致密油储层边界层影响因素及渗透率下限实验

致密油储层渗透率极低,孔喉结构复杂,半径较小,边界层的存在都会进一步增大渗流阻力,对储层渗流影响较大。为了研究致密储层边界层的影响因素,首次采用N2驱替的实验方法,分析了压力梯度、孔喉半径和渗透率与边界层的关系。研究结果表明:随着压力梯度和渗透率的增大,边界层厚度和边界层厚度占用率均呈幂率递减,对储层渗流影响也逐渐减弱;随着孔喉半径的减小,边界层厚度先增后减,存在一个极大值,但随着边界层厚度占用率逐渐增大,对储层渗流影响也逐渐增强;通过拟合,得到不同压力梯度下的渗透率下限值及经验公式,压力梯度越大,渗透率下限值越低。通过该研究,加深了对致密性储层边界层影响因素和渗透率下限的认识,为改善边界层对致密储层渗流影响、确定合理的生产压差提供了理论依据。

致密性储层物性特征及启动压力梯度规律研究——以新疆吉木萨尔盆地芦草沟组为例

新疆吉木萨尔盆地芦草沟组是近年开发的致密储层,储层的基础物性特征及启动压力梯度资料十分匮乏,需要进行深入研究。通过铸体薄片技术、常规压汞法、氦孔隙计法、压差-流量法等技术手段对该致密储层岩样的孔隙特性、粒度、渗透率、润湿性等物性及启动压力梯度进行了研究。结果表明:该致密储层岩石主要由颗粒半径小于0.06 mm的砂岩、粉晶云岩等组成;孔隙类型以晶间孔、粒内溶孔为主,同时含有少量的剩余粒间孔和收缩缝。储层储集空间主要是纳米级的孔喉,79%的孔隙度小于10%,82%气测渗透率小于0.1×10^(-3)μm^2,属于低孔、超低渗致密储层。润湿性以中性湿为主;压力梯度测试表明该致密储层具有较高的启动压力梯度,且与渗透率呈良好的幂率关系。通过上述研究,对该致密储层的物性特征和启动压力梯度有了清楚的认识,为油田制定开发方案,确定合理的生产压差提供了理论支持。

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油储层氮气吞吐物理模拟实验研究

通过准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组室内岩心氮气吞吐物理模拟实验,分析吞吐周期、生产压力和渗透率对致密油储层吞吐效果的影响。结果表明:吞吐周期增加,周期采收率降低,吞吐效果变差;经过5个吞吐周期,累积采收率提高6.81%~13.88%,约为弹性衰竭采收率的2.5~3倍,但采收率提高主要在前3个吞吐周期;生产压力越低或渗透率越高,周期采收率和注气利用率越高,吞吐效果越好。根据实验结果认为,研究区氮气吞吐具有可行性,当储层渗透率较低时,应优先考虑采用压裂、酸化等措施改善储层渗透率,提高吞吐效果,但吞吐周期应控制在3个周期以内。

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组致密储层微观孔隙特征

为了认识准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油储层微观孔隙结构,采用铸体薄片、扫描电镜、恒速压汞以及微—纳米CT扫描技术,对准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组致密储层的储集空间类型、物性特征以及孔隙分布特征进行了研究。结果表明:芦草沟组致密储层孔隙类型主要分为晶间孔、溶孔、微裂缝3类;岩石颗粒直径主要为0.01~0.06 mm,粒度分布均匀、分选性好;储层孔隙度为5.45%,渗透率为0.064×10-3μm2;微米孔隙连通性好,主要孔隙半径为10~70μm,纳米孔隙连通性较差,主要孔隙半径为0.1~0.3μm;大孔隙占总孔隙数量的4%,但对总孔隙体积贡献率却高达69.5%。该研究成果可为芦草沟组致密油藏合理开发提供指导。

致密油储集层CO_2吞吐效果及影响因素分析——以新疆吉木萨尔凹陷芦草沟组为例

新疆致密油储集层衰竭式开发采收率低、剩余油含量高,储集层具有中等偏强的水敏性,注水难度大,增产效果差。为了提高衰竭开采后储集层采收率,开展了室内CO_2吞吐物理模拟实验,研究了吞吐周期、生产压力、渗透率等因素对吞吐效果的影响,同时通过核磁共振测试分析了出油孔径范围。结果表明:随吞吐周期增加,周期采收率和累计采收率增速降低,吞吐效果变差;生产压力越低,累计采收率越高;渗透率越高,生产气油比越低、周期采收率越高、吞吐效果越好。经过8个吞吐周期,累计采收率增加16%～34%,约为弹性采收率的5～8倍,其中前5周期起主要贡献,占累计提高采收率的83.0%～91.7%。大孔道中的原油较小孔道先采出,第1吞吐周期,大于50 ms对应的孔道产油量占总产出的49.00%～73.66%。随吞吐周期增加,10～50 ms、1～10 ms对应的孔道产油量逐渐占据主导地位。研究认为,该致密油储集层衰竭开采后,采用CO_2吞吐能显著提高采收率,但吞吐周期应控制在5个以内。

基于启动压力梯度的致密油藏非线性渗流模型

新疆吉木萨尔致密油储层具有较强的应力敏感性和启动压力梯度,目前的非线性渗流模型不能反映致密储层的渗流特征。因此,在室内岩心驱替物理模拟实验的基础上,建立了考虑启动压力梯度和应力敏感的致密油藏非线性渗流模型,并根据模型绘制出压力梯度利用率图版。结果表明,致密油藏启动压力梯度与渗透率呈对数变化关系;新模型的渗流特征曲线与油藏实际渗流特征曲线误差小于5.00%,能真实反映出油藏实际渗流特征;渗透率越高,压力梯度利用率(N)越高,压力损失越少;压力梯度增大,N呈对数形式增大。为提高致密油藏压力梯度有效利用率,应增大生产压差,同时采取酸化、压裂等措施改善储层渗透率。

新疆吉木萨尔凹陷致密油藏最小混相压力实验研究

最小混相压力是油田采取注CO2增产方式的重要参数之一,为了确定新疆吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油藏原油与CO2的最小混相压力,进行了室内细管实验和界面张力实验。结果表明,细管实验测得新疆致密油藏最小混相压力值为18.70 MPa,略大于界面张力实验测得最小混相压力值18.44 MPa,二者相差1.4%,均小于油藏压力43.00 MPa,因此在现有油藏条件下CO2与原油能实现混相;平衡压力越大,CO2溶于原油后界面张力降低越多,当系统平衡压力从0.73 MPa增大到28.46 MPa时,原油与CO2的界面张力值由22.62 mJ/m2降到1.83 mJ/m2;当平衡压力在0.73~13.33 MPa时,CO2在原油中的溶解占主导作用,当平衡压力在15.84~28.46 MPa时,CO2对原油中轻质组分的萃取占主导作用,且原油与CO2相互作用机制由CO2溶解度向CO2萃取轻质组分转变时的压力为13.67 MPa。通过实验研究,加深了对目标油藏最小混相压力及原油与CO2微观相互作用机理的认识,为目标油藏注CO2增产开发方案的制定提供理论支持。

致密储层弹性采收率规律及影响因素研究——以新疆吉木萨尔盆地芦草沟组为例

新疆吉木萨尔盆地芦草沟组致密储层埋藏深、压力系数高,属于异常高压油藏,地层具有较高的弹性能量,弹性开采潜力大。由于该储层开发较晚,弹性采收率规律及其影响因素资料十分匮乏,因此有必要进行深入的研究。采用室内岩心衰竭模拟的实验方法,对该地区的天然岩心进行研究,结果表明：随着时间的变化,压力变化分为以指数形式高速递减和近似线性低速递减两个区;井底压力越小,压力和流量的降落速度越块,压力梯度变化率和采出程度越大。弹性采收率与井底压力呈二次幂形式变化关系,最终采收率在2%～14%之间;随着渗透率的增大,弹性采收率呈指数形式增加,孔隙度越大,弹性采收率越大。通过研究,对该地区弹性采收率规律及影响因素有了一定的认识,为该致密储层弹性开采时,制定合理的开发方案、确定生产压差及采取合理的措施改善储层渗透率以提高弹性采收率提供了理论支持。

致密油储层基质块渗流特征

高效开发致密油藏需要分段多簇水平井体积压裂技术,以形成网络裂缝。压裂后的致密油藏为基质-裂缝双重孔隙介质,渗流过程复杂。由于缝网的复杂性及表述的困难性,导致产能模拟的不确定性。为此文中由易到难,先以一个基质块为研究对象,研究存在启动压力梯度的致密储层压裂后流体从基质块向裂缝的流动;再在一个基质块内建立考虑启动压力梯度的三维渗流模型,并给定不同的边界条件描述基质块衰竭开采的过程,利用有限差分方法建立隐式压力并求解模型。通过选取地质及流体参数进行实例计算,得到不同生产时间、不同启动压力梯度、不同基质块尺寸下的基质块压力分布、日产量、累计产量、可动用体积百分比、采收率等关系,定量地认识了一个基质块的渗流参数,为致密油储层渗流特征研究打下基础。

稠油油藏蒸汽吞吐助排开发方案优化研究

在稠油油藏蒸汽吞吐过程中加入有效的助排剂,能够扩大蒸汽的波及体积和对蒸汽的窜流进行调剖,解决吞吐开发过程中的地层能量下降和汽窜问题,改善吞吐的开发效果。以J油田D11区块为研究目标,开展了蒸汽吞吐助排开发方式的优化研究。首先,对实验选用发泡剂进行静态性能评价,证明其性能及适应性良好的基础上,开展了蒸汽混注不同流体的物理模拟实验,对拟定的助排方式进行了初步筛选。其次,通过数值模拟方法的优选和经济效益的评价分析,结果表明蒸汽+发泡剂的吞吐方案的增油量最多,经济效益最好,优选其为该区块的最优蒸汽吞吐助排方式。最后,对选定助排方式的注入参数进行了优化设计,分别得到最大增油量和最大经济效益下的蒸汽吞吐助排方案。

致密油藏CO_2吞吐数值模拟研究新进展

CO_2吞吐作为常规油藏的一种有效增产方式,在致密油藏中尚未普及。为研究CO_2吞吐在致密油藏的新特征,采用数值模拟的方法,对扩散系数、渗透率、储层非均质性及吞吐周期进行了研究。研究表明,CO_2扩散系数在致密油藏中不能忽略,扩散系数的大小影响了最终采收率。对于渗透率越低,储层非均质性越强的致密油藏,采用CO_2吞吐增油效果更加明显,而随着吞吐轮次增加,增油效果逐渐减弱。研究新进展对致密油藏优选CO_2吞吐增油措施具有一定参考价值。

致密油藏边界层厚度优化校正新方法

鉴于目前称重法测量边界层厚度的缺陷,建立了一种新方法,并测定了不同孔喉尺寸下的致密岩心在不同黏度、不同压力梯度条件下的边界层厚度。研究结果表明,在相同的孔喉半径和压力梯度下,流体黏度与边界层所占比例成线性关系,且黏度越大,边界层比例越大;在相同的黏度和压力梯度下,随着孔喉半径的增大,边界层比例迅速减小;在相同的黏度和孔喉半径下,随着压力梯度增大,边界层比例逐渐减小并趋于稳定。另外,通过绘制边界层厚度比例图版,分析黏度和驱替压力梯度对非线性渗流的影响,进一步证实边界层是导致致密油藏岩心出现非线性流动特征的本质原因。

致密油储层应力敏感性评价研究

针对致密油藏应力敏感性问题,采用非稳态和稳态渗透率测试方法,研究在围压一定,流压逐渐降低的过程中致密岩石气测渗透率的变化情况。研究结果表明:在流压降低的过程中,致密岩石渗透率损失率达到90%,存在强应力敏感性;对于同一岩样,不同流压下的非稳态渗透率比稳态渗透率小;有效围压小于20 MPa时,渗透率快速下降,当有效围压大于20 MPa时,渗透率下降速度逐渐减缓。

致密储油层敏感性实验研究

致密性储层埋藏深、渗透率特别低,受敏感性影响较大,研究致密性储层的敏感性对避免不合理的开采方式对储层造成伤害,从而有利于油田高效开发。但由于致密储层注水困难,实验过程中,流速慢、耗时较长。本文采用储层敏感性流动实验评价方法,通过对新疆吉木萨尔致密储层4口油井的若干岩样进行敏感性实验,并对实验结果进行了分析、评价。结果表明,该致密性储层岩样水敏损害程度平均为43.64%,速敏损害程度平均为24.3%,盐敏损害程度平均为33.80%,酸敏损害程度平均为15.66%,临界流速为24.63m/d;该致密性储层具有中等偏弱水敏性、弱速敏性、中等偏弱盐敏性、弱酸敏性。研究结果为该区块油田采取合理的开采方式,降低敏感性对储层的伤害提供理论依据。

基于毛管束模型的启动压力梯度分析与计算

针对低渗岩心渗流规律研究和室内实验测定中准确计算启动压力梯度的方法,提出启动渗透率的概念,认识到启动压力梯度和启动渗透率在渗流过程中是变化的,对冀东油田低渗透岩心通过稳态"流量-压差"法进行驱替实验,建立了用于分析启动压力梯度变化规律的毛细管束模型。对实验结果处理和分析,研究结果表明启动压力梯度和启动渗透率随流量的增加而增加;并且增加的幅度逐渐减小。由启动压力梯度和流量的关系计算出了不同实验岩心的最小启动压力梯度、拟启动压力梯度及对应的启动渗透率,得到启动压力梯度与岩心渗透率呈幂函数关系的经验公式;并将一维实验结果应用于平面径向流中,指出启动压力梯度随距离增加而减小,并得到启动压力占总驱替压差的比例。

某井循环滑套断裂原因分析

某井在解封过电缆封隔器时循环滑套发生断裂事故,采用光谱分析、金相分析、扫描电镜及力学分析法检测了滑套断口的形貌和组分,讨论了滑套断裂的原因。结果表明,该滑套的失效机理为过载断裂,解封过电缆封隔器时,由于管柱过提载荷接近滑套的最大承载能力,导致发生了断裂。循环孔的存在及排列形式造成工件结构不连续、承载能力下降、循环孔部位存在应力集中情况,为滑套本体最薄弱的位置,在较大外加载荷作用下发生断裂。为了防止发生类似断裂事故,应严格控制管柱过提载荷,考虑工具井下服役情况及动载荷的影响,建议最大上提载荷不超过管柱薄弱点抗拉强度的85%。

基于动态残余油饱和度表征的特高含水期油田数值模拟

长期水驱后驱油效率进一步提高、残余油饱和度不断下降,造成常规数值模拟在特高含水期含水率拟合误差大、指标预测精度低。开展了18组2000 PV水驱油实验,基于实验结果回归得到驱油效率变化规律,结合测井实验中束缚水饱和度与储层物性相关性结果,建立了考虑物性、原油黏度、驱替PV数的残余油饱和度定量表达式。利用Petrel RE平台及Intersect模拟器实现了残余油饱和度在数值模拟中的分区动态表征,提出增加关键井段饱和度作为历史拟合参数,实现了残余油饱和度的迭代修改。研究结果表明:驱替倍数从50 PV提高至2000 PV,驱油效率平均提高12.9个百分点;模型中过路井饱和度与测井解释结果更为吻合,单井拟合率达到90%以上。本文研究对油田进一步调整挖潜具有重要意义。