石油幕式运移实验研究

在饱含水的填装玻璃微珠的玻璃板模型中注入染色煤油进行油运移模拟实验,观察孔隙介质中油形成优势运移路径的过程及在幕式油充注过程中路径的变化,取得了如下认识:第一,油运移优势路径一旦形成后,油再次运移基本是沿着原先形成的运移路径进行运移,而油运移路径的模式及其形态基本保持不变;第二,相同注入速率下油再次运移的前缘平均速率远大于第一次油运移的前缘平均速率,运移速率与注入速率基本呈正相关关系;第三,运移结束后路径收缩、油饱和度降低,但残余油仍能清晰地勾画出原运移路径时的形态。     

石油二次运移不同模式条件下含油饱和度测量

石油二次运移具有活塞式、指进式、优势式3种不同模式。利用湿填模型,在仅有浮力作为运移动力、以泵压和浮力综合作用作为运移动力的实验条件下,用不同粒度、不同充填介质填装的玻璃管模型系统,观测在3种运移模式条件下路径含油饱和度、残余油饱和度及残余油在通道中所占比例等变化规律。结果表明,路径含油饱和度和残余油量占通道的比例因运移模式不同而明显不同,残余油饱和度则基本不受运移模式的影响。     

核磁共振成像技术分析油运移过程中含油饱和度

利用核磁共振成像技术，观察玻璃珠填装管状模型与河砂填装管状模型内油的运移过程，测量并分析油运移路径形态特征和内部含油饱和度。原始油柱内油饱和度可达83％；路径形成油沿路径运移时，油在路径内的饱和度为40％～50％；运移完成后，在没有油继续供给的条件下，原有路径收缩，宽度减小，路径内的油呈不连续状态，残余油饱和度降为20％～35％。实验装置中孔隙介质的颗粒成分对路径内的油饱和度有一定影响。图2表1参16     

油气二次运移过程中的运移效率探讨

依据前人物理实验结果进行的数学模拟发现,油气运移的模式决定了油气二次运移的效率.根据物理实验,油气运移模式分为活塞式、指进式和优势式3种形式.其中:活塞式的运移效率最低;指进式次之;优势式运移模式的运移效率最高.每种运移模式的运移效率特点是:活塞式运移模式的运移效率不随物理条件发生变化;指进式运移不受两相密度差和毛细管力大小的影响,并且运移路径含油饱和度值和运移的尺度有一定关系;优势运移模式的影响因素最多.在优势运移模式下,凡是对浮力和毛细管力大小有影响的物理条件都会影响其驱替效率.     

核磁共振成像技术在油气运移路径观察与分析中的应用

利用核磁共振成像技术观察圆管填玻璃珠物理模型内油的运移过程,对成像处理方法进行改进后,可以定量地观察和分析运移路径的形态特征及其内部的油饱和度.实验结果表明,被油占据的运移路径在整个通道内的比例取决于路径的形态,而路径内的油饱和度并非100%.在实验模型的尺度上,运移路径上的油饱和度在运移过程中可达80%以上;在运移结束后,因运移路径收缩、分离,油饱和度只占20%～0%,甚至更低.     

原油二次运移过程中的逾渗主脊实验研究

利用Hele-Shaw模型开展二维空间原油持续二次运移过程实验研究。在初始运移路径形成后改变注入煤油的颜色,验证二次运移过程中的逾渗主脊现象,初步从机理上指出初始运移路径形成后毛管力的变化是逾渗主脊形成的主要原因。逾渗主脊的尺寸和分形维数都要小于对应的初始运移路径的尺寸和分形维数。油气以这样的方式发生二次运移,加速了运移速率,二次运移过程中的烃损失量只限于初始路径。      

多孔介质中气水渗流的微观机理研究

利用微观玻璃模型进行了气水两相渗流微观机理研究.孔隙水平的直观观察表明:气水两相排驱和渗吸的微观渗流机理截然不同,低流速时虽然二者均受毛管力的影响,但排驱时气水前缘始终沿连续的大喉道路径运移,存在明显的跳跃式运移现象;速度较高时,有明显的粘性指进现象,气体前缘呈树枝状,随流速的增加,分叉更多.而低速渗吸时水沿壁进入孔隙,首先充满小喉道,发生严重的毛管指进,并沿壁能到达孔隙模型的各个角落,前缘推进随流速的增加而变得均匀.实验结束后的气水微观分布分析,对提高油气采收率的研究具有指导意义.      

石油二次运移优势路径影响因素及形成动力学条件

利用物理模拟实验和基于逾渗理论的油气运聚模拟方法对石油二次运移优势路径形成影响因素进行模拟并探讨优势路径形成的动力学条件。研究表明,优势路径具有油运移前缘只沿一个或少数几个方向向上指进运移、运移路径窄及通过该路径油运移量较大的基本特征;模型颗粒表面亲水性越好、模型颗粒粒度越大、油水密度差越大、界面张力越小、孔喉直径越大、运移动力越小,油越易出现优势运移路径。系统的浮力与黏滞力竞争及毛细管力与黏滞力竞争中前者均处于优势是运移优势路径形成的动力学条件,且竞争优势越明显,油运移越易形成优势运移路径。该研究成果有助于了解和认识油气二次运移规律并为盆地尺度的油气运移模拟提供基础理论依据。图7参24     

天然气运移速率的微观物理模拟及其相似性分析——以库车坳陷为例

利用真实砂岩分析评价系统,直接观察了气体在孔隙、喉道内的运移方式,建立了天然气在砂岩孔隙介质中运移速率的统计模型,然后对其进行了相似性分析,形成了天然气在砂岩储层中运移速率的地质模型。制作了库车坳陷19个砂岩模型,通过微观模型获得氮气在砂岩中的运动方式,进而研究了气体在岩石介质中的渗流特点,综合分析了动力梯度、含气饱和度、渗透率等因素对气体渗流速率的影响。研究结果表明,气体在地下的渗流速率与岩石的渗透率、压力梯度、含气饱和度等因素成正比。对实验材料、几何尺寸、运移速率和动力梯度与实际地质条件之间的相似性进行了分析,建立了适用于描述库车坳陷地下天然气运移的速率模型,为进一步描述天然气的运移、聚集特点奠定了基础。     

页岩裂缝和孔隙中气体运移方式评价及确定

页岩气储层为双重介质结构,包含裂缝系统和基质孔隙系统。在页岩中,裂缝从微米级到毫米级变化,基质孔隙则为纳米级。不同级别储集空间的发育导致页岩气的运移方式异于常规气藏,其过程是一个包含从宏观尺度到分子尺度的复杂运移过程。为深入了解页岩气运移方式,采用多孔介质中气体运移方式划分原理,利用Knudsen数对不同尺度的页岩气运移方式进行判断。从页岩气的分子平均自由程出发,计算页岩气在不同温度和压力下的分子平均自由程,结合裂缝和基质孔隙的尺度大小,分别计算裂缝和基质孔隙的Knudsen数,确定了裂缝中页岩气存在达西流(非达西流)和滑脱流2种运移方式,基质孔隙中页岩气则可能存在达西流(非达西流)、滑脱流和过渡流3种运移方式。通过绘制临界Knudsen数曲线,建立双对数的页岩气运移方式判定图版,运用该图版可以判断不同压力和孔隙直径下的页岩气运移方式,为准确认识页岩气的运移方式提供了理论依据。     

运移路径模拟和应用尝试

油气二次运移的方式和方向对具体指出盆地油气资源量所赋存的位置有决定性的意义.在运载层中推动油气运动的作用力主要是浮力和毛细管力,而盖层则起着毛细管阻力作用.因此盖层的形状及空间分布就成了影响运移路径重要的封盖因素.该文试图根据盖层的几何形状特性,建立运移路径模拟模型,开发微机软件运行实施.在一个具体盆地进行运移路径模拟应用的结果反映,与已知勘探情况基本符合,能够检验油气期次性运移的地质概念,可以揭示运移过程,预测可能的运移聚集位置.      

毛细管理论在低阻油气层油气运移与聚集机理中的应用

根据油气在地层中的势和所受到的力理论,认为油气在运移与聚集过程中的主要驱动力为重力和围水压力变化引起的力,而毛细管压力则主要起阻力作用.毛细管压力与储层的孔喉结构、排替压力和油气可进入的孔喉多少有直接关系,所以它对油气的运移与聚集起着关键性的作用;根据毛细管理论,依据油气在低电阻率储层中运移和聚集的特点,阐述低电阻率油气层的形成机理.由于毛细管压力的作用,如果距离油源较远、油气源中的油气不丰富、储层岩性细、孔隙结构复杂、垂向上物性好的储集层发育较多或单层储集空间足够大等均会导致低电阻率储层中的微中、小孔隙中的水无法排出,致使储层不动水含量过高,从而显示油气层的低电阻率特征,即高含水饱和度是引起油气层电阻率较低的主要原因之一.     

海拉尔盆地贝西南地区南屯组油气侧向运移路径综合确定及运移模式探讨

贝西南地区是目前海拉尔盆地贝尔凹陷中含油性较好的重点勘探区块,为查明油气运移对成藏的影响,采用以油气来源分析为基础、以油气分布特征为指示、以运移数值模拟为约束、以地球化学示踪为佐证的“四位一体”油气运移路径综合确定方法,对研究区南屯组的油气运移路径和运移模式进行了研究。结果表明:南屯组主要有3组油气运移路径,一是由贝西北次凹沿其短轴方向向贝西斜坡侧向运移;二是由贝西南次凹沿其短轴方向向呼和诺仁构造带运移;三是由贝西北和贝西南次凹向呼和诺仁构造带汇聚的油气,沿构造脊和断层走向向西南部运移。在明确运移路径基础上总结出3种油气侧向运移模式:沿构造脊及断层走向运移模式、同向断阶“阶梯状”运移模式和反向断阶“牙刷状”运移模式,各种运移模式控制的油气富集部位和油藏类型有较大差异。研究结果对研究区下一步的有利区优选和类似地区油气勘探具有一定的指导意义。     

基于图像分析方法研究柴油在多孔介质中柴油的迁移与分布特征

为明确多孔介质性质对柴油迁移与分布特征的影响,利用图像分析方法对柴油在3种不同粒径多孔介质中的迁移与分布特征进行实验研究。结果表明,柴油在粗粒径石英砂中的垂向迁移速率更大,迁移锋面不稳定,指流更明显;污染面积、污染界面周长、垂向迁移距离与时间具有良好的线性关系,拟合系数(R2)均在099以上;污染面积增长率、污染界面周长增长率、垂向迁移速率与石英砂粒径大小呈正相关;平均粒径、不均匀系数、曲率系数与柴油迁移与分布特征关系密切,且拟合方程得到的计算值和实验值差别很小,可用其近似表示实验值;相同入渗深度区域中,柴油在细粒径石英砂中的饱和度比在粗粒径石英砂中的高,而粗粒径石英砂污染面积约为细粒径石英砂污染面积的1/3左右。     

碳酸盐岩油气二次运移距离与成藏

通过统计全世界主要含油气盆地229个碳酸盐岩大油气藏（田）,分析油气藏（田）和油气二次运移的距离,发现在碳酸盐岩运移系统内,油气二次运移距离和油气田个数之间的关系曲线并没有碎屑岩中出现的指数衰减关系。其油气藏总体以近源成藏为主,但对于非近源运移的油气而言,油气运移的距离对油气成藏几率的控制作用并不明显。分析认为,对于碳酸盐岩非近源运移,油气往往受断裂展布特征和孔洞类储层的分布范围所控制,只要在这个范围内,油源足够的前提下,油气成藏的几率是相当的。因此,对于碳酸盐岩系统而言,只要在断裂和孔洞类储层的延伸范围内,即使在较远的距离条件下,仍然具有较高的大油气藏成藏几率。     

鄂尔多斯盆地中生界石油运移特征分析

鄂尔多斯盆地中生界构造简单平缓,储层主要为低孔、低渗,油气运移独具特色。侏罗系和延长组上部储集层孔隙度、渗透率条件较好,油气运移聚集驱动力以浮力为主,三叠系顶部不整合面和侏罗系古河道砂体共同构成了侏罗系油藏的油气主要运移通道,其油气主要分布在侏罗系古河道内及不整合面附近。延长组中下部储集层在石油大量生成时期,储集层已非常致密,地层基本丧失水交替能力,异常压力为石油二次运移的主要动力,石油沿渗透性砂体主要向东北和西南两大方向运聚成藏,多分布在生烃中心及周边地区。      

游离甲烷气在井筒内形成水合物的动态模拟

深海油气钻井及海洋水合物钻采过程中均存在水合物形成进而阻塞井筒的风险。在恒温4.0℃,压力由3.5 MPa逐渐升至6.5 MPa的实验条件下,动态观测了甲烷气体以定速"鼓泡"形式在模拟井筒内的运移特征和井筒内不同位置水合物的形成、聚集形态,并依此对水合物的生长机制进行分析。实验结果表明:井筒内有障碍物或气体运移通道出现变径等情况时,不会改变水合物形成的相平衡条件,但会影响水合物的堆积形态和聚集过程;其次,气体在井筒内运移受阻的强弱直接决定水合物能否彻底阻塞循环通道;同时,气泡表面水合物薄膜的生长机制会受釜内压力变化及水合物膜破裂剥离等影响,并且由于气泡表面水合物膜的生长无法将气泡内气体完全消耗,使得游离气在井筒内形成的水合物体系为非均质的多孔介质体系。     

毛细管力是油(气)初次运移的动力吗?

一般认为,在油气的二次运移过程中,由于孔隙结构的变化,当连续油(气)相后端曲率半径大于前端时毛细管力是油气运移的阻力,而当连续油(气)相后端曲率半径小于前端时毛细管力是油气运移的动力;毛细管力总是趋向于使非润湿相占据较大的孔隙空间。在浮力、水动力和毛细管力的共同作用下,油(气)呈间歇性运动,这在物理模拟实验中已得到证实。实际上,在毛细管中存在着3种毛细管力。第一、二种方向与毛细管延伸方向平行,第三种垂直于毛细管管壁并指向非润湿相;第三种毛细管力主要起增大非润湿相与孔喉壁之间的摩擦阻力的作用,在孔喉较粗的介质(如储集层)中该类毛细管力常常被忽略。油气要发生运移,则沿前进方向上的动力必须超过该方向上的毛细管阻力和摩擦阻力。现在有一种观点,认为在油气从烃源岩向储层的初次运移过程中,毛细管力是重要的动力,因而在水润湿的条件下,油、气相会在毛细管力作用下自动地由小孔隙和细喉道向较大、较粗的孔隙和喉道内运动。本文从毛细管现象的本质入手对这一问题进行了分析,发现烃源岩和运载层中不同种类的毛细管力的作用有很大区别:在运载层中,因为孔隙喉道较粗,第一、二类毛细管力起主要作用,第三类毛细管力的作用常常被忽略;而在烃源岩中,由于毛细管半径全面缩小,第三类毛细管力与第一、二类相比急剧增大,导致摩擦阻力剧增,从而成为烃源岩排烃的主要阻力。“毛细管力是排烃动力”这一观点是忽视烃源岩中起决定作用的第三种毛细管力而得出的错误认识。通过对泥页岩孔隙结构的研究,作者提出了泥页岩中的孔隙主要是“死孔隙”的观点,而烃源岩的排烃则主要是通过微裂隙的突发涌流,微裂隙的开启或产生及涌流的发生则都与激烈的突发构造运动有关。      

开鲁盆地陆西凹陷低渗层油气运聚条件和运聚模式

通过对开鲁盆地陆西凹陷低渗层油气生成、储集、封盖及运聚条件的研究,结合油水分布特征及油气运移实例的分析,总结出陆西凹陷三种油气运聚模式,即包日温都断裂构造带运聚模式、马家铺高垒带运聚模式和马北斜坡带（预测）运聚模式,在此基础上,指出了有利的油气聚集区。