鄂尔多斯盆地西南部上古生界致密砂岩储层孔隙结构研究

利用场发射扫描电镜技术、CT扫描技术结合常规薄片、铸体薄片分析对鄂尔多斯盆地西南部上古生界山1、盒8段致密砂岩储层孔喉结构特征进行研究。研究表明,盆地西南部上古生界致密砂岩储层发育大量微米-纳米级孔隙,微米级孔隙包括残余粒间孔、粒内溶孔及晶间孔,纳米级孔隙包括粒内孔、黏土矿物晶间孔和微裂隙。通过CT扫描分析对盆地西南部上古生界致密储层孔隙结构进行三维重构,对储层孔喉在三维空间的分布及其连通性分析,结果表明,盆地西南部上古生界致密砂岩储层非均质性较强,连通孔隙主要受喉道均值半径的控制,只占总孔隙度的40%~70%。     

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。      

低渗透砂岩储层孔隙结构对储层质量的影响——以鄂尔多斯盆地姬塬地区长8油层组为例

应用常规压汞、铸体薄片、扫描电镜和岩石薄片等资料,结合恒速压汞实验,综合研究了鄂尔多斯盆地姬塬地区长8低渗透砂岩储层微观孔隙结构特征及其对储层质量的影响.结果表明,长8储层孔隙类型多样,孔隙结构可划分为4种类型：Ⅰ类低排驱压力-中喉型、Ⅱ类较低排驱压力-细喉型、Ⅲ类中排驱压力-微细喉型和Ⅳ类高排驱压力-微喉型.储层物性与平均孔喉半径、中值孔喉半径、分选系数及最大进汞饱和度均具有正相关性,与结构系数均具有负相关性,而与均值系数、歪度及退汞效率均无明显相关性.恒速压汞测试进一步表明,储层物性与孔隙参数相关性不明显,储层质量主要受喉道的控制.在低渗透储层开发过程中应注重对喉道的有效保护,进而取得更好的开发效果.     

鄂尔多斯盆地致密砂岩储层可动流体赋存特征及其影响因素

致密砂岩储层流体分布特征复杂,可动流体参数是评价流体分布和渗流特征的关键指标。基于低场核磁共振原理,辅以高压压汞、X-射线衍射和扫描电镜实验,以鄂尔多斯盆地吴起油田长7储层为研究对象,对30块岩心开展可动流体测试分析,将储层划分为Ⅰ,Ⅱ和Ⅲ共3种类型,并建立了分类标准,定量评价了3类储层中不同孔隙半径孔隙内可动流体赋存量,并对可动流体赋存特征的影响因素进行了分析。研究结果表明：3类储层对应的大孔隙发育程度、孔喉连通性和可动流体赋存量依次降低,可动流体赋存特征存在较大差异,Ⅰ,Ⅱ和Ⅲ类储层可动流体饱和度平均值分别为50.35%,42.00%和21.40%;其中Ⅰ和Ⅱ类储层可动流体参数相近,且可动流体赋存量大,是未来勘探开发的主要方向。可动流体主要赋存于孔隙半径为0.053~0.527 μm的Ⅰ和Ⅱ类储层中。渗透率和中值半径是影响储层可动流体特征的主要因素,但Ⅰ和Ⅱ类储层可动流体主要还受孔隙度、大孔隙孔隙度、分选系数、有效孔隙度和黏土矿物的影响;而Ⅲ类储层影响因素多且杂,并未发现明显的主要影响因素。     

鄂尔多斯盆地上古生界低渗透致密砂岩储层研究

鄂尔多斯盆地上古生界天然气储集层包括石炭－二叠系４个层组，以碎屑岩为主，分布广泛，累计厚度逾百米。这些储层具有结构成分变化大、岩类复杂、岩性致密等特点；原生粒间孔贫乏，主要孔隙类型是次生溶孔和微孔隙，喉道细，物性差，属典型的低渗透－致密砂岩，是形成深盆气藏有利的储层。     

基于孔隙结构综合评价指数的致密砂岩储层分类方法

致密砂岩储层具有孔隙度低、渗透率低、非均质性强、孔隙结构复杂的特点,对微观孔隙结构的研究是评价此类储层有效性的关键所在。以岩心压汞资料为基础,根据压汞曲线的分布形态及压汞特征参数评价储层微观孔隙结构。基于压汞特征参数与核磁共振实验T2几何平均值的关系,构建孔隙结构综合评价指数,并结合储层品质因子,实现致密砂岩储层评价,将储层分为3类。Ⅰ类储层品质最好,为高产储层;Ⅱ类储层为小孔细喉型致密储层,需压裂改造;Ⅲ类储层品质最差,为无效储层。利用该方法对实例井进行处理,并从孔隙度、渗透率、压汞特征参数和试油等方面进行综合效果验证,结果与建立的标准一致性较好。通过该方法可实现连续定量化的储层孔隙结构评价,快速判别储层类型,能有效提高优质储层识别精度。     

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。     

致密砂岩油藏高温高压动态渗吸特征及影响因素

为解决致密砂岩油藏水驱过程中基质动用程度低的问题,开展了4种典型表面活性剂作用下的注水吞吐动态渗吸岩心实验,研究了表面活性剂质量分数、驱替速度、注入量、闷井时间、渗透率、裂缝对动态渗吸效果的影响。研究结果表明:动态渗吸驱油效率随驱替速度的加快先提高后降低,随表面活性剂质量分数、注入量和闷井时间的增加而提高,但驱油效率的增幅不断降低;采用AEO-2型阴离子表面活性剂的渗吸效率最高,其最佳注入方式为0.3%质量分数、0.1 mL/min驱替速度、1.2倍孔隙体积注入量和18 h闷井时间;渗透率、裂缝与动态渗吸效率呈正相关性,开展大规模体积压裂和酸化改造是提高动态渗吸效果的重要因素。矿场试验结果显示,油井经过注水吞吐动态渗吸后,平均产油量提高幅度达166%,平均含水率下降幅度达25.8%,增油降水效果显著,具有较大的应用和推广前景。     

鄂尔多斯盆地低渗透致密性储层分层注水工艺研究

在经济快速发展背景下,为了提高采收率,需借助一些新兴开采方式.目前,低渗透油田储层注水工艺也在不断的优化和升级.主要以鄂尔多斯盆地吴起采油厂作为研究对象,结合低渗透致密性储层分层注水工艺进行分析,以期为相关工作提供借鉴.     

基于分形理论的低渗透砂岩储层孔隙结构评价方法

DY凹陷南坡沙河街组沙四段(E_(S4))储层以低渗透为显著特征,孔隙结构复杂,给储层有效性评价带来一定的困难。根据岩心、铸体薄片、压汞等分析资料,对E_(S4)低渗透砂岩储层孔隙结构进行分析,将其细分为3大类5小类。基于分形理论,利用压汞曲线、核磁共振T_2谱及CT图像分别探讨了分形维数和孔隙结构类型间的关系,明确了分形维数可以用于孔隙结构类型的表征,并试图推广运用到测井曲线上,但发现测井曲线分形与孔隙结构类型关系不明显,进而通过J函数提取了更能反映孔隙结构的参数R(K/ф~(1/2))曲线,而不同孔隙结构类型的储层可通过求取R曲线的盒维数(D_R)进行表征,并将声波、密度曲线结合起来,进行三维交会,基本能够识别井筒剖面不同层段的孔隙结构类型。     

致密砂岩储层毛管自吸微观分布特征

致密砂岩储层具有孔喉细小、强亲水、微裂缝发育等特征,在较大的毛细管力作用下,储层极易发生毛管自吸现象。为了揭示自吸水在孔隙网络中的微观分布,选取川西蓬莱镇组致密砂岩,开展模拟地层水条件下的垂直自吸实验,并运用核磁共振技术对致密砂岩自吸过程中的流体分布以及变化规律进行研究。结果表明：在自吸持续5min时,自吸水主要集中在0~0.1 μm的纳米级孔隙中,占比高达84%以上。随着自吸时间的延长,分布在0~0.1 μm的纳米级孔隙中的自吸水占比逐渐下降,分布在0.1~1 μm的亚微米级、1~10 μm的微米级孔隙中的自吸水占比逐渐上升,其中0.1~1 μm的亚微米级孔隙中自吸水的最大上升幅度从11%上升到25%;半径大于10 μm的微米级孔隙数量较少,毛细管力作用极弱,导致该部分孔隙中的自吸水充满程度较低,最大占比仅为1.95%,自吸水占比没有明显的上升或下降趋势。在不考虑外部正压差作用时,毛管自吸现象会优先发生在纳米级孔隙中,孔隙半径、孔隙类型、不同孔隙半径占比、含水饱和度等是影响毛管自吸微观分布特征的主要因素。     

低渗透油藏自发渗吸驱油实验研究

通过低渗透亲水岩心自发渗吸实验,探讨了低渗透油藏不同界面张力体系的渗吸驱油过程。研究结果表明,注入水渗吸体系因毛细管力较高、毛细管力与重力比值较大,其渗吸过程为毛细管力支配下的逆向渗吸。与注入水渗吸结果相比,化学剂溶液因降低油水界面张力,在孔隙介质中能使更多的原油参与渗流过程,使更多的剩余油变为可动油,提高了渗吸平衡时的原油采出程度,因而提高了低渗透油藏原油的采收率。     

致密油藏孔喉分布特征对渗吸驱油规律的影响

自发渗吸是致密油藏中一种重要开发机理,构建准确的渗吸驱油数学模型对明确致密油藏渗吸驱油规律具有重要意义.基于毛管束模型,考虑束缚水和残余油饱和度,利用二维高斯分布函数拟合从高压压汞测量得到的致密砂岩孔喉分布,构建岩心尺度致密砂岩基质渗吸驱油数学模型,并通过致密砂岩渗吸实验对数学模型进行验证,开展渗吸规律影响因素分析,明...     

致密岩心带压渗吸规律实验研究

致密油藏体积改造压后闷井过程中发生的渗吸置换,通常在压差（基质外部流体压力与孔隙压力之差）作用下进行,但渗吸置换物理模拟却通常在常压下进行（即自发渗吸）,带压条件下的渗吸置换特征尚未提及。为研究压差作用下的渗吸置换（即带压渗吸）规律,首先,建立基于低场核磁共振测试技术的带压渗吸实验方法;其次,分析自发/带压渗吸的异同;最后,建立带压渗吸无因次时间模型。结果表明,质量分数为96.76%~97.25%的油相集中分布于纳米孔（1 ms ≤ T₂ ≤ 100 ms）内,纳米孔是主要储集空间;相比于自发渗吸,带压渗吸置换效率大幅提升是由强化的渗吸作用和压实作用共同造成的;岩心尺度建立的带压渗吸无因次时间模型可行,为确定油藏尺度压后闷井时间提供了新思路。     

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。     

低渗透裂缝性砂岩油藏多孔介质渗吸机理研究

低渗透裂缝性油田开发比较复杂,其中水的自发渗吸对原油的开采十分有利。影响渗吸的因素有岩样大小、岩石特性(孔隙度、渗透率)、流体特性(密度、粘度和界面张力)、润湿性、初始含油饱和度以及边界条件等。利用常规室内渗吸实验和先进的核磁共振技术,系统地研究了低渗透裂缝性砂岩油藏中以上各种因素对渗吸的影响程度,得到了一些变化规律,从而为低渗透裂缝性砂岩油藏的开发提供了理论根据.     

鄂尔多斯盆地裂缝性低渗透油藏渗吸驱油研究

裂缝性低渗透油藏储层岩性致密,裂缝发育,非均质性强,注水开发效果差,利用水的自发渗吸作用驱油是一种经济有效的开发手段。文中利用鄂尔多斯盆地延长油田西区采油厂的天然露头岩心,通过自发渗吸实验,研究了边界条件、润湿性、温度、原油黏度、界面张力及渗透率等因素对渗吸驱油作用的影响。实验结果表明:润湿性、黏度、界面张力及渗透率是影响渗吸驱油的主要因素,岩石越亲水,原油黏度越低,渗吸驱油效果越好。对于亲水岩心,渗透率相近时,界面张力为0.04 m N/m时渗吸效果最佳;岩石渗透率差异明显时,渗透率为2.94×10~(-3)μm~2时渗吸效果最佳。实验结果为鄂尔多斯盆地裂缝性低渗透油藏渗吸驱油提供了重要的指导作用。