔多斯盆地某区块致密砂岩储层为研究对象,通过岩心动态渗吸驱油实验,评价了渗吸液类型、渗吸液浓度、渗吸液注入量、驱替流速、反应时间以及岩心渗透率对储层岩心动态渗吸驱油效果的影响。结果表明：渗吸液中加入非离子表面活性剂HYS-3能够显著提高动态渗吸驱油效率;渗吸液中表面活性剂的浓度越高、渗吸液注入量越大、反应时间越长、岩心渗透率越高时,动态渗吸驱油效率越高;随着驱替流速的增大,岩心动态渗吸驱油效率呈现出先增大后减小的变化趋势;动态渗吸驱油实验最优参数为：驱替流速为0.2 mL/min,渗吸液为0.5% HYS-3,渗吸液注入量为1.0 PV,反应时间> 48 h。矿场应用试验结果表明,实施注水吞吐动态渗吸驱油方案措施后,S油田5口井的日产油量是措施前的2倍多,含水率明显下降,增油效果显著。     

考虑渗透压的致密砂岩储层渗吸半解析数学模型

为定量表征渗透压对致密砂岩储层渗吸置换效果的影响,基于毛管压力函数及渗透压方程,建立考虑渗透压的致密砂岩储层渗吸半解析数学模型,用于计算最终渗吸置换率、渗吸稳定时间、水相饱和度及矿化度的沿程分布等参数。对渗吸液矿化度、水相和油相最大相对渗透率、水相和油相相对渗透率系数、油水粘度比等参数进行敏感性分析,并与岩心实验结果进行拟合,以校正模型参数。研究结果表明:储层内流体与渗吸液矿化度差越大,渗吸置换作用越显著,渗透压主要影响渗吸置换中段位置;对渗吸效果影响从大到小依次为水相相对渗透率系数、水相最大相对渗透率、油水粘度比、油相相对渗透率系数、油相最大相对渗透率;油水粘度比对矿化度分布影响最为显著,水相相对渗透率系数及水相最大相对渗透率主要影响推进前缘段矿化度分布,油相相对渗透率系数及油相最大相对渗透率对矿化度分布几乎没有影响;模型渗吸置换率校正系数约为0.7;渗吸稳定时间校正系数与水相最大相对渗透率呈较好的线性相关。     

致密砂岩储层渗吸数学模型及应用研究

针对致密砂岩储层渗吸效果评价的问题,基于饱和度方程、corey相渗曲线及J函数,建立了适用于致密砂岩储层压裂液-原油渗吸置换半解析模型,模型考虑了重力及毛管力作用,能够获取不同参数影响下的饱和度沿程分布及不同渗吸时间下的原油置换率,并利用建立的模型分析了相关参数敏感性,同时与长庆油田合水、定边2个区块致密砂岩岩心渗吸实验结果做了对比分析。研究结果表明:参数敏感性从大到小排序为润湿相系数、润湿相最大相渗值、油水黏度比、非润湿相系数、非润湿相最大相渗值;增加流体流动性、减小油水黏度比有助于提高岩心渗吸置换率;改变润湿相参数比改变非润湿相参数对渗吸作用影响更为显著;模型渗吸稳定置换率计算值与岩心实验计量值拟合率为85.7%,验证了模型具有较好的适用性。研究成果对压裂液-原油渗吸置换研究提供了一定的理论依据。     

压裂液存留液对致密油储层渗吸替油效果的影响

统计长庆油田罗*区块2015年存地液量与油井一年累积产量的关系发现,存地液量越大,一年累积产量越高,与常规的返排率越高产量越高概念恰恰相反,可能与存地液的自发渗吸替油有关。核磁实验结果表明,渗吸替油不同于驱替作用,渗吸过程中小孔隙对采出程度贡献大,而驱替过程中大孔隙对采出程度贡献大,但从现场致密储层岩心孔隙度来看,储层驱替效果明显弱于渗吸效果。通过实验研究了影响自发渗吸效率因素,探索影响压裂液油水置换的关键影响因素,得出了最佳渗吸采出率及最大渗吸速度现场参数。结果表明,各参数对渗吸速度的影响顺序为:界面张力 > 渗透率 > 原油黏度 > 矿化度,岩心渗透率越大,渗吸采收率越大,但是增幅逐渐减小;原油黏度越小,渗吸采收率越大;渗吸液矿化度越大,渗吸采收率越大;当渗吸液中助排剂浓度在0.005%~5%,即界面张力在0.316~10.815 mN/m范围内时,浓度为0.5%（界面张力为0.869 mN/m）的渗吸液可以使渗吸采收率达到最大。静态渗吸结果表明:并不是界面张力越低,采收率越高,而是存在某一最佳界面张力,使地层中被绕流油的数量减少,渗吸采收率达到最高,为油田提高致密储层采收率提供实验指导。      

适用于致密砂岩储层的多功能表面活性剂驱油压裂液体系

针对鄂尔多斯盆地某致密砂岩油田储层物性差、压裂液返排率低、存在水锁及水敏伤害等问题,以复合黏弹性表面活性剂CNT-3和多功能表面活性剂CZPJ-1为主要处理剂,并添加相关助剂,研制出了一套适用于致密砂岩储层的多功能表面活性剂驱油压裂液体系,室内对压裂液体系的综合性能进行了评价。结果表明:该压裂液体系具有良好的耐温抗剪切性能,在90℃、170 s~(-1)条件下剪切100 min后,黏度仍能保持在50 mPa·s左右;体系还具有良好的携砂性能和破胶性能;破胶液对储层天然岩心的渗透率伤害率为7%左右,具有低伤害特性;另外,破胶液还能通过降低油水界面张力和改变岩石表面润湿性等作用来提高致密砂岩储层的渗吸驱油效果,进一步提高压裂施工改造的效果。A-1井的矿场试验结果表明,其压后的产油量是使用常规胍胶压裂液的邻井A-2井的4倍左右,取得了明显的压裂增产效果。     

清洁压裂液返排液对致密油藏自发渗吸驱油效果的影响

针对清洁压裂液返排液回收利用率低、处理困难的问题,并结合致密油藏渗吸采油机理,以处理后的现场清洁压裂液返排液作为渗吸液,开展清洁压裂液返排液对致密油藏自发渗吸驱油效果的影响研究。结果表明:选择渗吸液浓度时,不仅要考虑降低黏附功、提高洗油效率,还要兼顾界面张力和润湿性对毛细管力的影响,当渗吸液质量分数为50%时,渗吸采收率最大可达27. 5%,此时毛细管力作为渗吸驱油的动力占据主导地位,渗吸强度较大;随着岩心渗透率增加和实验温度升高,渗吸采收率逐渐升高。天然岩心渗吸—核磁联测实验结果显示,2块天然岩心的渗吸采收率均可达到26%左右,渗吸初始阶段,油水置换速度较快,渗吸采收率迅速上升,20 h后渗吸速度下降直至渗吸结束。清洁压裂液返排液能够提高致密油藏自发渗吸采收率,为该类压裂液返排液重复利用提供了一种新思路。     

低渗透致密砂岩储层孔隙结构对渗吸特征的影响

为深入研究低渗透致密储层中不同孔隙结构的渗吸机理及对渗吸过程的影响,以邦德系数、无因次时间下的自吸驱油效率为评价指标,通过压汞、扫描电镜和核磁共振等多种实验手段,在对鄂尔多斯盆地东部X区长6段低渗透致密砂岩储层孔隙结构分类的基础上,研究不同孔隙结构对渗吸特征和自吸驱油效率的影响。结果表明:低渗透致密砂岩储层可以分为中大孔型和微孔缝型2种孔隙组合。不同孔隙结构组合的岩心中,中大孔喉的比例决定自吸驱油效果,残余油主要滞留在微孔喉中。中大孔型岩心中大孔喉比例高,地层水和表面活性剂中自吸驱油效率高,自吸过程受到毛管力作用较弱,表面活性剂改善驱油效果和渗吸方式明显;微孔缝型岩心中大孔喉比例小,毛管阻力影响大,地层水和表面活性剂中自吸驱油效率低。表面活性剂可以明显改变渗吸方式,提高自吸驱油效率,但仍有一部分残余油滞留束缚在微小孔喉中。     

致密砂岩油藏能量补充方式评价及优化

针对致密砂岩油藏大规模体积压裂开发后能量补充困难的问题,利用自主设计制作的大型人造三维岩心物理模型和物理模拟实验舱,开展致密砂岩油藏能量补充方式优化研究。实验结果表明:致密砂岩油藏压裂开发过程中,地层能量损耗严重,采取注水或注气的方式可有效进行能量补充;地层中裂缝规模越大,越有利于原油渗流,后续补充能量的传播范围越广,有助于进一步提高原油采收率;从提高驱油效率和扩大波及系数方面优选吞吐渗吸介质,CO₂均优于活性水,CO₂吞吐开发在矿场试验中取得了显著的增油效果,因此,CO₂吞吐作为一种有效的能量补充方式在致密油开发中展现了良好的应用前景。该文分析了致密砂岩储层水平井压裂开发的渗流规律,优选出致密砂岩储层大规模压裂开发后最佳渗吸介质,可为致密砂岩油藏开发设计提供重要的理论依据。     

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。     

致密砂岩储层渗吸稳定时间影响因素研究

针对致密砂岩储层闷井时间优化问题,基于长庆油田延长组致密砂岩储层岩心自发渗吸实验研究,统计了不同参数条件下岩样渗吸稳定时间,分析了渗透率、矿化度、模拟油黏度、界面张力等因素对渗吸稳定时间的影响。研究结果表明：渗吸稳定时间与渗透率呈“V”字型关系,渗透率小于0.2×10^-3μm²时,渗吸稳定时间随渗透率增大而减小,渗透率大于0.2×10^-3μm²时,岩心由于孔喉结构的影响始终未能达到渗吸稳定状态;置换液矿化度越高,由于盐浓度差的影响,渗吸稳定时间越长;饱和模拟油黏度越高,越不利于流体渗吸置换,渗吸稳定时间越长;置换液与饱和模拟油界面张力越小,渗吸稳定时间越短;影响渗吸稳定时间因素排序从大到小依次为渗透率、界面张力、原油黏度、矿化度。研究结果对致密砂岩油藏渗吸实验分析及单井体积压裂闷井生产具有一定的指导意义。     

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。     

中国致密油藏压裂驱油技术进展及发展方向

针对致密储层"注不进、采不出"的难题,提出"压—注—采"一体化作业的压裂驱油技术。梳理中国国内油田低渗致密储层压裂驱油技术发展的4个阶段:基质渗吸-油水置换采油、裂缝—基质动态渗吸采油、缝网压裂-蓄能增渗采油以及压裂驱油-焖井渗吸采油。明确压裂驱油6个方面技术特征:①细分切割体积压裂,提高缝控程度;②近破裂压力注水,形成大量微裂缝,扩大波及体积;③高压力持续注水,增加孔喉尺寸,改善渗流通道;④前置大液量注入,补充地层能量;⑤焖井渗吸置换,提高驱油效果;⑥添加压驱化学剂,增强洗油效率。综合考虑压驱地质特征、作用机理、工艺参数以及配套设施,深度剖析当前中国致密储层改造面临的地质-工程问题,提出压裂驱油未来4个方面技术攻关方向:①加强地质—工程一体化研究,优化油藏工程注采井网布局;②深化水平井立体改造技术,提高致密储层动用水平;③开展压驱技术作用机理研究,助力压驱工艺参数优化;④完善低成本高效率压驱配套技术,助推致密储层开发降本增效。     

致密储层压裂液伤害的数字化评价方法——以P59井为例

在压裂改造过程中,压裂液破胶液残渣易对储层造成伤害,特别是致密储层,影响开发效果。为了明确压裂液对致密储层的伤害情况,以往采用的岩心驱替伤害评价方法存在取心数量多、驱替压力高、实验周期长、费用高等问题。低渗透致密储层物性差,常规压裂液伤害评价方法已无法满足该类储层的压裂液伤害快速评价需求。基于数字岩心建模与CT扫描技术,结合致密油储层压裂液伤害渗流模拟,形成了致密储层压裂液伤害数字化评价方法。实验结果表明,压裂液侵入后,致密储层孔渗参数均有不同程度地降低,第3 d时孔隙度、渗透率损失率达到70%,与岩心驱替实验结果对比,符合率达到90%以上,为致密储层压裂液伤害评价提供了新途径。     

红河油田长8致密储层渗吸采油影响因素分析及矿场应用

为进一步提高红河油田长8致密油藏渗吸采油效果,针对渗吸压力、储层岩石润湿性和油水界面张力范围调整等施工因素对渗吸采油效果影响规律不明确的问题,选取红河油田长8致密砂岩露头岩心,利用自行研制的高压渗吸实验装置,评价渗吸压力、储层岩石润湿性和油水界面张力等因素对渗吸效果的影响,并使用多元线性回归法对各影响因素进行相关系数计算。结果表明：增加渗吸压力能大幅提升渗吸采收率和渗吸速率,相比大气压条件下,增压0.5 MPa时,渗吸采收率增加7.40～10.76个百分点,渗吸速率提高1.39～1.81倍;同一块岩心中,通过逐级提升渗吸压力也能提高渗吸效果,当渗吸压力由0.5 MPa提升至3.0 MPa时,渗吸采收率提高了7.61个百分点;实验表明调整岩石润湿性比调整油水界面张力对影响渗吸效果更为显著,保持岩石润湿角50°,油水界面张力10^-2 mN/m时,更有利于发挥二者协同作用;多元线性回归法计算各相关系数由大到小依次为渗吸压力、岩石润湿性和油水界面张力。该研究成果对优选致密油藏渗吸增效剂和优化施工参数具有指导意义。     

海上疏松砂岩油藏相对渗透率曲线影响因素实验分析

分析了影响渤海S油田典型疏松砂岩油藏天然岩心室内油水相对渗透率实验结果的各种因素,总结了岩心物性、实验流体性质、实验驱替方式对海上疏松砂岩油藏的相对渗透率曲线关键参数的影响。实验结果表明,岩心物性、注入水类型和模拟油黏度对实验结果影响较大,稳定流法和非稳定流法对实验结果影响较小。高渗岩心与中渗岩心相对渗透率相比,其束缚水饱和度平均值较低,残余油饱和度平均值较低,两相流动范围平均值较大,驱油效率平均值较高;模拟注入水驱油效率高于地层水,地层水高于海水;样品实验原油黏度越低,其束缚水饱和度平均值较高,残余油饱和度平均值较低,驱油效率平均值较高。     

表面活性剂对页岩油储层高温高压渗吸驱油效果的影响因素

为了搞清表面活性剂对页岩油储层高温高压渗吸驱油效果的影响,利用核磁共振技术手段,在模拟地层温度和压力的条件下,对页岩岩心在表面活性剂溶液中的渗吸驱油效果进行了研究。结果表明：复合表面活性剂FST-1可以有效降低油水界面张力并具有良好的润湿反转效果,当其质量分数为0.2%时,渗吸驱油效率达到最大;实验温度和压力越高,复合表面活性剂FST-1对页岩岩心的渗吸驱油效果越好,在温度为80℃、压力为15 MPa条件下最终渗吸驱油效率可以达到30.94%;页岩岩心表面越亲水,渗吸驱油效果越好;对于渗透率为0.008×10^-3～0.615×10^-3μm²的页岩岩心,渗吸驱油效率均能达到25%以上。研究认为复合表面活性剂FST-1能够通过降低油水界面张力和改变岩石润湿性的作用提高页岩岩心的渗吸驱油效率。研究成果可为页岩油藏的高效合理开发提供理论依据。     

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。