页岩油藏单相流体低速渗流特征

页岩油气的有效动用条件及可动性评价方式与常规油气相比存在明显差异,为探究页岩油在微纳米孔隙中的渗流特征,采用低速渗流实验对国内外典型页岩区块潜江凹陷、济阳坳陷、美国鹰滩储层单相流体的低速非达西渗流规律进行了研究。研究结果表明:页岩油低速渗流特征主要受液固界面的边界层效应、滑移长度和渗流通道的影响。潜江凹陷渗流曲线呈下凹形特征,压力梯度越小,液固界面作用力越强,非线性段越明显;济阳坳陷受岩心微裂缝发育影响明显,低压力梯度时无机孔、微裂缝等大孔隙是主要流动通道,表面粗糙度及迂曲度低,随压力梯度增大,小孔及有机孔中流体参与流动;鹰滩储层受矿物组成与孔隙结构影响,渗流特征呈现2段斜率不同的线性段,随压差增大渗流阻力增加。该研究明确了微纳米孔隙中页岩油低速渗流的主要特征及影响机制,为制订页岩油开发方案,指导页岩油高效开发提供了理论依据。     

渤海湾盆地歧口凹陷古近系沙三段页岩油储层非线性渗流特征

通过高压压汞与低温气体吸附实验,结合核磁共振在线检测系统和驱替实验,对渤海湾盆地歧口凹陷古近系沙三段页岩油储层的渗流特征进行了研究。研究结果表明：(1)歧口凹陷古近系沙三段3种岩相页岩的微孔数量占比最大。与块状泥岩相比,纹层状及层状页岩储层的孔径大于100 nm的中大孔喉更为发育,储集性及渗流能力更优。(2)赋存在页岩储层大孔喉中的可流动油能有效产出,但由于渗流阻力较大,微小孔喉（小于100 nm）中的油即使在很大压差下也难以产出。(3)页岩储层中的石油渗流具有启动压力梯度和非线性渗流的特征,但不同岩相的渗透特征差异较大,其中纹层状页岩拟启动压力梯度最小,渗流能力最强,层状页岩储层具有一定的渗流能力,块状页岩储层渗流能力最差。在相同压力梯度下,块状页岩中的流量仅为纹层状页岩中流量的10%左右,基本无自然产能。     

驱替压力梯度对相渗曲线影响的网络模拟

油水相对渗透率曲线是表征两相渗流能力的重要信息.利用计算机模拟,通过随机方式建立了由孔隙和喉道组成的三维网络模型.根据逾渗理论,通过对流体在模型中的流动研究,求取了在不同驱替压力梯度下的相对渗透率曲线,分析了驱替压力梯度对相渗曲线的影响.在此基础上,建立了反映相对渗透率随着含水饱和度及驱替压力梯度变化的三维曲面,最后分...     

济阳坳陷页岩油储层孔隙结构与渗流特征

微观孔隙结构是控制渗流特征的内在因素,渗流特征是微观孔隙结构的外在表现.借助高压压汞测试技术,获取表征页岩油储层孔喉大小、分布及连通性的微观孔隙结构参数,分析不同尺度孔喉对渗流能力的贡献程度.基于稳定流法,建立页岩油单相渗流曲线,分析岩石渗透率、地层原油黏度对渗流规律的影响.研究结果表明,济阳坳陷页岩油储层孔隙结构具有...     

济阳坳陷古近系页岩油地质特殊性及勘探实践——以沙河街组四段上亚段—沙河街组三段下亚段为例

基于前期基础研究与勘探实践,建立了济阳坳陷沙河街组四段上亚段—沙河街组三段下亚段页岩岩相发育模型,通过剖析济阳坳陷古近系泥页岩的储集性、含油性、可压性和页岩油的可动性及其协同演化特征,形成了针对性的勘探目标评价体系,支撑了济阳坳陷页岩油勘探的全面突破。明确指出了济阳坳陷页岩油6个方面的特殊性：①济阳坳陷古近系泥页岩岩相具有富含碳酸盐、纹层发育、大面积分布的特点;②无机孔隙和微裂缝形成的孔、缝网络体系是页岩油赋存的有利储集空间;③中、高演化程度富含碳酸盐纹层状页岩游离油富集;④有机、无机协同演化控制了泥页岩储集性和含油性的有效匹配;⑤异常高压体系有利于页岩油产出;⑥富含碳酸盐泥页岩具有中等可压性,通过组合缝网压裂工艺可实现有效改造。形成了基于泥页岩"四性"参数的陆相断陷盆地页岩油有利目标评价体系,建立了页岩油分级优选目标评价流程,破解了济阳坳陷页岩油地质—工程双甜点优选难题。中、高演化程度页岩油勘探的突破,特别是中等演化程度页岩油勘探的突破,大大拓展了济阳坳陷断陷湖盆页岩油勘探空间,也将丰富页岩油勘探理论。     

济阳坳陷页岩油勘探实践与前景展望

济阳坳陷页岩油是在新生代陆相断陷咸化湖盆沉积的半深湖—深湖相富有机质、富碳酸盐页岩中富集的中—低、中—高演化程度的页岩油,丰度高、资源潜力大,与北美海相盆地和国内其他陆相盆地页岩油有所不同。回顾济阳坳陷页岩油50年的勘探历程,可分为勘探偶遇、主动探索、创新突破3个阶段,目前已在东营凹陷沙河街组沙四上亚段、沾化凹陷沙三下亚段取得了中等热演化程度富碳酸盐纹层基质型、高热演化程度富碳酸盐纹层状—层状基质型等多层系、多类型页岩油勘探的战略性突破,同时低热演化程度富碳酸盐纹层基质型页岩油也取得重要进展。通过近10年的科研攻关与勘探实践,提出济阳坳陷页岩岩相划分方案,取得富有机质页岩储集性、含油性、可动性、可压裂性创新性认识,建立济阳坳陷页岩油“四性”为核心的20项参数地质评价体系,配套地质、工程甜点地球物理预测与钻井工程、压裂工艺技术,形成了适合济阳坳陷地质特点的页岩油“一体化”运行管理模式,有效指导了济阳坳陷页岩油勘探实践。     

济阳坳陷古近系页岩油富集条件与勘探战略方向

济阳坳 陷页岩油勘探实践的重大突破展示出陆相断陷盆地页岩油的广阔前景,使得页岩油地质理论体系逐步完善。济阳坳陷主力富有机质页岩为新生代古近纪陆相咸化湖盆沉积,总体上具有热演化程度低、埋藏深、地层厚、碳酸盐矿物含量高、地层压力高、地层温度高以及岩相多样、构造复杂、流体性质多样的特征。济阳坳陷古近纪多期次断陷活动与咸化沉积水体形成了页岩规模发育与演化的沉积背景。济阳坳陷主力烃源岩多发育于咸化湖盆,具有早生早富、中等演化程度即可大量生烃的特色,富有机质纹层状岩相无机孔缝并存、大孔发育的储集条件,加之中—低成熟的富有机质富碳酸盐页岩层系游离烃多状态赋存是济阳坳陷古近系页岩油富集的重要基础;富有机质页岩体系中生烃层、储集层的"双层结构"与成烃、成储的"二元耦合"使页岩中大孔径、高孔渗的优势岩相与游离油富集区组成无机-有机的有效匹配。结合页岩油资源量评价实验方法的优化,加之巨厚层页岩油勘探实践的不断突破,济阳坳陷古近系新一轮的页岩油资源评价将会重新认识济阳坳陷页岩油资源规模,预计济阳坳陷页岩油资源总量将在目前41×10⁸t游离油量认识基础上得到显著提高。济阳坳陷页岩油勘探实践将坚持:持续探索不同岩相类型、不同热演化程度、不同压力体系页岩油的富集理论与商业产能,进一步拓展济阳坳陷页岩油资源规模,引领陆相断陷盆地页岩油的 勘探。     

页岩油流动的储层条件和机理

页岩油藏经过分段压裂水平井的储层改造，其高效开发和持续稳产与基质中页岩油的动用情况密切相关。虽然赋存原油的泥页岩储集孔隙尺寸小、渗透率极低，但如果砂岩-页岩互层的纹层结构发育，页岩油仍有望达到商业化开采所需的可动用储层条件。目前烃类流体在纹层状泥页岩储层中流动机理尚不明确，普遍应用于常规油藏级数值模拟的双重介质模型和等效介质模型无法反映烃类流体在纹层状页岩油储层中流动的微观复杂特征，所得的宏观渗流模拟结果是不可靠的。根据陆相页岩储层的特征，建立了宏观页岩油藏的储层概念模型，分析了纹层状页岩储层的流体流动机理；考虑纹层物性、流体粘度和裂缝间距等影响因素，模拟了弹性开采过程中页岩储层条件和裂缝分布对页岩油可动性的作用规律，验证了页岩油藏弹性开采过程中窜流机制的存在和砂岩纹层渗透率的重要性，证明了天然裂缝和压裂缝加强纹层间流体传递的重要作用。     

济阳坳陷页岩油富集主控因素

济阳坳陷页岩油类型包括泥页岩型和夹层型2种类型。在分析泥页岩型和夹层型页岩油特征的基础上,通过数理统计、典型解剖、分析测试技术和生排烃模拟实验,明确了济阳坳陷页岩油富集的主控因素。泥页岩型页岩油富集的主控因素是:泥页岩岩相、异常高压、页岩油的可动性和泥页岩(微)裂缝;富有机质纹层状岩相的异常高压过渡段的页岩油可动性好,裂缝越发育越有利于济阳坳陷页岩油的富集。夹层型页岩油富集的主控因素与常规油藏类似,主要受物性和异常高压控制;夹层的物性越好,异常压力越高越有利于夹层型页岩油的富集。该成果对中国东部陆相断陷盆地页岩油勘探有一定指导作用。     

低渗透岩心中油水两相渗流启动压力梯度试验

低渗透储层的孔隙变尺度和微尺度效应使得其中流体流动更加复杂化,主要表现为非线性渗流特征和存在启动压力梯度。对胜利油田桩74断块东营组油层26块低渗透岩心进行室内渗流试验,分别测定了岩心油单相和油水两相的启动压力梯度,结果表明,在油单相渗流过程中,随着流度增大,启动压力梯度逐渐减小,当驱替流体流度增大到一定值后变化平稳,油层流度对启动压力梯度的大小影响非常显著;不同初始含水饱和度的两相最小启动压力梯度与流度均呈幂指数关系;随含水饱和度的增加,启动压力梯度逐渐减小。通过对油水混合流体黏度进行饱和度加权,建立了统一的启动压力梯度试验模型,模型适用于单相和油水两相流渗流,具有较好的自适应性。     

启动压力测定对吉林油田低渗透油藏开发效果的影响

存在启动压力梯度意味着流体的渗流偏离达西定律,为非线性渗流。通过对吉林油田部分区块的启动压力测定及测试结果分析,得出结论:在低速渗流条件下,流体的流动为非线性渗流;流体在低渗透岩心中渗流时,存在启动压力梯度;启动压力受样品渗透率的影响,相对气测渗透率来说,岩心的渗透率越低,水测和油测渗透率的下降越显著,其启动压力越高;驱替速度对低渗透油藏采收率有较大的影响,有一个最佳的驱替速度。     

基于格子Boltzmann方法的油水两相流动规律

文中采用随机生长四参数生成法,对储层岩石的二维微观孔隙结构进行了重构。基于格子Boltzmann方法,从孔隙尺度模拟了多孔介质中的油水两相流动,对不同驱替时刻多孔介质内流体分布进行了模拟,得到了油水两相相对渗透率曲线和油水压汞曲线,并分析了π准数(界面张力与压力梯度比值)对油水两相流动的影响。研究结果表明:润湿相(水相)沿着大孔道的中轴部位驱替非润湿相(原油),在小孔道残余部分原油,而随着水驱过程的继续进行,小孔道中的油也逐渐被驱替出来;随着含水饱和度的增加,油相相对渗透率逐渐下降,水相相对渗透率逐渐增加。当π准数减小时,油水两相相对渗透率值均增大,其中油相相对渗透率值增大幅度较水相相对渗透率值增大幅度更大,可通过提高驱动压力梯度或者降低界面张力提高采收率。     

济阳坳陷页岩油富集机理

近年来,由于对页岩油富集机理认识不清,济阳坳陷页岩油勘探未获得突破。 在大量岩心、分析化验资料、模拟实验和数理统计的基础上,明确了济阳坳陷页岩油富集机理：有机质是页岩油生成的基础,页岩储集空间是页岩油富集的空间基础,异常压力是页岩油富集动力,有机质演化程度控制了烃类流体类型,油气的可动性利于页岩油富集,岩相决定了页岩油类型。在此基础上建立了页岩油富集模式,对济阳坳陷页岩油勘探有一定的指导意义。     

致密储集层初始含水饱和度形成过程实验模拟——以鄂尔多斯盆地延长组长7致密油藏为例

鄂尔多斯盆地延长组长7致密油藏储集层原油充注程度高,平均含油饱和度超过70%,局部存在超低含水饱和度现象。前人开展致密岩心原油充注实验时,在实验方法上很少考虑岩心出口端加回压对油水流动的影响,驱替时仅有入口端附近的液体在驱替压力下建立起孔隙压力用以克服流动阻力,出口端则为大气压,导致驱替得到的含水饱和度与测井分析含水饱和度差异明显。为了研究回压对致密油藏储集层原油充注时超低含水饱和度形成过程的影响,选取鄂尔多斯盆地延长组长7致密油藏岩心,开展了饱和水岩心出口端加回压来模拟不同孔隙压力下的单相渗流实验,根据实验结果选出实验回压开展原油充注实验。实验结果表明：单相渗流时,回压下能够显著降低测得稳定视渗透率时所需的驱替压力梯度,且在相同低压力梯度下能够测得更大流量;两相驱替时,回压下驱替得到的含水饱和度与测井解释结果具有很好的一致性,说明回压下能够再现超低含水饱和度的形成过程。研究认为,加回压对于提高致密岩心液体流动实验测试效率和模拟原油充注超低含水饱和度形成过程均有重要意义。     

DETECTING METHOD FOR THE RELATIVE PERMEABILITY CURVE OF POLYMER FLOODING

基于非牛顿流体渗流理论,推导并建立了聚合物溶液非牛顿流体体系驱油的分流量方程和前缘运动方程,考虑了体系流变性、储层物性以及驱替速度和不可及体积对聚合物驱渗流特征的影响,得到了新的聚合物驱相对渗透率计算模型.通过对实验流程和方法的改进,实现了恒速驱替,使实验过程与理论模型所要求的假设条件一致,建立了测定聚合物驱相对渗透率的新方法.新方法测定结果与常规水驱相对渗透率曲线的对比分析表明:聚合物驱两相跨度范围增大,残余油饱和度降低;同一含水饱和度下的水相相对渗透率偏低,油相相对渗透率偏高;在等渗点右侧,随含水饱和度的增加,水相相对渗透率上升幅度相对较缓.     

中国陆相页岩油储层水平渗透率与垂直渗透率特征

目前,页岩油在北美地区已经实现了商业开发,中国页岩油的勘探开发也有了重大突破。在生产实践中发现水平纹层/层理发育层段产量高于其他层段,推测水平渗透率大于垂直渗透率。针对中国陆相典型页岩油储层渗透率,应用压力脉冲衰减法,对水平渗透率与垂直渗透的变化规律进行定量研究,结果表明：①常压条件下,当层理缝发育时,水平渗透率高于垂直渗透率可达5个数量级;当层理缝不发育时,水平渗透率比垂直渗透率高20～50倍左右;当储层发育切穿层理的构造微裂缝时,水平渗透率与垂直渗透率相差倍数小于1;②围压条件下,与海相页岩油储层相比,陆相页岩油储层的水平渗透率和垂直渗透率变化更为复杂,其中水平渗透率对围压的敏感性更明显;③就水平渗透率与垂直渗透率之比而言,纹层状灰质页岩/纹层状砂质页岩、层状页岩和块状页岩的变化范围分别为1.5～90.0,1.4～46.0和1.3～40.0;④潜江凹陷页岩油储层孔喉半径小,矿物组分复杂,发育硬石膏等特殊矿物,阻塞孔隙,使得江汉油田潜江凹陷页岩油储层渗透率比胜利油田济阳坳陷页岩油储层渗透率低10～100倍。     

特低渗透岩心相对渗透率实验研究

室内实验研究表明,大庆油田扶杨油层特低渗透岩心气测渗透率越低,油水两相流动区范围越窄;残余油饱和度条件下的水相相对渗透率值总体比较低;水相相对渗透率曲线呈现凹向和凸向含水饱和度轴及反S型3种形式,这反映了特低渗透油藏水驱油过程中流体与流体、流体与介质之间相界面作用及变化诱导出流体渗流状态的多变性和复杂性.     

一种新的非线性渗流数值模拟模型

针对当前数值模拟软件只能近似等效模拟启动压力梯度,且模拟结果准确性不高等问题,为了准确描述流体在多孔介质流动时视黏度的变化规律,引入了油相视黏度与流动修正系数,建立了可模拟稠油非线性渗流特征的新型数值模型。研究结果表明：1)新模型将非牛顿流体与牛顿流体渗流规律的不同转变为由于流动修正系数的不同造成的,当流动修正系数变为1时,该方程就退化为牛顿流体的方程形式;2)通过对日产油、地层压力、含水率等开发指标预测对比发现,2种模型预测结果趋势基本一致,验证了模型的稳定性和准确性;3)利用机理模型对渗透率级差、原油黏度、井网形式、井距以及采液速度开展单因素分析,结果表明存在启动压力梯度时,会对水驱油过程产生一个附加渗流阻力,致使驱替过程非活塞现象严重,驱油效率降低,波及范围减少,层间矛盾突出,采出程度下降,含水率上升,开发效果变差。     

低渗透油藏渗流特征及合理井距分析研究

利用多孔介质内流体渗流特性测试装置．测试了低渗透储层内流体的非达西渗流规律，结果表明．流体渗流时存在启动压力梯度，流体的性质和渗流介质是导致非达西流的主要园素;建立了最小驱替压力梯度、临界驱替压力梯度与渗透率的实验数学模型，提出了技术极限井距的概念,并结合实际油藏。计算了技术极限井距和经济极限井距。     

表面活性剂对超低渗透油藏渗流特征的影响

针对超低渗透岩心,通过宏观驱替实验研究不同界面张力的表面活性剂对单相启动压力、油水两相启动压力、相对渗透率曲线、降压效果及提高采收率效果的影响,分析表面活性剂对超低渗透油藏渗流规律的影响。研究结果表明,随驱替液界面张力的降低,单相启动压力明显降低。油水两相启动压力实验中,在油水两相相同流速比下,随界面张力的降低,油水两相启动压力梯度逐渐降低,含水饱和度逐渐增大。从束缚水饱和度到残余油饱和度,随含水饱和度的增加,油水两相启动压力梯度先缓慢下降,后迅速下降。相渗曲线实验中,随表面活性剂质量分数的增加,油水两相渗流区增大,油相相对渗透率增大,残余油下水相相对渗透率增加,残余油饱和度降低,油气采收率升高,水相(端点以内)渗透率基本没有变化。表面活性剂段塞驱替实验中,岩心一次水驱后,注入表面活性剂可明显降低超低渗透岩心的注入压力、提高岩心采收率,且油水界面张力越低,降压效果越好,提高采收率幅度越大。