柳赞油田多层砂岩优势渗流通道特征及喉道体积

陆相油藏储集层非均质性强,长期注水开发容易形成优势渗流通道,导致油井快速水淹,驱油效率降低,开发效果变差。以柳赞油田古近系渐新统沙河街组为例,综合分析测井岩电响应、储集层非均质性、注采特征、储集层孔隙特征等,描述柳赞油田多层砂岩优势渗流通道特征,确定了该区优势渗流通道形成条件,通过建立优势渗流通道喉道体积的计算方法,明确了油藏下一步调驱剂用量,达到了有效封堵优势渗流通道的目的,研究成果可为油田下一步稳油控水提供技术支撑。

页岩油储层渗吸及CO_(2)吞吐提高采收率--以吉木萨尔芦草沟组为例

为研究吉木萨尔芦草沟组三类岩心在不同开发方式下的采收率及最小孔隙动用半径,基于核磁共振技术,开展了岩心渗吸及CO_(2)吞吐实验,分析了自发渗吸后岩心含水对CO_(2)吞吐效果的影响。结果表明,岩心孔隙以小于50 nm的微孔及中孔为主。渗吸最小孔隙动用半径10~28 nm,CO_(2)吞吐最小孔隙动用半径7~20 nm。大孔及微裂缝能够增加渗吸液与岩心接触面积,提高中孔洗油效率;同时也能够增强CO_(2)在微孔中的波及面积,提高微孔采收率。渗吸后岩心中渗吸液的存在可以降低CO_(2)最小孔隙动用半径,促进CO_(2)在微孔中的波及,提高岩心采收率,但岩心中渗吸液的过量存在会对CO_(2)吞吐产生一定抑制作用。在页岩油储层生产过程中,提高人工裂缝的密度,选择合适时机进行CO_(2)转注能够极大增加各类孔隙中原油的采出程度,从而提高页岩油储层采收率。

页岩油形成机制、地质特征及发展对策

页岩油是储存于富有机质、纳米级孔径为主页岩地层中的成熟石油,是常规-非常规"有序聚集"体系的重要类型之一,对中国陆相页岩油形成的沉积环境、储集空间、地球化学特征和聚集机制等基本石油地质问题进行了分析总结。富有机质页岩主要发育在半深湖—深湖环境,不同岩性组合共生沉积;发育纹层结构,微米—纳米级孔喉和微裂缝是主要储集空间;有利页岩以Ⅰ型和ⅡA型干酪根为主、Ro值为0.7%～2.0%、TOC值大于2.0%、有效厚度大于10 m;揭示了页岩孔隙演化和页岩油滞留聚集模式,储集空间、脆性指数、黏度、压力、滞留量等是页岩油"核心区"评价的关键。中国陆相页岩油在湖盆中心连续聚集,初步预测可采页岩油资源量约30×108～60×108t,水平井体积压裂、改造"天然裂缝"、注粗颗粒"人造储集层"等可能是页岩油工业化发展的核心技术,提出加快页岩油"分布区"研究、加强"核心区"评选、加大"试验区"建设的"三步走"发展思路。借鉴北美海相页岩气突破成功经验,陆相页岩油工业化有望在中国首先突破。

聚合物分子尺寸与油藏孔喉的配伍性

驱油用水溶性聚合物分子流经多孔介质时经受孔喉尺寸的自然选择作用。根据“架桥”原理，可对孔喉形成较稳定堵塞的聚合物分子水动力学半径（Rn）与孔喉半径（R）的关系为：Rn大于0．46R。通常，适于聚合物驱油藏的平均孔喉半径中值约为4～16Mm。聚合物分子尺寸的归一化权重分布函数在10nm至数百纳米出现主分布峰，并可能带有水动力学半径为10^3nm数量级或更大的次分布峰。聚合物分子线团越大，在矿化度上升、溶液电场加强后越易被压缩。超大聚合物分子被压缩后使归一化权重分布函数主峰向分子尺寸更大方向移动。梳形聚合物分子结构的改性增强主链刚性，使水动力学半径升高，产生增黏效果。与分子量和水解度相近的聚丙烯酰胺相比，梳形聚合物溶液的增黏幅度高于水动力学半径变化程度。聚合物驱中水动力学半径大于10^3nm数量级的聚合物分子易造成孔喉半径较小的部分多孔介质堵塞，使用清水配制聚合物溶液时此现象更严重。

四川盆地侏罗系致密油聚集孔喉半径下限研究

设计一种测定致密油聚集孔喉半径下限的方法.通过能谱仪测定碳含量判定喉道是否含油或烃类残留,采用环境扫描电镜多次测量、逐渐逼近,最终得到聚集孔喉半径下限.使用该方法测定四川盆地公山庙油田侏罗系沙溪庙组致密油聚集孔喉直径下限为44 nm,通过拟合得到有效孔隙度下限值为1.4%,使沙溪庙组油藏资源量统计值增加了约29%.

中国非常规油气勘探与研究新进展

全球油气勘探目标的转移和石油地质学的发展,具有从毫-微米孔喉的圈闭油气,逐渐向纳米孔喉的连续型油气聚集发展的趋势。近十年非常规油气资源在全球能源格局中的地位愈发重要,致密气、煤层气、重油、沥青砂等已成为勘探开发的重点领域,致密油成为亮点领域,页岩气成为热点领域。中国致密气、页岩气、致密油、煤层气等非常规油气资源勘探开发取得重要突破,油页岩、天然气水合物、油砂矿等有重要进展。中国非常规油气研究也取得重大进展,陆相敞流湖盆大型浅水三角洲砂体、湖盆中心砂质碎屑流沉积和湖相碳酸盐岩等,提供了湖盆中心储集体形成和分布的理论依据;创新发展了连续型油气聚集理念,明晰了连续型油气聚集的10个基本地质特征和2项关键标志,为大面积非常规油气规模勘探开发奠定了理论基础;系统表征了致密油气储层的纳米级微观孔喉结构,首次发现了纳米孔喉中油气的赋存,推动了纳米孔喉中油气流动机制和分布规律的研究。随着全球石油工业和纳米等技术的快速发展,提出了"纳米油气"概念,并指出这是未来石油工业的发展方向,需要发展纳米油气透视观测镜、纳米油气驱替剂、纳米油气开采机器人等换代技术,油气智能化时代即将到来。

含油气致密储层纳米级孔喉特征及意义

从毫-微米级孔喉圈闭油气,向微-纳米级孔喉连续型油气延伸,是油气储层地质研究的趋势,加强对非常规油气储层微观表征研究意义重大.应用场发射扫描电镜和纳米计算机断层扫描重构等先进技术,在含油气致密泥页岩、砂岩和灰岩储层中发现孔径小于1μm的纳米级孔喉系统普遍发育.研究发现,在非常规源储共生层系油气储层内,纳米级孔喉是储集空间的主体,占储集空间总体积的70%~80%,微米到毫米级孔隙、裂缝等储集空间仅局部发育.非常规油气致密储层主体孔径为20~500 nm,其中页岩气储层孔径为5~200 nm,页岩油储层孔径为30~400 nm,致密灰岩油储层孔径为40~500 nm,致密砂岩油储层孔径为50~900 nm,致密砂岩气储层孔径为40~700 nm.油气水在纳米级孔喉系统中,渗流能力差,油气被滞留吸附,在源储共生层系中大面积连续分布,泥页岩烃源层中可能滞留了占总生烃量30%~40%的油气资源,近源致密砂岩、灰岩等储层中可能聚集了20%~30%的油气资源,纳米级孔喉储集空间中很可能聚集了超乎想象的巨量油气资源.非常规致密储层中纳米级孔喉系统的发现,改变了对油气储层微观孔隙空间的传统认识,对认识非常规源储共生层系油气连续聚集的地质特征,拓展资源潜力有重要战略价值.

页岩油可动性分子地球化学评价方法——以济阳坳陷页岩油为例

目前,对于页岩油的可动性评价还没有规范的方法和标准,常使用热解S_1、S_1/w(TOC)及中值孔喉半径等多参数的组合并结合勘探开发实际来进行综合表征,相关地质解释理论依据相对缺乏。通过对济阳坳陷页岩油岩心样品的实验分析及研究,利用页岩油分子组成与页岩含油性及页岩油赋存空间的耦合关系,建立了表征页岩油可动性的分子地球化学评价参数模型。研究表明,当∑nC_(20^-)/∑nC_(21^+)比值小于1时,页岩孔喉中值半径一般大于20 nm,此时,热解S_1一般大于3 mg/g,S_1/w(TOC)>100 mg/g,且随S_1、S_1/w(TOC)及页岩孔喉中值半径的增大,∑nC_(20^-)/∑nC_(21^+)比值基本不变,反映了页岩孔喉半径达到一定级别后,喉道中大、小烃类分子扩散运动不受扩散能垒的影响,孔喉道中页岩油分子组成相对均质,页岩油可动性强;当∑nC_(20^-)/∑nC_(21^+)比值大于1时,页岩孔喉中值半径一般小于20 nm,此时热解S_1一般小于3 mg/g,S_1/w(TOC)<100 mg/g,且随S_1、S_1/w(TOC)及页岩孔喉中值半径的减少,∑nC_(20^-)/∑nC_(21^+)比值快速升高,反映了页岩孔喉半径小于一定级别后,大分子烃类组分在喉道中扩散运动受到扩散能垒的抑制,页岩油可动性差,易流动的主要是低分子量烃,此时页岩游离油含量也较低。济阳坳陷页岩油流动孔喉下限半径在20 nm左右。

非常规油气地质学建立及实践

非常规油气地质学理论是世界石油工业从常规油气向非常规油气跨越的一次理论飞跃。紧密结合中国特殊地质背景和油气工业条件,经过10年不懈攻关,通过构建细粒沉积学、非常规油气储层地质学、非常规油气成藏地质学、非常规油气开发地质学、常规—非常规油气"共生盆地"发展战略等学科内容,基本形成非常规油气地质学理论体系框架。非常规油气地质学理论,是世界页岩油和气、致密油和气等典型非常规油气工业发展的理论基础,引领推动了石油地质学科发展、行业标准制定、国家实验室建设和专业人才培养,有效推进了我国致密油和气、页岩油和气等非常规油气资源的工业勘探开发。非常规油气地质学科在未来油气资源综合利用、能源结构科学预判、复杂问题创新解决等方面,仍有发展空间。

从模拟实验看致密砂岩储层的石油成藏条件

通过不同系列物理模拟实验,对致密砂岩储层中油水倒置成藏的临界地质条件进行了研究。模拟实验结果表明,对于密度约为0.8g/cm^3的原油,材质相同的各种毛细玻璃管孔喉半径为1.8 mm时,或砂柱中砂体粒径小于0.35～0.40 mm时,即能够产生稳定的油水倒置现象。油水倒置现象的产生与流体浮力和毛细管力之间的力平衡有关,油的密度在油水倒置关系的形成过程中起着比表面张力更为重要的作用。因此,致密砂岩储层油水倒置油藏形成的临界地质条件,主要取决于储油砂层的孔喉半径及其与原油密度之间的关系。

大庆油田聚合物驱后周期分质注聚合物技术

为进一步提高聚合物驱开发效果,针对不同渗透率地层,研究了不同分子量聚合物分子回旋半径与地层孔喉半径的配伍关系,结合周期注水原理,形成不同分子量聚合物溶液周期注入技术。在考虑聚合物井筒炮眼剪切降黏作用下,地层平均渗透率为35×10-3μm2时,应选用800×104分子量聚合物;平均渗透率为100×10-3μm2时,应选用1 200×104分子量聚合物;渗透率大于300×10-3μm2时,应选用2 500×104以上分子量聚合物;分质注聚合物半周期控制在约3个月为最佳。相比传统笼统注聚合物方法,周期分质注聚合物技术可以综合聚合物驱及周期注水技术,更为有效地提高石油采收率。

南阳油田驱油用聚合物的水动力学半径研究

为了获得聚合物分子尺寸与油藏孔喉配伍性的关系,采用动态光散射(DLS)技术测定了南阳油田聚合物驱使用的多种聚合物分子的水动力学半径(Rh).根据'架桥'原理,当聚合物分子水动力学半径大于0.46倍孔喉半径后可对多孔介质形成堵塞.南阳油田聚合物驱油藏的平均孔喉半径中值分布为4～16 μm.驱油用聚丙烯酰胺产品的Rh分布有3种类型:其一是Rh分布较集中,尺寸过大的分子少,不易堵塞地层;其二为含有微凝胶杂质,Rh分布宽,大尺寸分子多,易堵塞地层;其三为分子量虽低,但分布宽,且集中在两端,结果是低分子量部分增黏能力差,高分子量部分易堵塞地层.试验表明,南阳油田在聚合物驱中,聚合物产品品质差或用清水配制聚合物溶液,又遇到油藏渗透率较低时易发生堵塞.

车西洼陷南坡油气成藏和富集的主控因素

依据地质录井、岩心压汞测试和地层测试等资料,应用生长断层活动性和封闭性的定量评价、岩石薄片分析和盆地模拟恢复古压力等方法,对车西洼陷南坡油气成藏和富集的主控因素进行定量分析。结果表明:馆陶组沉积期油源断层的活动时间和活动部位控制源上油气藏油气富集程度和宏观分布;研究区形成断层侧向封堵的条件为泥岩涂抹势大于22,泥岩涂抹因子小于1.5,断层泥比率大于0.73,沙二段底部、沙三上亚段和沙四上亚段达到断层侧向封堵条件;源下油气成藏主要受储层孔喉半径和成藏期沙三段底部剩余压力控制,沙四上亚段储层孔喉半径大于0.24μm,储层埋深小于4.0 km的沉积有利相带发育区为有利储层发育地区;源下油气藏含油边界附近,在明化镇组沉积末期(距今2 M a)存在沙三段底部剩余压力与储层排替压力下限的耦合关系,据此预测源下油气藏含油范围为明化镇末期沙三段底部剩余压力大于0.6 MPa的地区。

枣南孔一段油藏强水淹层孔喉半径变化半定量分析和治理对策

油田注水开发的中后期，层间治理接替是实现稳油控水的有效手段。但治理中往往对已发生改变的孔喉结构缺乏量化认识，因而造成调堵剂与储集层配伍性脱节。在半定量研究分析黄骅坳陷枣园油田枣南孔一段油藏强水淹储集层的孔喉结构变化的基础上，对其变化作出了半定量解释，认为：储集层原始沉积物性差异大是造成层间矛盾的前提，后期注入水对高渗透率储集层长期冲刷改造以及层间治理的工艺适应性差加大了这种层间差异，导致层间矛盾不断恶化。提出了分析强水淹储集层孔喉结构变化的简单方法（把流体简化为单一水相，并把单砂体简化为均质，根据平面径向流公式，利用达西定律，半定量求出一定时间内储集层的渗透率与孔隙度比值，再据此求取孔喉半径），为调堵强水淹层的工艺设计提供了储集层参数。从矿场角度分析了该油藏加强未动用层启动的可行性，提出的治理对策是：根据吸水层水淹状况决定调堵方法，利用同位素井间监测技术确定调堵种类和浓度。图３表５参３（郭海莉摘）

酒泉盆地青西凹陷下沟组混积层系致密油成藏机理与富集影响因素

碎屑岩与碳酸盐岩混合沉积层系中的致密油是一种重要的致密油类型,在中国及北美地区分布广、资源潜力大,研究混合层系中致密油成藏机理与富集影响因素具有重要意义。以酒泉盆地青西凹陷青南次凹下沟组(K_1g)混积层系为例,主要利用盆地模拟技术恢复下沟组埋藏史、热演化史及生烃史,研究异常高压形成与源储压差演化过程及相应的致密油充注孔喉下限,探讨混积层系中致密油充注渗流过程及富集影响因素。结果表明,早期高热流导致K_1g^0烃源岩早期生烃(早白垩世末),K_1g^2和K_1g^3属晚期生烃(新近纪以来),K_1g^1则有早晚两期生烃过程。生油增压是青南次凹下沟组异常高压的主要因素。20 Ma以来,源储界面的剩余压力由2 MPa逐渐增大至现今的32 MPa。基于充注动力学平衡关系,计算得到源储界面充注孔喉下限可达6 nm。青南次凹下沟组混积层系致密油充注及短距离运移符合入侵逾渗方式,导致形成近源聚集和源内聚集的广泛分布的致密油。源储组合配置方式和内部构成特征是影响致密油富集程度的主要因素,源储一体、三明治型油气富集程度较下生上储型和薄互层型高。

致密油储层渗透率界定指标探讨

近年来,由于美国致密油产量快速增长,引起了全球范围内的广泛关注,但是对于致密油的渗透率评价指标国内外尚不统一。基于油藏产能评价、实验室岩心相对渗透率、岩心排驱压力以及岩心孔隙度—渗透率关系等多个方面分析,结合现行标准及覆压渗透率—地面渗透率关系,提出了主要以地面渗透率1m D作为致密油储层与常规储层的分界点;并分析了致密油储层与常规特低渗透储层3个方面的差异,包括孔隙空间构成、孔隙度—渗透率关系以及束缚水饱和度等;最后提出了致密油储层两种辅助表征方法即渗流速率法和孔喉半径法等供参考使用。

毛管压力曲线分析新方法及其在油气藏描述中的应用

通过对毛管压力曲线的双曲线拟合，从压汞毛管压力资料中提取一个储层孔隙结构方面新的重要参数ＲＡ，其物理意义是汞在岩石中开始形成一个连续且内部连通良好的孔隙系统时的孔喉半径。并通过实例用ＲＡ顶点的大小评价储层的好坏及油气聚集部位，效果十分理想。

注入水中固相颗粒损害地层机理分析

当含有固相颗粒的注入水进入地层时 ,水中的固相颗粒将不同程度地滞留在孔隙网络中 ,使地层渗透能力下降。分析胜利油田商三区和胜二区注入水中固相颗粒分布特征、地层孔喉特征 ,以此为基础 ,采用实验方法研究注入水中固相颗粒与岩石孔喉的匹配关系 ,分析固相颗粒损害地层的机理。研究结果表明 :从水站到注水井 ,注入水水质沿流程变差 ;在双对数坐标下 ,商三区和胜二区岩石孔喉半径与渗透率存在线性关系 ;当水质一定时 ,微小粒径的固相颗粒进入岩石孔隙内部形成深部损害 ,粒径较大的固相颗粒只能在岩石表面和浅表部位附着或桥堵而形成表面 (层 )损害。根据架桥法则 ,确定了商三区和胜二区注入水中固相颗粒指标。图 3表 3参

砂岩储集层孔隙结构与油气运聚的关系

在Pittman提供的方法基础上 ,提出了砂岩储层孔隙结构参数“峰点孔喉半径”(r峰)的新概念 ,并明确了其物理意义。研究了砂岩储层孔隙结构与油气运聚关系 ,结果表明 ,汞饱和度小于 2 0 %范围内的参数都与油气二次运移有关 ,而汞饱和度大于 3 0 %的孔隙结构参数是与油气聚集成藏有密切关系。在大庆长垣以西地区的扶杨油层的实际应用表明 ,在齐家—古龙凹陷周边 ,峰点孔喉半径为 0 13～ 1 5 μm的储层是油气成藏的有利地区。

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。