基质裂缝耦合下的致密油/页岩油动态渗流实验

基于核磁共振和CT扫描技术建立了动态驱渗结合的物理模拟实验方法,分析了致密油/页岩油动态渗吸微观孔喉动用机制及影响动态渗吸开发效果的因素,模拟了致密油/页岩油压裂—焖井—返排—开采一体化的动态渗流过程,明确了不同开发阶段的生产动态特征及对采出程度的贡献。研究表明:致密油/页岩油储层的渗流可分为大孔隙与裂缝间驱替快速产出的强驱替弱渗吸、小孔隙逆向渗吸缓慢采出的弱驱替强渗吸、动态平衡时的弱驱替弱渗吸3个阶段。驱替压力越大,驱替采出程度越高,渗吸采出程度越低,但驱替压力过大注入水易突破前缘,降低采出程度。渗透率越高,渗吸、驱替采出程度越大,渗吸平衡时间越短,最终采出率越高。裂缝可有效加大基质与水的渗吸接触面积,降低油水渗流阻力,促进基质、裂缝间的油水置换,提高基质排油速度和采收率。压裂后进行焖井有利于流体的渗吸置换与增能蓄能,有效利用返排液的携带、开采阶段的排驱置换作用是提高采收率的关键。

夹层型页岩油储层CO_(2)驱替特征——以鄂尔多斯盆地长7页岩为例

针对鄂尔多斯盆地长7夹层型页岩油储层动用困难的问题,利用一维、二维核磁共振技术评价方法,从微观角度对页岩油注CO_(2)驱替特征进行研究。结果表明:随着驱替流量的增加,驱油效率增大,中孔与大孔驱油效率贡献也增大,绝对驱油贡献率均在60%以上;增大驱替流量可以显著提高基质渗透率较小的岩样驱油效率;岩样赋存状态以游离油为主,饱和原油后体积分数为40.51%~62.40%,驱替过程中游离油相对驱替体积分数在50%以上;随着驱替流量的增大,游离油/吸附油相对驱替体积分数减小;干样渗透率越大,渗透率随驱替流量的增长速率也越大。研究成果为页岩油有效开发提供理论依据。

页岩(致密)油藏注CO_(2)吞吐作用距离实验

为了明确页岩(致密)油藏注CO_(2)吞吐开发效果,基于松辽盆地、鄂尔多斯盆地的14块页岩(致密)岩样开展了室内CO_(2)吞吐实验,结合核磁共振技术,获得岩样吞吐不同阶段的T2谱;通过分析不同状态下岩心内油的T2谱变化,获得CO_(2)吞吐采出程度与吞吐时间的关系,确定岩心注CO_(2)单位吞吐距离所需时间,并结合现场计算储层注CO_(2)吞吐的有效作用距离。结果表明:随渗透率的降低,注CO_(2)吞吐单位距离所需时间有明显增大的趋势;鄂尔多斯盆地岩心单位吞吐距离所需时间与渗透率时间呈对数关系,6块夹层型岩心平均吞吐作用距离1.19 cm所需时间为1.80 h;松辽盆地A区块纯页岩型岩心平均吞吐距离为1.250 cm,所需时间为39.00 h,远高于松辽盆地A区块致密油岩心的2.06 h;松辽盆地B区块纯页岩型页岩岩心平均吞吐距离为1.24 cm,所需时间为1.76 h;鄂尔多斯盆地页岩油藏在注CO_(2)吞吐开发一个月内,有效作用距离最高可达6.55 m,远高于松辽盆地纯页岩型油藏的0.50 m。研究成果为致密油藏储层物性评价及开发效果改善提供参考依据。

松辽盆地页岩油藏可动油特征研究

针对松辽盆地青山口组一段页岩油藏19块岩样,开展高速离心和核磁共振实验,建立储层可动油评价方法,揭示目标页岩油藏可动油特征;结合高压压汞实验和扫描电镜实验,从孔隙结构角度分析目标油藏可动油特征的原因。结果表明:随着渗透率降低,实验岩心T 2谱右峰比例减少,可动油变少。区块一岩心可动油百分数平均17.88%,区块二岩心可动油百分数平均14.56%;不同渗透率岩心均含有一定量微米级渗流通道,两区块岩心中微米喉/缝控制的可动油分别为9.34%和5.7%;0.10~1.0μm喉道控制的可动油比例较低,区块一平均为4.05%,区块二平均为3.22%;小于0.1μm喉道控制的可动油比例区块一为4.49%,区块二为5.64%。区块一大于1.0μm喉道控制的可动油比区块二更高,区块二小于0.1μm喉道控制的可动油比例较高。高压压汞表明,目标页岩油储层有一定比例较大喉道发育,但基质喉道总体非常小,主要喉道分布在5~30 nm,6块岩心平均喉道半径为30 nm,储层喉道分布和可动油分布有很好的一致性,喉道分布特征决定了可动油的分布特征。扫描电镜结果表明:目标页岩油藏基质致密、喉道小,多数孔隙呈孤立状,部分储层发育裂缝隙、间裂缝等微裂缝,非均质性强;储层发育一定比例微裂缝,因此离心力较小时能驱出一定量的原油,但储层基质整体致密,喉道小,导致其总可动油比例较低。

吉木萨尔页岩油注气相态物性变化特征实验研究

为探索不同注入气体对页岩油的相态行为及物性变化特征,综合利用高温高压PVT物理模拟实验系统及气相色谱,开展了减氧空气(含氧量10%)、空气、CO_(2)的注气膨胀实验研究,通过实时监测不同油气体系相态行为的变化情况,分析了不同注入气对地层油体系饱和压力、膨胀系数、黏度和密度等物性参数的影响。结果表明,不同注入气体对于地层油的相态行为及物性影响存在显著差异。向页岩储层注入空气,可与原油接触,发生低温氧化反应,空气含氧量越高低温氧化作用越强,越有助于气相溶解至油相中,体系饱和压力越低;注入CO_(2)时,易与原油产生较好的混相作用进而可增强气体的溶解性。受限于较高的溶解饱和压力,高含氧量空气与减氧空气的膨胀系数相差不大,但高含氧量空气的降黏效果较明显,CO_(2)可在压差和扩散作用下进入原油内部,抽提萃取强度更大,膨胀降黏效果最好。高含氧量空气与原油接触时,可产生质量交换,使得轻质组分萃取至气相中,加速重质组分占比升高,原油密度逐渐增大。CO_(2)对于低碳组分的强抽提作用可促使原油轻质组分向重质组分转化,进而导致原油密度上升的幅度更大,注CO_(2)开发有望成为页岩油提高采收率并兼顾埋存的有效途径。该研究成果可为页岩储层注气的高效开发提供借鉴。

低渗透油田储层综合评价方法

根据低渗透储层特点,利用恒速压汞、核磁共振、低渗透渗流理论和物理模拟实验研究手段,将喉道半径、可动流体百分数、启动压力梯度、有效驱动因子4个参数作为低渗透油储量的评价指标,建立了与之对应的分级评价方法和分级界限。同时以丰度、有效厚度、喉道半径、可动流体比率、启动压力梯度和有效驱动因子6个参数作为低渗透油田储量综合评价指标建立了评价新方法。该方法成功地应用于大庆油田外围低渗透储层评价,为低渗透储层的合理开发提供了理论依据。

榆树林油田CO_(2)驱油矿场试验的思考与认识

榆树林油田主产层平均孔隙度11%,平均空气渗透率0.81~1.06 mD,为特低渗储层,经过近16年CO_(2)驱油矿场试验取得了较好效果。为了促进碳捕集、利用与封存(Carbon Capture, Utilization and Storage, CCUS)规模化应用,利用室内物理模拟实验和开发生产数据,对影响注气开发效果的混相压力、人工压裂和多层开发方面采取的应对措施进行了分析研究。结果表明:制定的“提压力、促混相”的开发方针可扩大局部混相区域和提高非混相区域混相能力,改善CO_(2)非混相驱开发效果;通过超前注气,注入量达到0.02~0.03 HCPV之后采油井再射孔投产,可以使1 mD左右特低渗储层不压裂就实现压裂井水驱开发相当的采油强度,优选压裂井、层和参数可实现油井引效、稳产和增产;多层砂岩油田开发,应以射主力层为主,先射渗透率相近且渗透率较低层,射开层数控制在2~3层,有利于减少无效注气,加强分注井管理、不断优化分注参数有利于提高分注效果。研究结果为CO_(2)非混相驱油矿场实践及相关开发策略制定提供了参考。

致密储集层渗吸影响因素分析与渗吸作用效果评价

为了探索如何有效发挥裂缝与基质之间的渗吸作用、提高致密储集层开发效果,采用高压大模型物理模拟系统和核磁共振等技术,建立了不同尺度岩心渗吸物理模拟实验方法,研究了致密储集层渗吸过程的影响因素,并构建了水驱油时渗吸作用的定量评价方法。研究表明:逆向渗吸过程中,渗透率越低,油滴析出越晚,渗吸平衡时间越长,采出程度越低;裂缝可有效扩大致密基质与水接触的渗吸面积和渗吸前缘的范围,减小油排出的阻力,提高渗吸速度和采出程度;岩石越亲水,岩样的渗吸速度和采出程度越高。顺向渗吸过程中,渗透率越低,渗吸作用越明显;驱替采出程度与渗透率呈正相关,而渗吸采出程度与渗透率呈负相关。注水吞吐的渗吸距离要大于单纯的逆向渗吸距离,渗透率和注入倍数越大,渗吸距离越大。致密储集层大规模体积压裂与改变储集层润湿性、注水吞吐相结合有利于提高致密储集层的渗吸效果。

特低渗透油藏非线性渗流数值模拟

中国石油探明储量和未动用储量中特低渗透储量占很大的比例,迫切需要对特低渗透多孔介质中非线性渗流规律进行深入研究。根据特低渗透油田储集层岩心特征和流体渗流特征,建立了特低渗透油藏流体渗流的非线性渗流模型,依此建立了特低渗透油藏非线性渗流数值模拟的数学模型,并研制了相应的特低渗透油藏数值模拟软件。利用所研制的特低渗透油藏数值模拟软件,对榆树林特低渗透油田树322区块进行数值模拟计算,研究表明:拟线性渗流只发生在井口附近的局部小区域内,而在地层内部相当大的区域内是非线性渗流,非线性渗流占据了地层渗流的主导地位。因此,考虑非线性渗流比以往只考虑线性渗流以及考虑拟启动压力梯度的方法更适合特低渗透油田。

火山岩气藏不同岩性核磁共振实验研究

利用核磁共振技术,并结合离心实验,确定出可动用流体对应的下限离心力为2.76MPa;由毛管力原理,计算出可动用喉道半径下限为0.05μm,确定了火山岩储层可动用下限实验标准。研究结果表明:火山岩储层不同岩性可动流体驰豫时间(T2)截止值与渗透率的关系与砂岩可动流体T2截止值的变化规律不同。火山岩岩样的可动流体T2截止值随渗透率增大而减小,并与裂缝发育程度相关。不同岩性可动流体T2截止值由大到小依次为流纹岩、熔结凝灰岩、晶屑凝灰岩、角砾熔岩、火山角砾岩。不同岩性火山岩储层岩样的可动流体百分数总体而言随渗透率的增大而增大,束缚水饱和度随渗透率的增大而减小。

低渗/致密油藏分段压裂水平井渗流特征的物理模拟及数值模拟

为了研究低渗/致密油藏分段压裂水平井的开采机理和渗流规律,通过建造高压仓、密封和改进多通道电阻率测量方法,研发了大型露头岩样高压物理模拟实验系统。通过分段压裂水平井物理模型的岩样筛选、模型的制作和封装、模型抽真空饱和以及有效驱动的物理模拟评价等方法的研究,建立了分段压裂水平井物理模拟实验方法。进一步结合低渗/致密油藏非线性渗流油藏数值模拟软件研究了低渗/致密油藏分段压裂水平井渗流规律。研究结果表明:在相同驱替压差下,分段压裂水平井的压力梯度值要比普通水平井的压力梯度值高,且随着压裂裂缝半缝长的增加,压力梯度值也增加;当水平井水平段长度一定时,储层渗透率越低,分段压裂水平井的最佳分段数越多;当储层渗透率一定时,水平井水平段长度越长,水平井压裂的最佳段数也越多,最佳裂缝半缝长反而呈现减小的趋势;对于低渗/致密油藏分段压裂水平井开采来说,对产量最为敏感的是压裂段数,其次是裂缝半缝长,而裂缝导流能力最为不敏感。

低渗透含水气藏储层评价参数研究

利用恒速压汞、核磁共振和低渗透物理模拟实验研究手段,研究了低渗透含水气藏特点,将喉道半径、束缚水饱和度和临界压力梯度这3个重要参数作为低渗透率含水气藏储层评价的指标参数。研究结果表明:对于不同渗透率的低渗透气藏岩心,其孔道半径基本相同,而喉道半径不同。渗透率与束缚水饱和度有很好的相关关系,在不同的气驱水过程中,其束缚水饱和度是可变的。在含水饱和度很小时,气体渗流符合达西规律;当含水饱和度达到一定值时,气体渗流表现为非线性渗流特性,存在临界拟压力梯度或临界压力梯度。这三个参数不仅对计算低渗透率含水气藏的天然气可采储量有重要作用,而且也对低渗透率气藏渗流规律的研究和气田开发方案设计有重要意义。

特低渗透油藏可动流体百分数参数及其应用

针对特低渗透油藏特点,阐述了可动流体百分数参数的概念、测试原理及在特低渗透储层评价中的意义,分析了可动流体百分数与渗透率和驱油效率的关系,研究了特低渗透岩心在不同围压下可动流体百分数的变化规律,并对不同特低渗透开发区块进行可动流体百分数测试.研究结果表明:可动流体百分数是评价储层渗流能力及开发潜力的一个重要物性参数,可用可动流体百分数预测特低渗透油藏开发效果.对于特低渗油藏,可动流体百分数是一个比孔隙度和渗透率更能表征储层渗透率的参数.不同的围压,其可动流体百分数和束缚水饱和度是不同的.并对不同特低渗透开发区块进行了可动流体百分数测试.测试结果表明,用可动流体百分数预测特低渗透储层开发效果与油田现场实际开发效果一致,也验证了可动流体百分数概念的可行性.

气井压后稳态产能公式和压裂数值模拟研究

低渗气藏在已探明的天然气地质储量中占有相当大的比重。但低渗气藏的低产特征 ,使得这类气藏往往难以直接获得商业性开发利用 ,只有通过储层压裂改造才能达到经济开发要求。文章根据气井压后流体渗流流动规律的变化 ,利用气藏的渗流理论 ,推导出气井压后稳态产能公式 ;并利用油藏数值模拟的方法 ,系统地分析了压裂缝长、导流能力、有效渗透率、有效厚度等对塔巴庙区块压裂初期产量大小和压后产量变化的影响 ,得到塔巴庙区块低渗气藏压裂井筛选原则和压裂设计参数。在做压裂选井时 ,应选择有效渗透率和有效厚度都较大的井进行压裂 ;在压裂设计时 ,应优选出合理的裂缝导流能力和裂缝缝长 ,从而为低渗气藏的高效开发提供科学决策。

用核磁共振技术测量低渗含水气藏中的束缚水饱和度

低渗含水气藏的探明储量越来越多,急需开发。这类气藏具有低孔隙度、低渗透率和高含水饱和度等特点。鉴于当前测试束缚水饱和度方法存在较多问题,利用核磁共振技术研究了苏里格低渗气藏的束缚水饱和度及其在不同气驱条件下岩心的束缚水饱和度的变化情况。研究结果表明:渗透率与束缚水饱和度有很好的相关关系,渗透率越低,其束缚水饱和度越高,含气饱和度也越低,可以用束缚水饱和度来表征低渗气藏开发潜力特征;在不同的气驱水过程中,其束缚水饱和度是变化的。该研究成果为低渗含水气藏的储量计算和合理高效开发提供科学的决策依据。

致密油藏混合润湿性测试新方法及其应用

致密油储层矿物成分的复杂性和分布的随机性决定了岩石孔隙表面的润湿性是不均匀的。将致密油藏物理模拟实验方法和核磁共振技术相结合,提出了致密油藏混合润湿性测试新方法。在此基础上,确定出混合润湿指数的分类界限,探讨了致密油藏岩心原始润湿性测量方法。研究表明:致密油岩心经过洗油后,所测试的混合润湿指数大多数位于0~0.4,处于弱亲水;而未洗油的新鲜岩样,同一块致密油岩心所测试初始状态下的混合润湿指数要大于原始状态下的混合润湿指数;所测试的致密油岩心在原始地层条件下大部分呈弱亲油,少部分呈弱亲水。这种测试新方法可以对致密油藏有效开发提供可靠的技术参数。

注入水中的悬浮颗粒对特低渗透油藏开发效果的影响

在特低渗透油田注水开发过程中 ,注入水中的悬浮颗粒会伤害油层的渗透率 ,导致注水井的吸水能力降低和油井产能下降 ,影响开发效果。采用物理实验和油藏工程的方法 ,研究注入水中的悬浮颗粒对特低渗透油藏的注入压力、地层渗透率和产能的影响 ,得到的结论是 :岩心渗透率越低 ,注入水的注入压力与地层水的注入压力之差越大 ;在渗透率相同的情况下 ,滤膜孔径越小 ,注入水渗流阻力越低 ;处理注入水的筛网尺寸越大 ,油层渗透率伤害越大 ,特低渗透油藏的产量和极限供油半径越小。图 3参 3 (杨正明摘 )

致密砂岩油藏流体赋存特征及有效动用研究

利用核磁共振和离心仪,研究了不同渗透率致密岩芯流体的赋存特征。研究表明:致密油藏流体可流动的喉道半径下限值为0.05μm;岩芯中纳米级喉道所控制的流体百分数随着岩芯渗透率降低而急剧上升,而纳米级喉道所控制的可动流体体积随渗透率的减小呈逐渐增加趋势;微米级喉道所控制的流体和可动流体百分数随岩芯渗透率降低而急剧下降,亚微米级喉道所控制的流体和可动流体百分数随岩芯渗透率降低而先增加后减小,呈抛物线变化趋势。在此基础上,利用油藏数值模拟方法,通过研究分段压裂水平井不同井型组合不同开采方式对致密油藏有效动用的影响,得到分段压裂水平井采用注CO_2补充能量开发效果最好,采用注水补充能量开发效果一般,衰竭开采的效果最差。

特低渗透油田相对渗透率曲线测试新方法

以华北油田特低渗透岩样为例,利用低磁场核磁共振仪,并依据低渗透物理模拟实验,建立了特低渗透油田相对渗透率曲线测试新方法。并对不同渗透率条件下T2几何均值与驱油效率的关系研究表明,与常规相对渗透率曲线测试方法相比,特低渗透油田相对渗透率曲线新测试方法能比较准确地测试了束缚水饱和度和残余油饱和度。渗透率与T2几何均值、渗吸效率、驱替效率和总的驱油效率的相关关系较差,T2几何均值与可动流体百分数、渗吸效率、驱替效率和总的驱油效率有很好的相关性。

致密油藏分段压裂水平井注二氧化碳吞吐物理模拟

通过建立大模型多点升温和测量方法与CO2吞吐回压控制及测量实验方法,研发了大型露头致密岩样分段压裂水平井注CO2吞吐物理模拟实验系统;通过建立饱和含气模拟油的物理模拟实验方法和大模型抽真空饱和水的物理模拟实验方法,创建了分段压裂水平井注CO2吞吐物理模拟实验方法。在此基础上,针对中国致密油藏储层特性,进行了致密油藏分段压裂水平井注CO2吞吐方式的探索研究。研究结果表明:分段压裂水平井注CO2吞吐物理模拟实验方法能够较好地描述注入CO2在致密油藏分段压裂水平井吞吐的渗流动态,CO2吞吐开发方式能够有效地提高致密油藏的动用程度。在模拟的区块中,CO2吞吐后的最终采出程度要比弹性驱的采出程度高12.5%,该研究成果将对致密油藏的有效开发提供一定技术支持。