低渗透砂岩储层压力敏感性对开采速度的影响

采用一套系统的模拟地层上覆压力、模拟油藏原始状态的加压方式及加压后物性平衡时间确定的实验方法,进行低渗透砂岩压力敏感性对开采速度的影响实验研究。通过模拟油田实际开采中压力变化过程,对比研究急速改变有效应力与慢速改变有效压力对储层岩石物性的影响,分析低渗透储层物性参数孔隙度、渗透率随有效应力变化规律及压力敏感性特征,进而研究储层压力敏感性对低渗透油藏开采速度的影响。研究表明:即使低渗透储层孔隙度只发生微小损失,将引起岩石的渗透率显著降低,且其受加压方式影响较大,有效压力增加速度越快,岩心渗透率降低幅度越大,不可逆的渗透率损失越大;反之,有效压力增加速度越慢,岩心渗透率降低幅度越小,不可逆渗透率损失越小。建议在开发低渗透油田时采取多次逐级降低井底流压、保持合理的开采速度,以提高最终采收率。     

低渗透储层存在强应力敏感吗?——回应窦宏恩先生

低渗透储层属于致密介质,孔隙度小,压缩系数低,应力敏感性也极其微弱。但是,Hall图版曲线却显示了错误的逻辑关系,即孔隙度越低,岩石的压缩性越强。Hall图版的逻辑错误,是由实验中的表皮效应所致。根据弹性模量法测量的岩石压缩系数显示了正确的逻辑关系,即孔隙度越高,压缩系数越大,且压缩系数的数值非常低,低于地层流体的压缩系数。岩石的应力敏感与岩石的压缩性存在密切的关系,低渗透储层的压缩性低,应力敏感必然很弱。低渗透储层的强应力敏感现象,是由实验的系统误差所导致的,而非岩石自身的性质。     

低渗透油藏超前注水应力敏感性模拟实验

针对低渗透储层超前注水开发过程中应力敏感现象,在模拟实际地层条件下,开展超前注水应力敏感实验。实验选用某油田储层天然岩心,分别模拟超前注水阶段、降压开采阶段和压力恢复阶段应力敏感现象。实验数据处理中,考虑轴向应力和径向应力对岩心共同作用。实验结果表明:超前注水过程中,岩心有效应力降低,岩心发生塑性变形,渗透率增大,有较强应力敏感现象,渗透率越低,应力敏感程度越强;当流体压力降低时渗透率降低轨迹大于超前注水阶段渗透率增大轨迹,当流体压力低于油藏初始压力时岩心渗透率并未发生强应力敏感现象。同时引入应力敏感系数,得出应力敏感与储层渗透率呈幂函数关系。因此,低渗透储层超前注水不仅提高油藏压力,而且可有效增大储层渗透率,减小储层伤害。     

低渗透油藏启动压力梯度的应力敏感性实验研究

低渗透油藏由于天然能量不足、岩性致密和压力传导能力差,导致开发过程中地层压力下降幅度较大。地层压力的下降会造成岩石变形而影响其物性和渗流能力,岩石表现出应力敏感性特征。借助室内岩心流动实验,模拟再现地层压力的下降过程,研究了低渗透油藏有效上覆压力对岩石启动压力梯度的影响。结果表明,当地层压力下降时,启动压力梯度随着岩石骨架承受的有效上覆压力的增加而增加,即启动压力梯度具有应力敏感性;且岩石的渗透率越低,当地层压力下降幅度相同时,启动压力梯度的增幅越大,即启动压力梯度的应力敏感程度越强。因此,在根据启动压力梯度计算低渗透油藏合理井距时,要充分考虑地层压力保持水平对启动压力梯度的影响。     

泡沫体系改善早期聚合物驱效果实验研究

为探索海上油田早期聚合物驱后进一步提高采收率的途径,开展了注入泡沫体系改善早期聚合物驱效果实验研究。采用双管并联岩心实验,研究聚合物驱注入不同尺寸泡沫体系以及不同含水率时注入泡沫体系对岩心采收率的影响。实验结果表明:注入泡沫体系的聚合物驱比纯聚合物驱可进一步提高采收率9.9%;随着泡沫体系注入量的增加,提高采收率幅度也增大,注入0.5 PV泡沫体系比0.3 PV泡沫体系的聚合物驱可提高采收率6.9%,相比纯聚合物驱可提高16.3%。在早期聚合物驱后的高含水率阶段注入泡沫体系,注入时机越晚,提高采收率幅度越大,在注入相同尺寸泡沫体系条件下(0.3 PV),含水率为98%时注入泡沫体系的聚合物驱比含水率为85%时注入采收率可提高9.9%。说明含水率阶段对于泡沫体系的稳定性有重要影响,泡沫体系注入时机越晚,泡沫体系越稳定且强度越大,泡沫体系聚合物驱建立阻力的有效时间越长,对于低渗透层的动用效果越好,采收率提高幅度越大。     

异常高压低渗透气藏储层应力敏感性对气井产能的影响

异常高压低渗透致密气藏由于其自身的地质特征,在衰竭式开发过程中表现出较强的储层应力敏感,特别是渗透率应力敏感会明显影响气藏的开发效果。在渗流力学理论基础上建立了考虑应力敏感的三维气、水两相流数值模型,并编写了相应的数值模拟软件。模拟计算结果表明：随压力下降,岩石形变对低渗透储层的影响明显要高于对高渗透储层的影响;储层渗透率越低,应力敏感就越强,导致气井所需生产压差就越大,使得气井对地层能量的利用率越低,故由应力敏感所导致气井产能的损失就越大;异常高压气藏由于原始地层压力高,有效应力变化范围大且变化的下限低,导致储层岩石具有更强的应力敏感。因此在异常高压、低渗透、特低渗透气藏开发中应充分考虑储层应力敏感的影响,并针对不同渗透率的储层制订相应的开发对策,使开发方案能更加准确地指导该类气藏的开发。     

超前注水技术中一些参数的确定

超前注水作为低渗透油田提高采收率的一种技术方法,已在我国很多油田得到了广泛应用。为了提高低渗透油田探明储量的动用程度及开发效果,根据低渗透油田的地质特点,借鉴国内外油田开发经验,探讨了超前注水技术开发低渗透油田的技术机理、适应的地质条件、措施实施要求以及相关技术参数的确定方法。研究表明:超前注水技术能够尽快建立有效的压力驱替系统,及时补充地层能量;油井投产后,产量较高且稳定,初期递减小;可以保持地层压力,降低因压力下降而造成的储层渗透率伤害,降低油井含水率;提高驱替压力、驱油效率、波及体积,最终提高采收率。     

低渗透率岩石润湿性对驱油效率的影响

在岩心渗透率小于10.0×10-3μm2的条件下改变岩石润湿性开展岩心驱油实验,当润湿接触角分别为6°,46°,84°和164°时,对应水驱采收率平均值分别为6.73%,8.80%,8.17%和2.96%.复合驱提高采收率幅度随润湿性由强亲油到强亲水变化而逐渐提高,强亲水时比水驱平均提高采收率高10%.实验得出了水相润湿角与复合驱提高采收率平均值之间呈直线关系.流度比和毛细管压力是低渗透岩心润湿性影响驱油效率的主要因素.岩石孔喉半径越小产生的毛细管压力越大.强亲油性岩石孔壁对原油的强附着力使低界面张力体系不能完全活化残余油,因此驱油效率较低;亲水性增强时驱油效率逐渐提高.应用复合体系活化特低渗透孔隙介质残余油时应考虑岩石的润湿性.     

低渗透挥发性油藏注烃类气驱室内实验研究

通过注烃类气驱实验研究，了解文留油田低渗透挥发性油藏注气开发的一般机理和开发特点。采用PVT分析方法分析地层流体的物理性质、注入溶剂的组份；通过细管实验研究地层流体同注入溶剂在130℃时的最小混相压力；长岩心驱替实验分析气驱、水驱、水气交替注气的采收率、压力的变化规律。细管实验研究表明，最小混相压力为47．1MPa，长岩心注天然气驱替实验表现出近混相的特征。天然气驱注气压力低，采收率高，适合于文南油田低渗透挥发性油藏。     

乌石低渗砂砾岩油藏应力敏感实验研究

为弄清乌石低渗砂砾岩油藏开发过程中岩石应力敏感的变化规律,以WS17-2油田的WS17-2-9井区为例,选取不同物性岩心样品,开展定覆压的应力敏感实验研究。首先根据现行标准、油藏上覆岩层压力和原油饱和压力设计了实验有效应力范围,然后分别测试了不同有效应力下降内压和升内压的岩石渗透率,最后定量评价了实验初始有效应力和油藏初始有效应力下的岩石应力敏感伤害程度。结果表明:随有效应力的增加,岩石渗透率先急剧降低而后缓慢降低;应力敏感对岩石渗透率的伤害是不可逆的,而且岩石物性越差,伤害程度越严重。此外,油藏条件下的应力敏感远小于现行标准的实验测试结果,只要乌石油藏开发过程及时补充地层能量,应力敏感的不利影响基本可以忽略。     

鄂尔多斯盆地红河油田长8储层致密砂岩油藏注CO2提高采收率

鄂尔多斯盆地红河油田地层压力系数低,天然能量开发递减较快、采收率低,难以实现有效开发。而长8储层裂缝较发育,注水补充能量开发存在油井水窜严重、见效低等问题。为了解决补充能量的问题,进行红河油田长8储层注CO₂提高采收率的可行性实验研究,室内开展了PVT实验、最小混相压力实验和裂缝岩心CO₂驱油实验,并评价了CO₂吞吐的开发效果。实验结果表明：红河油田原油注入CO₂后体积增大,具有较强的膨胀能力。而且随着混合体系压力逐渐增大,原油与CO₂能产生明显的相互扩散传质作用。长细管混相仪法测得红河油田原油与CO₂的混相压力为17.34 MPa,低于红河油田原始地层压力,注CO₂驱油能达到混相条件。通过多轮次CO₂吞吐实验,在弹性开发采收率4.04%的基础上可提高采收率3.14%。综合室内可行性评价实验结果看,红河油田长8储层注CO₂补充能量开发具有可行性。     

低渗透油藏地层压力保持水平对油水渗流特征的影响

油水渗流规律的研究是低渗透油藏水驱开发的关键。相对渗透率曲线能直观反映油水渗流特征,其影响因素研究主要涉及岩石固有性质(润湿性、孔隙结构)、流动介质(油水粘度比)、动力条件(驱替压力梯度及速度)等方面,极少见到地层压力对相对渗透率曲线影响的研究。通过室内流动实验,模拟低渗透油藏地层压力下降过程,建立了不同地层压力保持水平下的相对渗透率曲线,分析了地层压力保持水平对油水渗流特征的影响规律。结果表明,地层压力保持水平下降,孔隙结构非均质性增强,油相相对渗透率下降,水相相对渗透率上升,等渗点左移,油水两相区变窄,残余油饱和度增加,即低渗透油藏渗流规律也存在着应力敏感性特征。分析认为,储层岩石弹性或塑性变形是低渗透油藏油水渗流特征应力敏感性的根本原因,因而提出了储层岩石初始渗透率越低,越应尽早注水保持地层压力开发的低渗透油藏效益开发理念。     

海上异常高压低渗透气藏应力敏感实验研究

南海某异常高压低渗透气藏储层非均质性强、产能低,为研究应力敏感对异常高压低渗透气藏开发效果的影响程度,利用真实岩心在地层真实条件下开展了应力敏感实验研究。结果表明,岩心渗透率及孔隙度伤害程度均不可逆,渗透率不可逆损失率在5%左右,孔隙度损失率在千分之几,应避免多次开关井。渗透率伤害程度强于孔隙度伤害程度,开发时应考虑应力敏感的影响,采用物质平衡方程计算储量必须考虑岩石弹性能量的影响。     

低渗透油田超前注水技术研究及应用

针对低渗透油田存在启动压力梯度和介质变形的特点,在借鉴国内外油田开发经验的基础上,研究了利用超前注水技术开发低渗透油田的机理及相关参数确定方法。研究表明,超前注水可建立有效的压力驱替系统,降低因地层压力下降造成的地层伤害,降低油井初始含水率,有利于提高最终采收率。合理确定压力保持水平,注水压力,累计注水量,注水强度,注水时机,油井投产时机,采油井合理流压等参数,可以提高单井产量。现场实践表明,应用超前注水技术开发低渗透油田可取得好的效果,对同类油田开发具有借鉴和指导作用。     

低渗透应力敏感性油藏的合理开发

针对低渗透油藏开发效果难以达到预期的现象,通过采用变流体压力应力敏感实验方法,保持围压不变对某低渗透油藏的岩心在不同流体压力下的渗透率进行测试。研究结果表明:随着流体压力的减小,岩心渗透率逐渐降低,但减小幅度趋于平缓;岩石渗透率越低,应力敏感性越强,流体压力恢复后,岩心渗透率并不能恢复到原来水平,其原因是低渗透岩石应力敏感性是不可逆的。利用径向渗流理论,结合应力敏感性对渗透率的影响,建立新的油井产能方程,计算出地层压力变化对单井产能的影响。在保持生产压差为4 MPa不变的前提下,地层压力下降5MPa,单井的产能降低10%~30%,储层渗透率越低,降幅越大。为使低渗透应力敏感性油藏得到合理高效的开发,储层在进行压裂、射孔和作业过程中需注意油层保护;在开采过程中需观察井底流压的变化,维持合理的生产压差;当油井产油量明显下降后,适时对近井地带储层进行酸化,增大近井地带的渗透率。     

低渗透储层应力敏感系数统一模型

低渗透储层应力敏感性的研究虽已引起中外学者的关注,但目前仍未形成统一认识。为了更准确地描述低渗透储层的应力敏感性,通过保持围压不变、改变流体压力的实验方法,研究了低渗透储层渗透率随有效应力的变化规律及其影响因素。在此基础上,按照岩石压缩系数的定义方法,提出了渗透率应力敏感系数的概念,在综合考虑孔隙结构、有效压力及滞后效应等参数的基础上,结合分形理论,建立了应力敏感系数的统一模型。结果表明,渗透率随有效压力的增加呈阶梯状减小,且与孔隙结构及有效应力加压方式有关;渗透率应力敏感系数可以定量表征储层渗透率随有效应力变化的敏感程度,其值越大说明储层敏感性越强;所建模型考虑了岩石内部孔隙结构、外部有效应力变化及滞后效应等多种因素的综合影响,可以全面表征储层的应力敏感性,并预测不同孔隙结构岩石的渗透率随有效应力变化的规律。     

低渗透储层水锁伤害影响因素室内评价

针对低渗透储层因水锁引起的地层伤害问题,开展了水锁伤害影响因素室内评价。通过实验数据结果分析,随着地层含水饱和度的增加,则气相渗透率下降;岩心渗透率越低,作用时间越长,岩心水锁伤害越大;驱替压差越大,岩心水锁伤害越小;活性剂能够减轻岩心的水锁损害。     

低渗透储层注水开发贾敏效应实验研究

为定量认识低渗透储层水驱开发中的贾敏效应,根据注水驱油理论,结合岩心水驱油物理模拟实验,建立表征贾敏效应动态变化的方法,开展不同渗透率岩心水驱贾敏效应对比实验。结果表明:岩心渗透率越低,贾敏系数越大,驱油效率越低,等效渗流截面越小;与常规中高渗透储层相比,低渗透储层高贾敏效应导致孔隙中剩余油分布特征和启动机制存在差异。降低贾敏效应是有效改善低渗透储层流体注入能力和提高采收率的技术手段之一,CO_2驱能降低低渗透储层的注入压力,并大幅提高驱油效率,是有效提高水驱后低渗透率基质驱油效率的有效手段。     

低渗透油藏二氧化碳混相驱超前注气实验研究 ——以吉林油田黑79区块为例

为了进一步提高低渗透油藏采收率,进行了二氧化碳混相驱超前注气可行性实验研究。以吉林油田黑79区块为例,利用细管实验确定二氧化碳驱的最小混相压力,通过长岩心物理模拟实验研究低渗透油藏超前注气室内驱油效果,并与相同地层条件下水驱和同步注气的驱油效果进行了对比分析。结果表明,二氧化碳混相驱超前注气、同步注气和水驱的最终采收率分别为77.03%,73.09%和56.47%。二氧化碳混相驱超前注气最终采收率最高,原因是超前注气能够在开采前就使地层压力升高、地层能量增加,并且提前注入的气体与原油接触混相,可降低原油粘度、增加原油流度。     

大庆扶余油层超前注水技术指标界限

应用油藏工程与数值模拟相结合的方法,设计了扶余油层超前注水方案。地层压力保持水平、累计注水量、超前注水强度、超前注水时机的研究表明:超前注水能够建立有效的压力驱替系统,提高地层压力,减小应力敏感损害,改善油田开发效果;扶余油层合理的压力保持水平为120%、超前注水时间约7个月。研究成果为低渗透油田开发提供了技术支持。