油气储层岩心实验的样本量设计

油气储层实验数据是油气地质研究、岩石地球物理评价和油气藏工程理论计算的基础。然而,油气储层所用的岩心样品数量有限且实验费用高昂,难以获取大量的实验数据,这就造成了后续储层参数评价的不确定性。该文阐述了油气储层岩心实验数据的样本量设计方法,探讨了随机抽样方法下合理的样本量设计流程;结合实测油气储层实验数据,分析了样本量设计的效果。结果表明：利用相邻井岩心资料和测井信息可以有效地预估岩心实验的样本量,提高实验数据的应用效果。在岩心实验的设计中,应该充分重视实验样本量设计这一基本环节,并采用随机化、重复和区组化的实验设计策略,对于节约实验周期与成本、提升岩心实验数据的可靠性有着重要作用。     

高效无损岩心孔隙度精确测量新方法

将微纳米CT图像与微图像拼接技术相结合,识别出干酪根内微纳米尺度孔隙,从而对岩心孔隙度进行精确测量。首先利用微纳米CT图像,识别出其中的宏观连通孔隙度、孤立孔隙度以及干酪根区域（无法辨识的干酪根孔隙）所占体积百分比;然后借助扫描电镜或FIBSEM图像,对微纳米CT图像中的干酪根区域进行超高分辨率成像,识别出干酪根孔隙空间,并通过九格法测量有代表性的样品点计算出干酪根本身的平均孔隙度;最后将超高分辨率下得到的干酪根孔隙度信息,返回到微纳米CT图像中的干酪根区域内,修正微纳米CT图像宏观总孔隙度。整个测量过程操作简便,并且不对岩心造成实质性伤害。     

低渗透油藏 CO2混相条件及近混相驱区域确定

为了探究CO_2在低渗透油藏中与原油的混相条件及在近混相条件下的驱油效果,采用室内物理模拟方法,通过均质、非均质长方体岩心实验,在评价影响CO_2驱油效果的渗透率、岩心长度、渗透率级差和压力因素的基础上,借助采收率与各影响因素参数指标,分析非混相、近混相和混相不同阶段的曲线特征,建立了近混相驱区域的确定方法。采用该岩心实验方法,在模拟油藏条件下,CO_2与原油的最小混相压力为18.5 MPa左右,比传统细管实验确定的17.8 MPa高出0.7 MPa,同时根据驱油曲线特征,划分了CO_2非混相、近混相和混相区域,并根据驱油效率确定出近混相驱的压力区域为16.5数18.5 MPa。建立的最小混相压力岩心测定方法和近混相驱区域划定的方法,为进一步深化CO_2近混相驱油机理的认识及YC油田CO_2矿场驱油方案的设计提供了参考。     

延长油田致密油藏注水吞吐机理及应用

为探索致密油藏采收率提高方法,解决该类油藏能量补充困难问题,以延长油田南部地区长₈储层为研究对象,开展长岩心室内吞吐实验,结合核磁共振测试,分析了注水吞吐作用机理及主控因素。结果表明：相同开发条件下,回采速度越低采出程度越高,憋压时间和压力存在最佳值,吞吐周期建议开展3次;渗吸作用是注水吞吐的主要机理,致密岩心自发渗吸驱油效率平均为15.61%。以王平X井为例,初期日产油为14.6t/d,衰竭开采12个月日产油降为3.9t/d,注水1630m³,闷井15d后开井,日产油为13.3t/d。注水吞吐技术在致密油藏能量补充、提高单井产量方面效果显著。该项研究为类似油藏注水吞吐开发提供了借鉴。     

大直径电缆井壁取心仪岩心分隔片机构设计

现有的大直径井壁取心仪在取心过程中只使用井深参数定位岩心,无法明确区分取心岩层与岩心的对应关系。在新型大直径井壁取心仪研制过程中,设计了岩心分隔片机构,在钻取岩心过程中加入隔片,可以与深度参数一起区分岩心在目的层的具体位置,为后期岩心分析、储层分析提供可靠数据。岩心分隔片机构采用液压力驱动导板,导板带动隔片进入隔片舱,实现区分岩心的目的。该机构设计了不同性能的弹簧,可以加入30个或60个隔片。地面试验证明,该机构能完成隔片加入功能,性能可靠,对大直径井壁取心仪器的推广具有重要意义。     

高温液压旋转井壁取心仪的研制与应用

为解决勘探井获取深地层岩心困难的问题,研制了一种最高工作温度达205℃、具有高可靠性的液压旋转井壁取心仪。该取心仪由地面系统、控制采集短节和机械液压节组成,并采用一体式保温瓶技术、被动式热管理技术和解卡技术,提高了取心仪的耐温性和工程安全性。通过模拟仿真和地面测试,验证了这些关键技术的功能。现场试验结果表明,该取心仪可在189℃高温高压环境、钻井液相对密度和地层压差较大的探井正常作业,平均岩心收获率大于90%,且具有耐高温、防压差卡钻、取心时效和岩心收获率高的特点,尤其是对存在扩径、缩径和井壁垮塌等问题的井段具有良好的适应能力和较高的安全可靠性。     

环氧树脂胶结人造砂岩单轴力学性质研究

人造砂岩以其易于获取和性质可控的特点,在石油、岩土工程等领域具有广泛的运用。然而,人造岩心的力学性质与天然岩心之间仍然存在一定的差异。为研究环氧树脂胶结人造砂岩的力学性质,分别使用3种不同的环氧固化体系进行人造岩心的制备。通过对不同固化体系胶结岩心的单轴应力—应变曲线和破坏形式的对比,研究了固化体系对岩心力学性质的影响。通过改变固化剂比例、固化时间和促进剂含量,分析了影响脂环族环氧树脂胶结岩心脆性的主导因素。针对环氧树脂的老化问题,进行了岩心浸泡流体后的强度测试,研究了环氧树脂胶结人造岩心力学性质对流体的敏感性。结果表明：环氧固化物的力学性质与环氧树脂及固化剂的类型和结构有关,不同环氧固化体系胶结的人造岩心力学性质差异较大;使用脂环族环氧树脂胶结的人造岩心其脆性相对更好,岩心破坏后应变软化迅速,表面可见明显的破坏倾角;促进剂对脂环族环氧树脂胶结岩心的脆性和强度有较大影响,促进剂含量低会导致岩心塑性太强,含量过高则导致岩心强度下降,以DMP-30作促进剂时用量3%到5%较为合适;岩心强度对水和矿物油均有不同程度的敏感性,其中水对强度的弱化作用较为显著,泡水2 h可导致50%左右的强度损失...     

塔河油田高压注氮气对沥青质沉积的影响

针对塔河油田注N_2提高采收率中可能发生沥青质沉积伤害储层的问题,通过注气相态分析和黏度测试分析了注N_2对原油组分、性质的影响,采用岩心驱替装置通过注气吞吐沥青质沉积实验研究了注N_2对储层渗透率的影响,以裂缝性岩心缝宽为指标评价了沥青质沉积对储层的伤害程度,提出了减少沥青质沉积的措施。研究结果表明,注N_2吞吐会破坏原油的原有平衡状态,使油中重质组分含量增加,轻质组分减小,原油黏度增大;注气轮次、裂缝宽度和生产井井底流压均会影响沥青质的沉积程度,井底流压高于饱和压力时沥青沉降情况不明显,井底流压低于饱和压力时沥青质沉积程度增大。在现场注气生产中应保持合理的生产压差预防沥青质沉积,选择合适的化学解堵剂有效解除沥青质堵塞。     

不同孔隙类型礁灰岩模型微观水驱渗流实验

为了更好地了解礁灰岩储层中的流体在微观渗流过程中的渗流规律和分布特征,文中以流花油田D5P1井为例,利用礁灰岩岩心制作了岩心薄片模型,采用可视化技术微观模拟水驱油过程,并选取具有代表性的4种孔隙类型进行对比分析研究。实验观察发现,裂缝方向与微观流体渗流和剩余油的分布密切相关,孔洞的存在有利于提高岩心采收率,在驱替结束时基质中普遍存在大量的剩余油。这些发现为该油田下一步进行注水开发提供了参考依据。     

基于CT图像的孔隙结构参数提取算法改进

对岩石三维复杂孔隙结构进行定量表征最新的方法是基于三维数字岩心,通过提取微观孔隙空间的孔隙网络模型进行定量表征。目前常用的方法是最大球算法,但该算法确定的孔隙长度偏大而喉道长度偏小,间接影响其他孔隙和喉道参数的确定。针对遇到的问题,在最大球算法的基础上通过引入图形几何变换和判别分析2项关键算法,实现了孔隙、喉道的合理划分,准确提取岩石的孔径分布。与核磁共振T2谱转换的岩石孔径分布对比表明,改进的最大球算法能够准确地提取岩石的孔径分布。