孔隙型碳酸盐岩储层注气注水提高采收率试验

中东地区部分碳酸盐岩储层类型以孔隙型为主,裂缝不发育,气测渗透率低,流体物性较差。以中东某油田S油藏为例,开展注气和注水可行性试验研究,并探讨其提高采收率的微观渗流机制。结果表明:受物性特征影响,储层注伴生气驱最小混相压力高,地层条件下不易达到混相驱替,但整体上岩心注烃类气驱效率要高于水驱效率,尤其当达到混相条件时,气驱效率明显提高;注烃类非混相驱油效率也相对较高,主要是由于储层原油黏度较高,气驱使原油体积膨胀,黏度降低,进而改善流动性;试验采用的水驱和气驱方式在微观上主要动用大孔隙中的可动流体,可考虑优化驱替方式进一步提高驱油效率。     

致密油藏气驱微观驱油机理研究

针对致密油藏产能低,注水开发困难的现状,为提升致密油藏开发效果,选取鄂尔多斯盆地某区块致密油储层不同渗透率等级岩心平行样,进行注CO_2和N_2物理模拟实验,结合核磁共振技术,研究了岩心不同孔隙区间的占比和含油饱和度,以及2种气驱下不同渗透率等级岩心的采出程度和残余油分布。研究结果表明:对于致密油油藏,CO_2驱整体上好于N_2驱;对于渗透率在0.2×10~(-3)~1.4×10~(-3)μm~2的致密油岩心,渗透率越高,CO_2驱效果越好,渗透率越低,N_2驱效果越好;岩心的大、中孔隙贡献了大部分的采出原油,CO_2和N_2在大、中孔隙上的驱油效果较好。     

鄂尔多斯盆地延长组特低渗透砂岩微观孔喉特征的定量评价

为从微观角度认识特低渗透砂岩的微观孔喉特征,明确制约储层品质和开发效果的关键因素,利用恒速压汞技术对鄂尔多斯盆地延长组的样品进行测试,定量表征孔喉特征参数。结果表明：特低渗透砂岩孔隙之间的差异很小,孔隙半径基本分布于70～225μm范围内,峰值在110μm左右;渗透率小时,喉道分布集中,小喉道含量高,喉道对渗透率的贡献也集中分布,贡献峰值大;喉道半径的分布范围随着渗透率的增大而变宽,大喉道含量及其对渗透率的贡献也随之增大。平均喉道半径与渗透率的相关性较好,渗透率小于1.0×10-3μm2时,平均喉道半径的波动幅度大,特低渗透砂岩敏感的根源在于特殊的喉道特征,物性(尤其是渗透率)差的根本原因在于细小喉道所占比例较大。物性(尤其是渗透率)越好,有效孔隙、喉道越发育。微观孔喉特征的差异主要体现在喉道的大小及其分布上,喉道决定储层品质,影响开发效果。     

特低渗储层不同渗流介质应力敏感特征及其评价方法研究

 地层岩石的渗透率应力敏感特征对于地下油气资源开发、核废料地下处置等具有极为重要的影响。选取大庆油田外围特低渗油藏及长庆油田某露头储层砂岩岩石进行不同渗流介质(氮气、盐水、煤油)渗透率应力性试验,分析岩样渗透率、孔喉变形、流体压缩性及流固耦合作用机制等因素对应力敏感性的影响。试验结果表明,特低渗储层岩石不同渗流介质渗透率应力敏感性具有明显的差异,气测渗透率与束缚水状态下的油相有效渗透率在有效应力增加初期(2～16 MPa变化区间)急剧减小,但有效应力增加后期水测与油测渗透率仍具有较为明显的减小趋势。1×10－3 μm2是特低渗岩石气测与水测渗透率应力敏感性强弱对比发生变化的临界渗透率。有效应力作用下作为主要渗流通道的较大孔喉首先被压缩变形是导致渗透率在有效应力加载初期急剧减小的主要原因,不同渗流介质压缩性和流固耦合作用机制差异是导致气、液渗透率应力敏感性差异的主要原因。特低渗油藏储层应力敏感性评价中应以油相作为渗流介质进行评价试验。提出区分岩芯与油气储层2种不同的渗透率应力敏感性试验及其评价方法。在实际油藏储层有效应力变化范围内,特低渗储层渗透率应力敏感性较弱。     

油藏多相流体渗流流-固耦合数学模拟研究

实践表明，油藏开发将引起应力场的变化、导致岩石发生变形、改变储层的渗储特性，进而影响产量。为反应这一问题，建立了油藏流-固耦合渗流模型，并考虑了以下因素：多相流体，油藏岩石变形，地应力、孔隙度和渗透率变化，流体渗流与岩石应变耦合等。导出的控制方程是基于流体孔隙压力、饱和度以及岩石质点位移的非线性方程。由于互含参变量，不能直接求解，采用有限差分方法将流体渗流和岩石应变方程离散成主对角占优的7对角矩阵，采用隐式迭代方法求解。示例分析说明，本模型可用于研究应力、应变、孔隙度和渗透率的动态变化规律以及可能对生产造成的影响。与其他模型对比结果显示，本模型更接近于实际情况。     

低渗透储层应力敏感性及其对石油开发的影响

 为更深入研究低渗透储层的应力敏感性,以变径毛管束模型为基础,从理论上证明低渗透储层的强应力敏感性;并通过保持围压不变、改变流体压力的试验方法研究有效应力、孔隙结构及应力加载方式对储层渗透率的影响;在此基础上,利用数值模拟技术详细研究不同储层条件下的应力敏感性对油田生产的影响。研究结果表明：应力变化对孔隙度的影响较弱,而对渗透率的影响较大,低渗透储层渗透率应力敏感性更强;储层应力敏感性与孔隙结构、有效应力及其加载方式密切相关;渗透率越小、有效应力越大、应力加载速度越快,则储层的应力敏感性越大,且随着有效应力的减小,渗透率存在永久伤害,难以恢复至初始值;生产井的生产压差与应力敏感系数呈指数关系,储层非均质性越强、渗透率越小,应力敏感性越大,对油田生产的影响越大,而油藏韵律性对储层应力敏感影响较小。该研究结果对于合理开发低渗透油藏具有一定的指导作用。     

白云岩油藏低渗透条带对剩余油分布的影响

YM白云岩油藏已进入高含水开采期,如何寻找剩余油并进行挖潜是目前面临的重要问题。该类型储层中普遍存在低渗透条带,建立机理模型,通过对低渗透条带的渗透率、厚度、产状及与储层渗透率的组合关系进行敏感性分析,研究结果表明,渗流阻挡作用的强弱主要与其渗透率大小有关,当渗透率小于0.01 mD时,能够起到较好的渗流阻挡作用;同等条件下,厚度越大,渗流阻挡作用越强;根据分布形态与样式不同,对剩余油的控制程度Ⅰ类>Ⅱ类>Ⅲ类>Ⅳ类;若有两条交错的低渗透条带,则对剩余油的控制程度Ⅴ类>Ⅵ类。低渗透条带在一定生产时间内可以形成渗流屏障,成为控制剩余油分布的重要因素。     

裂缝性低渗透油藏流-固耦合理论及应用

本文在总结前人已有成果的基础上,在裂缝性低渗透油藏流-固耦合研究方面完成了以下工作: (1)通过大量的岩芯实验,研究发现低渗透岩石渗流时存在明显的流-固耦合效应,并通过理论分析对该现象做以解释。 (2)建立裂缝性低渗透油藏渗流场和岩土变形场的等效连续介质模型。推导出考虑裂缝影响情况下,渗流场和岩土变形场参数的等效处理方法。利用等效连续介质渗流模型研究了不同裂缝形态对水驱油效果的影响。 (3)研究了地应力和孔隙压力对裂缝开度及渗透率的影响,得出裂缝性低渗透油藏渗流场与岩土变形场之间的耦合关系式。 (4)利用断裂力学的知识,研究了注水过程中,储层裂缝扩展的动力学机理,给出考虑裂缝扩展情况下的渗透率演化方程,并结合流-固耦合模型给出数值模拟的方法。 (5)利用有限元和有限差分方法,给出了裂缝性低渗透油藏流固耦合模型的计算方法,并编制了相应的数值模拟软件。 (6)探讨了本文理论在工程上的应用。 论文利用所编制的油藏流团耦合计算软件,对大庆油田卯六区块开发过程中孔隙度、渗透率演化及耦合效应对开发过程的影响进行了数值模拟;结合断裂力学知识,给出了开发过程中裂缝扩展的数值计算方法,并对一简单情况下裂纹扩展情况进行了数值计算;最后,通过解析分析的方法,对渗流作用井壁力学     

内蒙古海拉尔盆地乌尔逊及贝尔凹陷南屯组致密砂岩储层微观结构表征

为了明确海拉尔盆地南屯组致密砂岩储层微观孔隙结构与储层物性的相关关系,本次研究通过铸体薄片观察、物性测试及恒速压汞实验,明确储层微观特征及孔隙结构参数,包括孔隙及喉道类型、大小、分布、连通性,并讨论了储层微观孔隙结构与储层物性的相关关系。研究结果表明:南屯组储层主要矿物颗粒为石英、长石、火山碎屑岩及凝灰岩岩屑,压实作用较强烈,颗粒排列紧密,胶结类型多为接触式胶结及镶嵌胶结,并以长石溶蚀现象最为普遍。储层多发育溶蚀孔,同含有少量粒间孔,喉道多为片状、管束状及缩颈型喉道。储层孔隙半径大多分布在110~170μm,孔径分布曲线形态呈单峰态,孔隙半径与孔隙度、渗透率无明显相关性;喉道半径分布在0.508~4.069μm。受控于孔隙结构的差异,孔喉半径比与渗透率呈一定相关性。综上所述,南屯组致密砂岩储层孔隙结构是其物性差异的主控因素,决定流体渗流能力。     

中东低渗透碳酸盐岩油藏多层水驱物理模拟

为研究中东某低渗透碳酸盐岩油藏在不同驱替方式时的渗流机理,提高各类油层的动用程度,开展了3种不同驱替方式的水驱油物理模拟实验。选取2组不同渗透率级别的岩样,针对1-1号和2-1号岩样进行2层合注分采实验,1-2号和2-2号岩样进行分注合采实验,1-3号和2-3号岩样进行常规单层注采实验,并结合低磁场核磁共振技术,分析了不同注采模式时微观孔隙结构的开发效果。实验结果表明,同一注采方式时,不同岩样的含水率和最终采收率差距很大,低渗透层采取合注分采时的采出程度高于单层注采,高渗透层采取单层注采时的采出程度高于合注分采,分注合采时的采出程度相差不大。核磁共振数据还表明,原油主要分布在大孔喉半径范围内,经过水驱之后,动用的主要是大孔喉范围内的原油,小孔喉半径部分内的原油主要是通过渗吸作用得到动用。