裂缝贯穿程度对致密砂岩应力敏感性影响研究

致密砂岩气藏开采过程中,裂缝贯穿程度直接影响储层渗透率和流体渗流规律,从而影响产量的高低。为了研究裂缝贯穿程度对致密砂岩应力敏感性的影响规律,使用安鹏深层储层岩心,以陶粒为支撑剂,进行了应力敏感实验。结果表明:随着围压上升,裂缝未贯穿岩心渗透率变化幅度最小,孔隙型岩心次之,裂缝贯穿岩心渗透率变化最大;孔隙型岩心临界压力较小,而裂缝贯穿岩心较大;孔隙型岩心和裂缝贯穿岩心应力敏感损害率较高,且裂缝贯穿岩心加砂后不可逆应力敏感损害率明显高于孔隙型岩心的损害率;而未贯穿岩心无论是否加砂,其应力敏感损害率均较小。因此在生产过程中,根据储层裂缝贯穿程度,确定合理的应力波动范围,以避免应力敏感损害储层渗透率。同时,应考虑应力对填砂裂缝渗透率的损害。

深层页岩伊利石孔隙中甲烷吸附相密度特征

页岩纳米孔隙中超临界甲烷的吸附相密度特征是明确页岩真实含气量的基础。基于伊利石纳米孔隙中甲烷吸附相的分子模拟数据,在温度333.15~423.15 K和压力0~90 MPa区间内,分别利用Langmuir三元模型法、过剩吸附曲线截距法、密度剖面积分法计算了甲烷吸附相的密度和绝对吸附量,分析温度、压力和孔径对甲烷吸附相的影响规律,系统检验甲烷吸附相密度计算方法的合理性。研究表明:1)温度的升高减弱了甲烷受到的孔壁吸引作用,降低了甲烷吸附相的密度和绝对吸附量;2)甲烷吸附相的密度和绝对吸附量随压力增大而增加,深层页岩中地层高压对甲烷吸附相的密度和绝对吸附量仍有重要影响;3)受甲烷吸附相扩展和孔壁耦合吸引作用影响,甲烷在2 nm和4 nm孔隙中的吸附相密度和绝对吸附量更大;4)基于分子模拟的积分法适用于深层页岩纳米孔隙中甲烷吸附相密度的确定和绝对吸附量的校正。研究结果对页岩气储量准确评价具有重要意义。

页岩储层原油赋存特征及CO_(2)-原油竞争吸附机制分子动力学

针对页岩油赋存状态特殊及CO_(2)提高采收率机制复杂等问题,依据Bakken页岩油藏原油组分及储层岩石成分,采用分子动力学方法建立原油组分及岩石壁面模型,模拟页岩储层原油赋存特征及CO_(2)-原油竞争吸附过程,分析不同原油组分的赋存特征以及原油组分、壁面润湿性、岩石成分对CO_(2)-原油竞争吸附的影响。结果表明:相对分子质量越小、分子结构越简单、分子间作用力越小,油膜浓度越高,分层越明显;分子间作用力对油分子运动能力起主导作用进而影响赋存特征;CO_(2)对油膜组分为n-C_(5)、n-C_(12)、n-C_(20)、吡啶、苯酚、丙硫醇的剥离程度分别为55.29%、23.05%、7.82%、31.36%、20.21%、35.32%;油湿壁面上CO_(2)对原油的剥离程度为30.50%,小于水湿壁面;不同壁面上的竞争吸附效果由好到坏依次为石英(55.29%)、高岭石(34.71%)、干酪根(26.60%);CO_(2)与纳米孔隙内页岩油作用过程分为3个阶段,CO_(2)溶解扩散、萃取原油阶段,CO_(2)与原油竞争吸附阶段,CO_(2)封存、油膜推离阶段。

储气库干化盐析效应量化表征及干化扩展范围预测方法

储气库注采过程中存在近井地带干化盐析的问题,不仅影响储气库的注采能力,甚至影响储气库稳定运行及运行年限。文中基于BL经典分流理论及气水渗流规律,建立了储气库干化盐析效应量化表征数学模型及盐堵损伤量化评估方法,解决了储气库干化问题关键参数的量化表征及干化扩展范围的预测难题。研究结果表明:理论推导的盐饱和度、盐析出量是评估储层盐堵的重要表征参数,与储层温压条件、流体性质及气水相对渗透率等有密切的关系;储气库注采循环过程会导致干化扩展范围逐渐由近井向远井发展,仅依靠注入端短时间注水来解除近井堵塞,可能无法有效恢复地层孔隙度、渗透率及天然气注采能力;基于文中建立的数学模型得到的研究结论与前人实验研究结论具有较好的一致性。文中研究成果不仅具有较好的现场应用价值,而且对干化盐析现象的理论研究以及干化盐析机理的认识具有指导意义。

井楼八区H3Ⅳ5~3层合理注水强度评估

注水开发是油田最常用的提高原油采收率的方法之一,而合理注水强度是油田注水开发方案中最为重要的一个指标参数。井楼八区H3Ⅳ53层采取注水开发已有二十多年,已达到中高含水期开发阶段,通过分析当前H3Ⅳ53层储层状况、注水状况,综合比较各类注合理水强度计算方法,划分当前注水强度等级,预测并校核合理注水强度,进而提出相应注水政策,以便达到提高H3Ⅳ53层采收率、维持该层高产稳产的最终目的。

助溶剂对二氧化碳置换页岩油及碳封存的影响

利用分子动力学方法建立了3种孔隙尺寸的复合壁面纳米孔隙/无机纳米孔隙、3种页岩油体系、5种CO_(2)+助溶剂复合体系及纯CO_(2)体系,模拟了页岩纳米孔隙中CO_(2)+助溶剂对页岩油的置换及封存过程,分析了置换与封存的影响因素。研究表明:石英壁面对页岩油的吸引作用随羟基化程度增大而增强,石英羟基化程度越高,页岩油中极性组分的开采难度越大。纳米孔隙孔径对页岩油置换效率也有较大影响,孔径越大,页岩油置换效率越高。助溶剂分子与页岩油极性越接近,越有利于CO_(2)与页岩油互溶,加入强极性助溶剂时页岩油中非极性组分越多,越不利于CO_(2)与页岩油互溶。乙酸乙酯对极性相对较强的页岩油剥离效果较好,二甲醚则对极性相对较弱的页岩油剥离效果较好。干酪根具有较强的吸附性能,对CO_(2)具有更强的吸附能力,CO_(2)进入干酪根后不易发生扩散泄漏,碳封存稳定性好。二甲醚作为助溶剂时,CO_(2)的封存率最高,乙酸乙酯作为助溶剂时,封存稳定性最好。

厚层碳酸盐岩油藏流动单元划分——以中东MF油藏为例

利用岩石组构法(RFN)、孔隙几何形状法(R35)、流动带指标法(FZI)、水体积法(BVW)和修正的地层洛伦兹图版法(SMLP)对厚层碳酸盐岩油藏MF的流动单元进行定量划分。结果表明:RFN法识别的Ⅰ类流动单元可信度较高; R35法对Ⅰ、Ⅱ、Ⅳ类流动单元的聚类效果明显; FZI法对Ⅲ、Ⅳ类流动单元的分类效果较好; SMLP法适合划分不同类型流动单元边界,同时也可以识别出高速流动区和隔挡层。综合使用上述几种方法,可以有效避免方法自身缺陷和数据异常造成的流动单元划分不准确。

厚层碳酸盐岩油藏宏观物理模拟实验研究

以中东Missan油田的厚层碳酸盐岩油藏BU为原型,根据相似理论,利用人造碳酸盐岩岩心模拟目标油藏储层,设计与目标油藏典型单元相似、尺寸为80 cm×80 cm×10.7 cm的宏观物理模型,用于研究厚层碳酸盐岩油藏的水驱规律和水淹模式,对比不同井网井型的开发效果.水驱实验结果表明:厚层碳酸盐岩油藏水驱规律主要受纵向非均质性和重力的影响,呈现双峰状和单峰状特征.水淹模式为:注入水在近注水井区域沿纵向运移到高渗透层并沿高渗透层向前突进;远离注水井区域后上部突进的注入水在重力作用下向下运移,然后沿下部高渗透层突进并率先突破到生产井井底,形成次生底水;最后次生底水向上托进,导致油井水淹.遵循上述水淹模式,剩余油主要分布在远离注水井的上部层位;水平井加密井网较其他井网对上部层位储量控制程度更高,因此拥有更高的采收率和开发效率.

微裂缝各向异性相对渗透率实验

微裂缝会导致储层渗透率出现各向异性,但目前人们的认识仅局限于微裂缝对储层绝对渗透率的影响上。为研究微裂缝对油水两相渗流的影响,利用人造微裂缝岩心进行油水两相相对渗透率对比实验。研究结果表明,微裂缝对相对渗透率曲线形态影响很大。造缝后平行裂缝面方向岩心油、水相对渗透率分别下降和上升较快,等渗点水相饱和度减小,对应的相对渗透率增大,残余油饱和度明显增大,两相渗流区变窄,最终驱替效率降低;垂直裂缝面方向的相对渗透率受微裂缝影响较小,与基质相渗曲线形态更为接近,即微裂缝会导致基质的相对渗透率具有各向异性特征;闭合微裂缝也会对相对渗透率曲线形态产生影响,主要体现在闭合微裂缝主方向水相相对渗透率上升较快,两相总导流能力较大。