煤层气藏核磁共振技术实验研究

本文利用低磁场核磁共振仪测试了四个区块不同渗透率煤样的核磁共振T2弛豫时间谱，给出了渗透率、孔隙度和可动流体百分数等测试参数，并分析了泥浆滤液对煤样的伤害程度。研究表明：核磁共振所测试的孔隙度和渗透率与实验室常规所测试的孔隙度和渗透率基本一致，两者的相关性很好。测出的典型煤样的T2弛豫时间谱大都以双峰型为主，两谱峰间连续性差，前峰表征的流体处于束缚状态，主要反映煤层的微孔隙特征；后峰表征的流体处于可动状态，主要反映煤层的裂缝（割理）特征。     

柴达木盆地H区路乐河组低渗透油藏油水互驱微观实验研究

为探讨低渗透油藏注水开发过程中油水互驱微观特征,以柴达木盆地H区路乐河组油藏为例,利用薄片观察、扫描电镜、物性分析及压汞实验等,开展油水互驱微观实验模拟综合研究。研究表明:该区储层物性较差,非均质性较强,岩石类型主要为岩屑长石砂岩和长石砂岩,储集空间以原生粒间孔隙为主,孔喉具有分布宽、分选较差、分布类型多且分散等特征。单相流体实验中原油在岩石内流动具有非达西渗流特征,启动压力梯度随渗透率的增加而降低,但相关性较差,增加压力梯度可使单相油渗流特征达到线性流。油驱水过程为非均匀驱替过程,油藏的微观非均质性强烈,原始含油饱和度较低;水驱油沿一两个通道快速突进,无水采油期短,水驱油效率低,增加压力可实现一定范围内增加水驱油效率,但效果并不明显;残余油主要有绕流形成的残余油、油膜残余油、边缘角隅的残余油等三种,其各自具有不同的形成机理。     

低渗透储层微观孔隙结构及其微观剩余油分布模式

通过对文东油田沙三中亚段岩芯观测、岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜以及压汞资料分析储层微观孔隙结构特征的基础上，通过不同渗透率的真实储层模型水驱油实验，分析了储层微观孔隙结构与驱油效率的关系，及其对微观剩余油分布模式的影响，进一步研究了低渗透储层的微观水驱油机理。     

低渗透油藏油水渗流特性研究

通过油水实验,分析了陕西某油田低渗透砂岩储层微观孔隙结构特征及油水两相渗流规律。根据核磁共振扫描分析表明,储层具有较强的微观非均质性,局部大通道体积小,但对渗透率有很大的影响。相对渗透率曲线表明,随着含水饱和度的增加,油相相对渗透率迅速降低,砂砾岩、含砾砂岩和粗砂岩的水相相对渗透率略有增加。中细砂岩水相相对渗透率增加,含水率快速增加,剩余油饱和度高。在岩心驱替过程中,在水驱前缘突破之前,沿程含油饱和度大幅度降低。在水驱前沿突破后,含水量迅速增加,直接进入超高含水阶段。研究成果为油水渗流特性的研究提供了依据。     

核磁共振技术在致密油储层流体饱和度分析中的应用研究

松辽盆地致密油勘探已成为油田增储上产的重点,致密油储层具有物性差、孔隙结构复杂、储层参数计算难的特点,给储层流体的可动用性评价带来了难题。核磁共振分析不仅能够提供储层岩石样品的孔隙度、渗透率等物性参数,还能提供可动流体饱和度等数据,克服了致密油储层评价的局限性。为了进一步提升应用效果,系统分析了核磁共振分析机理及分析流程,探讨了核磁共振T2谱分析方法、T2截止时间的确定及流体饱和度的求取,并且在大庆长垣地区致密油储层油水层解释中进行了应用,取得了较好的应用效果,为储层综合评价和开发提供了可靠的手段。     

聚合物驱微观剩余油运移规律及驱油效果研究

聚合物驱是进一步提高水驱油藏采收率的主要技术手段之一。目前的聚合物驱油机理研究仅能反映聚合物对不同类型剩余油的驱替过程,没有考虑孔隙结构的微观非均质性对驱油效果的影响。以光刻微观物理模型为研究手段,深入研究了聚合物驱不同类型剩余油运移规律及不同分子量聚合物在不同渗透率微观模型的驱油效果。研究结果表明,不同分子量的聚合物启动不同类型剩余油的顺序和难易程度不同,各类型剩余油动用比例不同,聚合物驱较易启动簇状、油滴、柱状剩余油,盲端、膜状剩余油主要依靠聚合物的黏弹性剥离,相比之下启动难度大于前几类剩余油。     

延长油田低渗致密储层分类研究

应用延长油田368块密闭取芯样品,以渗透率为主线,开展储层启动压力梯度、覆压敏感性、孔喉中值半径、可动流体饱和度、水驱油效率等实验研究,研究结果表明:把延长油田特低渗储层渗透率上线定为4.5×10-3μm2,致密储层渗透率上线定为0.5×10-3μm2是合理的;延长油田致密油储层渗透率小于0.1×10-3μm2,启动压力梯度1.5MPa/m,无法实现有效注水开发,水平井分段体积压裂天然能量开发是实现此类油藏有效开发的科学手段,最终采收率可得到6.4%。应用静态和动态指标把特低渗致密储层划分为4类,建立低渗致密储层评价标准,更能揭示其本质特征,符合延长油田异常低压中浅层油藏实际,对延长油田特低渗及致密油开发具有重要意义。     

基于核磁共振弛豫谱技术的页岩储层物性与流体特征研究

页岩以纳米级孔隙为主,具有特殊的孔隙结构、复杂的岩石组成和超低的渗透性等特点,这给常规表征技术手段的应用带来了困难。基于对四川盆地龙马溪组海相页岩的低场核磁共振系统实验分析,提出了一套较为完善的针对页岩孔隙度、渗透率、孔隙类型、孔隙结构和甲烷吸附能力的精细定量表征技术,从理论和技术两个角度阐明了核磁共振弛豫谱技术在页岩储层物性与流体特征分析中的应用。结果表明:核磁共振技术可有效识别页岩的黏土束缚流体、毛管束缚流体和可动流体,并计算它们的孔隙度;提出的基于双T2截止值的页岩孔径划分方案可有效应用于评价页岩的储集和产出性能;提出的基于饱和流体和束缚流体双T2几何平均值的SDR渗透率计算模型在页岩渗透率预测方面具有较强的适应性;利用核磁共振技术可定量识别页岩中吸附态、孔束缚态甲烷和游离态,可获得样品的等温吸附曲线;利用核磁共振实验模拟页岩中注CO2后甲烷的相态变化过程,发现注CO2可有效提高页岩中吸附气的采收率。总体上,基于低场核磁共振的页岩储层物性和流体特征表征为页岩储层研究提供了一种全新的技术思路。     

低场核磁共振技术在煤孔隙结构精准表征中的应用与展望

煤的孔隙结构对于瓦斯、水等流体的运移起关键作用,煤储层资源评估和致裂效果评价均有赖于高效的测孔技术.在众多的测孔技术中,低场核磁共振是近年来应用广泛的煤孔隙结构无损、快速、精准测试技术.该技术通过检测多孔介质中的饱和含氢流体(甲烷、水、油等)的核磁共振驰豫信号,反映孔隙结构及孔隙流体分布等信息.通过核磁共振弛豫谱分析可...     

基于数字岩心的致密砂岩储层流体赋存空间定量计算

在对FIBSEM图像进行数字岩心重构的基础上,分别探讨了岩心的静态属性和动态属性。静态属性主要考虑了孔隙度、连通孔隙度、有效孔隙度、均质性和孔隙结构等表征几何特征和拓扑结构的参数;动态属性考虑了可动流体空间和束缚水、残余油等渗流属性。研究表明:鄂尔多斯盆地延长组致密砂岩的岩石矿物组分呈现板结状,矿物颗粒难以区分,岩心内的孔隙形状复杂多变,分布均呈现一定的非均质性。根据是否连通及是否参加流动等标准对样品内的孔隙进行了划分及定量计算,结果表明,孔隙结构越复杂、小孔隙占比越高,则残余油体积越高,难动用储量越大,采收率越低。     

低渗透油藏注CO2驱提高采收率预测方法

CO2驱油技术在低渗透油田中的研究已经越来越深入,无论室内实验还是现场试验证明都是可行的,不论是在高含水油藏还是低渗、特低渗油藏,注CO2能够降黏膨胀,降低界面张力,改善地层渗透率,从而提高原油采收率。该技术能够有效解决低渗油藏注水开发难的问题。国内在该技术领域的研究也越来越多,研究还发现,工程上常利用水驱特征曲线方法预测CO2驱动态指标,但水驱和CO2驱在驱油机理、开发动态特征等方面存在明显差异,导致预测结果不准确。为了增加低渗透油藏注CO2方案可靠性,根据油藏工程基本原理建立气驱采收率计算公式,并利用采出程度、采油速度和递减率的相互关系提出了气驱增产比概念,建立气驱提高采收率增幅图版,形成了低渗透油藏注CO2驱提高采收率指标预测方法。通过该油藏工程方法预测白豹油区吴26-75井区,注CO2驱油20年可提高采收率8.12%。同时,对目标区块进行三维地质建模及数值模拟研究,通过数值模拟软件计算,预测区块CO2注气速度20、30、40 t/d的情况下,20年可累计增油20.56万、22.48万、24.13万m3,可分别提高采收率7.82%、8.55%、9.18%。该油藏工程方法预测结果和数值模拟方法预测结果误差较小,可用于低渗透油藏CO2驱油产量预测和开发方案优化设计。该方法可以简单快捷计算CO2提高驱采收率指标,对区块下一步的开发及评价具有指导意义。     

石油低渗透储层安全损害评价方法

目前评价石油低渗透储层安全损害状况时,缺少对流体渗流的分析,导致评价适用度较低。为此,提出石油低渗透储层安全损害评价方法。构建流体渗流模型,利用流体偏差因子以及流体黏度得出储层空隙间流体压力;预判储层是否存在损害,若存在则通过计算储层的真实表皮系数总和,即储层附加阻力总和,得出储层低渗透流体对底层的损害深度;利用表皮系数和渗透率间的关系进行描述,实现石油低渗透储层安全损害评价。实验结果表明,所提方法能够较全面地对石油低渗透储层进行安全损害评价。     

致密油藏多级压裂水平井CO2吞吐开发方式研究

我国致密油藏大都采用水平井多级压裂技术进行开发,初期产能较高但产量递减快,亟须补充油藏能量。CO₂吞吐是一种经济有效的增油措施,为致密油藏长期稳定开发提供了新思路。以L致密油藏G油层为例,建立多级压裂水平井单井吞吐模型,用数值模拟的方法研究周期注入量、注入速度、焖井时间等对吞吐开发效果的影响。研究结果表明,在合理吞吐参数下,L致密油藏多级压裂水平井可以获得较好的开发效果。     

低渗透油藏分层区块注采井网优化研究

中低渗透油藏在我国分布广泛,具有很好的开发潜力,但由于其渗透率较低,储物性差别较大和油层非均质性严重,所以给开发开采带来很大难度。因此,有必要对此类油藏进行深入的研究。对NH油田为中低渗透油田进行研究,对其资料进行分析可以发现其在开发过程中存在的不足:如在开采初期,区块内一半以上的生产井为天然能量的产油井,天然能消耗较快,地层能量递减很快,采收率偏低,为12.13%;注采井距很大,普遍在350 m以上,井网不适合不完善,注水效果不好,这些都严重制约了该油田的发展。根据实际研究数据,得出该区块的最佳井距为200 m。在对NH油田地质特征和历史生产数据的分析基础上,进一步对其先期的开发效果进行了评价,通过对4种不同的井网形式的注采单元的注水模型进行模拟计算。结果表明,菱形注采井网和九点法注采井网对该油藏的驱替效果相对最好。根据NH油田的地质特征建立相应的H8区块模型,并设计了4套不同布井方式的注采方案,利用油藏数值模拟软件对其进行模拟预测。     

新安边地区长7主力油藏辨识

鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7致密油储集层致密,孔隙结构复杂,孔隙度小,渗透率低,储集层微裂缝发育,盆地新安边地区长7油藏受沉积环境控制,砂体横向变化快,纵向隔夹层发育,主力贡献层识别难度大。综合地质研究认为,长7段页岩油具有砂泥储层大面积分布、储层致密但流体可动性较好、含油饱和度高、油质轻、气油比较高、埋藏较浅、资源量大等特点。针对新安边地区长7致密油储层,通过综合应用数理统计法和岩心观察、常规测井、核磁测井识别法,建立了主力贡献层纵向识别标准,以目前勘探成果为依据,多参数综合评价确定有利区、次有利区和不利区的阈值范围。评价结果具有很好的一致性,解决了储层单因素评价过程中出现的评价结果相互交叉、不唯一的问题,有利于对致密油储层进行合理评价。应用该结果指导水平井轨迹设计优化,取得了较好的应用效果。     

基于核磁共振和低温氮吸附的煤层酸化增透效果定量表征

针对某些煤储层中的孔隙和裂隙被方解石、白云石等矿物或杂质堵塞致使煤层渗透率降低的问题,提出一种煤层酸化增透方法。利用核磁共振(NMR)和低温氮吸附实验表征了煤样酸化前后的比表面积、孔隙体积、孔隙度、渗透率、孔径分布及核磁成像等特性参数,分析了酸化作用下煤的细观结构变化规律。测试结果表明,煤样经酸化处理后,饱和水状态的NMR信号量增加,残余水状态的NMR信号量降低,T_2谱的中大孔峰(T_220 ms)的变化较大,NMR所表征的总孔隙度、有效孔隙度、渗透率均增加,残余孔隙度、T_2截止值降低;低温氮吸附所表征的比表面积和总孔隙体积均增加,且主要集中增加在10 nm左右的孔隙,但高煤阶煤增加不明显。NMR图像直观地反映了煤样酸化前后内部孔隙结构的变化特征,为揭示酸化增透的微观演变过程提供了新的手段。煤样初始孔隙越发育或孔隙裂隙中可溶性矿物质越多,所表征的特征参数变化越大,酸化增透效果越好。