低渗透裂缝性油藏的轻质油蒸汽驱

本文是关于低渗透裂缝性油藏轻质油热采热组分模拟的研究。与水驱相比，蒸汽驱的横向和垂向采收率都有提高。采收率增加值的大小与渗透率分布有关，而渗透率的均质分布是最重要的影响因素。     

油藏物性对低渗储层压敏性影响的试验研究

岩石压敏性是导致低渗油藏开发效果变差的主要因素之一,为了研究储层物性对低渗储层压敏性的影响,通过室内模拟试验,研究了渗透率、非均质性和裂缝对岩石压敏性的影响。结果表明,渗透率越低,压力敏感性越强,且渗透率损失主要发生在有效压力增大的初始阶段。非均质岩心的压敏性介于单一高、低渗层之间,其压敏性试验结果强于并联岩心的压敏性。裂缝性油藏的渗透率损失远大于基质油藏,其损失程度与裂缝性岩心中基质部分的渗透率有关。基质部分渗透率越小,裂缝性岩心渗透率损失越大;反之,其渗透率损失越小。     

裂缝性低渗油藏试井模型与非稳态压力特征

流体在裂缝性油藏基质岩块中的流动速度和压力梯度成二项式关系,基于此分析了二项式中各项式作用及意义,进行了裂缝性低渗透介质非稳态压力动态分析建立了流体在裂缝性低渗透介质中的运动方程和双重渗透介质非稳态渗流数学模型,并采用隐式差分格式形成了渗流方程的数值求解形式,对其进行了求解研究结果表明：二项式系数对压力及压力导数有着较大的影响a值和6值越大,等产量条件下压力及压力导数变化幅度越小、越缓;a值同时影响着窜流发生的时间和程度,而b值则主要影响窜流发生的时间;启动压力梯度的存在;夹定着基质岩块向裂缝窜流的难易程度,启动压力梯度越大,基质岩块向裂缝窜流的程度越 低;而渗透率比对压力及压力导数的影响和普通油藏类似。     

裂缝性油藏渗透率张量计算及影响因素研究

裂缝性油藏裂缝分布规律复杂多变,油层渗透率具有强烈的各向异性特征。以油藏精细网格模型数值模拟结果为基础,根据流量等效原理,建立了不规则粗化网格边界条件下渗透率全张量的计算方法;研究了压力边界条件数量、粗化边界大小、砂体主要渗透性方向与压力梯度方向的不同夹角条件对渗透率张量计算结果的影响,研究表明砂体主要渗透性方向与压力梯度方向的不同夹角条件对计算结果影响最大。研究结果为裂缝性油藏渗流参数的确定提供了理论依据。     

采用脉冲注烃方式提高低渗透裂缝性灰岩油藏采收率实验研究

低渗透裂缝油藏直接注气容易产生气窜，采收率不高，使用实际岩心进行人工造缝，在长岩心中分别进行衰竭式开发、直接注烃气驱实验、注水实验和脉冲注气实验。细管试验表明，即使在破裂压力下注烃气也达不到混相，衰竭式开发可获得16．81％的采收率；直接注烃气比衰竭式提高采收率20．17％；脉冲注气比衰竭式提高采收率35．04％，脉冲注气驱油效果比直接驱油好得多，是值得选用的开发方式。     

水气交替注入提高低渗裂缝性油藏采收率技术研究

水气交替注入应用于裂缝性油藏,注入的气体可以维持地层压力,交替注入的水可以增加注入气体的粘度,减少气窜,从而提高驱油效率。水气交替注入主要有二氧化碳水气交替注入、烃混相水气交替注入和氮气水交替注入等方面的研究。裂缝是气水发生突破或窜流的主要通道,因此,在该类油藏中进行水气交替注入开发需要对水气的窜流与突破进行特别的对待,注意防止这类现象的发生,以提高原油最终采收率。     

低渗透裂缝性油藏微生物调驱室内研究

低渗透油藏主要开发技术是在强化地质认识基础上,以酸化压裂、完善井网、细分开采、丛式井配套为主的水驱技术,由于天然裂缝发育,在注水开发过程中呈现出油井产水快速上升、产能下降、供液能力差、低产低效的局面.为改变这种局面,对延长油田唐80区从54井组微生物调驱进行室内评价研究.微生物采油是一种经济有效的技术,是油田开发后期一种重要的提高采收率技术.针对井组油藏的特点, 根据微生物驱提高采收率技术路线,对菌种进行筛选及评价,对初步筛选的2种微生物菌种在室内进行了基本性能评价,并进行微生物菌液物理模拟实验,综合评价和研究驱油技术提高采收率的能力.实验结果表明,利用微生物对该类油藏进行调剖驱油,能明显改善注采状况,对区块起到降水增油的作用.为更好地在低渗透性油田应用微生物采油技术,提供了经验和依据.     

低渗油藏裂缝对水平井产能影响的实验研究

利用实验方法分别研究了穿过水平井的裂缝长度、裂缝条数、裂缝间距和裂缝网络对水平井产能的影响,以及通过物理模拟和理论分析的方法研究水平井的几种典型布井方式下的井距、水平井段长度、注采井位、布井方式与裂缝的匹配关系等因素对油藏渗流的影响规律,探索水平井开发低渗油藏的地质与物性约束条件,为实际油田开发井网设计提供依据.     

低渗裂缝性油藏渗吸注水实验研究

由于裂缝性油藏储集空间物理性质的复杂性和特殊性,渗吸效果控制着低渗透裂缝性水驱开发动态与开发效果.通过室内实验研究,获得了低渗裂缝性油藏基质岩块自然渗吸动态规律和脉冲渗吸动态规律,为制定低渗裂缝性油藏合理的渗吸注水开发方式提供了理论依据.     

裂缝性低渗油藏注气提高采收率实验研究

HH油田为典型的低孔特低渗油藏,部分地层伴有裂缝发育,现面临衰竭式开采后注水开采压力高的难题。通过基质单管岩心驱替实验,探究目标地层进行注气开发的可能性,明确何种注入气体及驱替方式具有较好提高采收率效果。通过基质+裂缝双管并联岩心驱替实验,确定目标地层中微裂缝对提高采收率效果影响。结果表明,CO₂较减氧空气是更好的注入气体,CO₂/水交替驱替是提高采收率优秀的驱替方式;裂缝的存在会严重影响采收率,裂缝+基质双管并联岩心CO₂/水交替驱采收率较单管基质岩心降低27.09%。建议选择CO₂为注入气体,对基质储层或采取改善非均质性措施的裂缝区域采用CO₂/水交替开发,对裂缝性低渗油藏注气开采有一定参考意义。     

低渗透气藏相对渗透率影响因素的孔隙网络模型

实验测量相对渗透率受许多条件的限制,为了在保持其他控制参数不变的条件下研究某一变量对相对渗透率的影响,采用孔隙网络模型模拟的方法,以苏里格气田盒8段储层的孔隙结构为参照,构造了喉道半径为0.05～2.50μm的孔隙网络;研究了孔喉比、润湿性、初始含水饱和度和残余水饱和度对气相相对渗透率的影响。结果表明:①孔喉比对气相相对渗透率的影响明显,随着孔喉比增大,相同水饱和度下的气相相对渗透率降低;②当水饱和度大于0.4时,气体的相对渗透率按照水湿→弱水湿→弱气湿→气湿的顺序依次增加,但当水饱和度小于0.4时,相对渗透率增加的次序性被打乱,在弱水湿情况下表现为最小;③随着初始含水饱和度增加,气相相对渗透率总体呈下降趋势;④残余水饱和度越大,气相相对渗透率曲线越陡,下降越快。这对用改变岩石润湿性的方法来提高油气采收率时具有指导意义。     

q422-1井低渗透薄互层油藏压裂裂缝几何形态影响因素探讨

低渗透薄互层油藏压裂改造存在的主要问题是形成的压裂裂缝窄,施工泵压高,加砂困难,压裂规模小,压裂效果明显差于单一厚层压裂。应用三维压裂设计软件,以典型井压裂为例,探讨压裂液流变性、施工排量、砂比、加砂时机等参数对低渗透薄互层油藏压裂裂缝几何尺寸的影响。现场施工结果表明,利用薄互层压裂工艺能够达到改善压裂效果的目的。     

低渗透油藏递减影响因素的灰色关联分析

通过统计西北某油田21个低渗透油藏的实际生产动态数据,结合油藏地质特征对孔隙度、渗透率、启动压力梯度、井网密度、原始含水饱和度、开发方式等影响低渗透油藏产量递减率的主要影响因素进行了分析;同时采用灰色关联分析法对多因素影响的相对重要性进行了研究,最后应用多元统计方法建立了采用衰竭方式开采的低渗油田初期自然递减率计算模型,可通过该模型计算分析初期自然递减率,为低渗油田采取延缓产量递减措施提供依据。     

低渗透油藏渗透率对CO2驱重力超覆的影响规律

为明确低渗透油藏渗透率对CO_2驱重力超覆的影响规律及相关机理,采用气驱超覆物理模型开展不同渗透率岩心的CO_2非混相和混相驱室内实验,以岩心气体突破时的上层采收率所占比重及岩心最终采收率等参数评价重力超覆程度,从而得出重力超覆规律,并分析其影响机理。实验结果表明,在较小渗透率变化范围内,渗透率增加对黏性力及重力的增加幅度影响较小,尤其在混相驱中,油气黏度和密度差异较小,渗透率增大后重力超覆的程度增加不明显;渗透率增加将增大非混相驱中气驱前缘移动速度,降低混相驱中油气混相程度,加之重力超覆程度加剧,最终采收率较低;韵律油层开发中可利用渗透率对重力超覆的影响规律,避免或利用重力超覆,尤其在CO_2非混相驱中,正韵律油层的开发效果会更好。     

低渗透油藏的热水驱研究

热水驱仅包括两个被加热相的流体,热水驱的主要机理是热膨胀,降低黏度,润湿相改变和油水界面张力的降低。热水驱实验使用的岩心样本取自某稠油低渗透油藏,主要是未被饱和的砂岩。实验在相同的油藏压力,不同的温度（范围在110oC以内）和不同种类的原油下进行的。对比了每个试验的最终原油采收率、残余油饱和度、束缚水饱和度、和压力降落。应用JBN方法分析了动态恒温驱替的结果,从而得到岩心的相对渗透率及低渗透砂岩中温度对油水相对渗透率的影响。结果显示在低渗透率的砂岩中使用高温热水在较高压力下驱替稠油,也有可能获得较高的采收率。在稠油体系中,原油生产的热水注入率比在中质油和超稠油要高,但是在传统稠油油藏它的价值很少被报道。另外,研究发现当岩石被加热时,油水的相对渗透率取决于温度,而残余油饱和度会降低,束缚水饱和度会增加。     

低渗透煤层气产能影响因素评价

采用数值模拟方法,从煤层气的流动机理入手,利用 Langmuir 等温吸附方程描述煤层气从煤表面的解吸过程,用Fick定律描述煤层气在煤基质和微孔隙中的扩散,综合考虑了煤层气的解吸、扩散和渗流3个过程,建立了煤层气储层数学模型,推导数值模型并进行了模拟计算。计算结果表明:裂缝半长越长产能越高,当裂缝半长增加100m后,裂缝半长对产能的影响较小;裂缝的导流能力越大产能越高,当裂缝导流能力超过20μm²·cm后,产能增加不明显;分子扩散系数对产能影响较小,而割理的渗透率对产能影响较大;对于不同的煤层气井在投产时,应合理优选压裂缝半长和导流能力。     

改变低渗透砂岩亲水性油气层润湿性对其相渗透率的影响

为了研究改变低渗透砂岩亲水性油气层润湿性对其气水相有效渗透率的影响，用自主研发的一种能改变亲水岩石表面性质（由亲水改为中性弱亲油）的润湿反转剂LW-1进行了实验研究。实验结果表明，用LW-1处理低渗透亲水气层岩心，改变其岩石表面的润湿性后，可使气体有效渗透率平均提高1．06倍；处理低渗透亲水油层岩心，改变其岩石表面的润湿性后，可使水相有效渗透率平均提高2．6倍。认为改变低渗透亲水油气层的岩石表面润湿性，是降低其遭受侵入水伤害程度、提高增注能力和改善压裂增产过程中侵入水返排效果的有效手段之一。     

动态渗透率三维油水两相低渗透油藏数值模拟

考虑流体在低渗透油藏流动过程中的非线性渗流特征和启动压力梯度的影响,基于动态渗透率的概念,建立了综合考虑非线性渗流和拟线性渗流的三维油水两相油藏数值模拟数学模型,通过全隐式差分格式建立了低渗透油藏数值模拟数值模型,并采用预处理共轭梯度法进行了求解。通过对均质油藏五点法井网和大庆油田某区块的计算结果表明,启动压力梯度对低渗透油藏的压力场有着显著的影响,在定产条件下,启动压力梯度越大则压力变化越剧烈,压降的影响范围越大,注采井间的压力梯度越高。由于非线性渗流规律较好地表达了流体在低压力梯度下的流动规律和最小启动压力梯度的影响,因此采用非线性渗流规律计算的压力变化要比拟线性情况平缓,更加符合低渗透油藏的开发实际。     

页岩渗透率测定方法及影响因素研究进展

页岩渗透率及其分布关系页岩油气开发、常规油气藏储量评估、地下储气库及CO₂地质封存盖层封闭性、核废料地质处置与气田采出水回注安全性等能源环境领域重点课题,其渗透率特征研究具有广泛的理论与工程实践意义。为此,系统阐述了页岩渗透率测定方法与影响因素研究进展,结果表明,页岩渗透率为微达西至纳达西,通常采用稳态法和脉冲衰减法测得,影响页岩渗透率的因素包括但不限于流体类型及饱和度、矿物组成、孔隙压力、有效应力、实验温度、各向异性以及流体-页岩化学溶蚀与沉淀作用,不同条件下的流体-页岩相互作用差异及孔隙有效渗流半径变化是渗透率改变的根本原因。     

低渗透油藏渗吸采油主控因素

渗吸采油是利用低渗透油藏自身的毛管压力,强化基质与裂缝间的油水置换,从而有效提高采收率的一项新技术.目前关于渗吸采油的基本规律缺乏系统研究,对其主控因素不明确.使用高温高压渗吸仪,以渗吸采收率为指标,系统评价储层特性、流体性质和边界条件等3类7项参数对岩心自发渗吸作用的影响.使用灰色关联分析法对各影响因素进行权重分析....