DES+CTAB复配驱油剂体系提高低渗致密砂岩油藏采收率机理

针对低渗致密油藏注水困难、采收率低等问题,利用尿素基深共晶溶剂(DES)与十六烷基三甲基溴化铵(CTAB)复配的驱油剂体系,对驱油剂在低渗致密油藏中的降压增注和提高采收率机理进行了研究。研究结果表明:①驱油剂体系可以将油水界面张力降低至10^(-3)mN/m以下,大大提高了洗油效率;②驱油剂体系可有效抑制黏土矿物水化,避免了低渗致密砂岩中黏土矿物水化膨胀带来的流体敏感性损害;③驱油剂体系可对砂岩表面进行界面修饰,驱油剂溶液浸泡后样品的油相接触角由25.8°增加至61.4°,亲水性增强,亲油性减弱,有助于吸附在岩石孔隙壁面的油膜脱落;④超前注入驱油剂的注入压力降低率平均为79.64%,采收率平均为50.96%,远大于常规水驱(一次注水→注驱油剂驱→二次注水)的采收率。

安棚深层系扇三角洲低渗致密砂岩储层综合评价

泌阳凹陷安棚深层系主要指埋深大于 2 80 0m左右以核三下亚段为主的勘探目的层系 ,属扇三角洲沉积。砂岩储层的孔隙结构明显分为两大类 ,反映了以填隙物晶间孔隙为主的和以有效孔隙及裂缝为主的两种孔隙介质的孔隙结构特点。孔喉分布状况差 ,结构复杂 ,喉道微细且不均匀 ,致密低渗是该套储层突出特点。快速堆积 ,颗粒大小混杂 ,分选差 ,成分成熟度和结构成熟度低 ,是导致深层系砂岩低渗的主要原因 ;成岩作用 ,特别是压实作用和晚期碳酸盐胶结作用是影响储层微观非均质性和导致储层致密低渗的主要因素。综合研究可将砂岩储层划分为三类 ,其中Ⅰ、Ⅱ类为深层系有效油气储层 ,Ⅲ类储层为无效储层 ,但可作为有效储气层。根据孔隙度、声波时差随深度的变化关系及孔隙度、渗透率的平面展布特征 ,结合试油资料及微相平面展布 ,对深层系储层类型纵向和平面分布进行了综合评价泌阳凹陷安棚深层系主要指埋深大于 2 80 0m左右以核三下亚段为主的勘探目的层系 ,属扇三角洲沉积。砂岩储层的孔隙结构明显分为两大类 ,反映了以填隙物晶间孔隙为主的和以有效孔隙及裂缝为主的两种孔隙介质的孔隙结构特点。孔喉分布状况差 ,结构复杂 ,喉道微细且不均匀 ,致密低渗是该套储层突出特点。快速堆积 ,颗粒大小混杂 ,分选差 ,成?

东濮凹陷低渗致密砂岩气藏采气工艺技术研究

低渗致密砂岩藏是在特殊的地质条件下形成的 ,具有孔隙度低、渗透率低渗致密、孔隙结构复杂、毛细管压力特别高、含水饱和度高、砂体呈透镜状、气水分布复杂、高异常地层压力等复杂的地质特征 ,开发难度大 ,效益差 ,工艺技术要求高。东濮凹陷户部寨气田为典型的低渗致密砂岩气田 ,通过研究气层保护技术、气层压裂改造技术、气井排液采气技术 ,经过多年的开发实践 ,形成了配套的采气工艺技术 。

基于蒙特卡洛原理的低渗致密砂岩气藏井间干扰概率模拟方法研究

低渗致密砂岩气藏储层非均质性强,气井泄气范围差异大,井网加密优化时气井之间是否干扰以及干扰程度存在不确定性;针对该问题需要开展井间干扰概率模拟方法研究。为此,提出使用干扰井数比例和干扰储量比例两个指标衡量干扰程度大小;并基于地质统计原理和蒙特卡洛随机模拟方法,建立了相邻气井两种井间干扰模式下干扰储量评价数学模型,形成了不同井网密度时井控储量概率、干扰井数比例概率和干扰储量比例概率模拟评价流程。以苏里格某区块为例探讨了井间干扰程度随井网加密的变化规律。研究结果表明:随着井网不断加密干扰井数比例迅速增加,并很快达到接近100%的水平,干扰储量比例增长速度明显慢于干扰井数比例;而且同一井网密度时干扰储量比例小于干扰井数比例。合理井网优化应更加侧重对干扰储量比例的考量。实例模拟结果与矿场动态相符,表明该方法能够有效评价井间干扰程度,为井网优化部署提供科学依据。

低渗致密砂岩气体滑脱流动机理研究

以苏里格气田盒8段低渗致密砂岩为研究对象,开展了常规条件下(出口端为大气压)和回压条件下的气体滑脱流动实验。结果表明:无回压条件下,相对高渗岩样的气测渗透率与平均压力倒数关系符合Klinkenberg模型,对于相对低渗且孔隙半径更小的岩样,则需要采用二次曲线模型描述;当施加回压时,气体滑脱随回压的增大而减弱,达到临界回压时,气测渗透率趋于稳定,但该临界值随岩样渗透率的减小而增大。分析认为,Knudsen数(Kn数)能综合反映渗透率(平均孔隙半径)和气体压力(回压)对气体滑脱程度的影响。高压压汞表明,研究区块渗透率越低的岩样,具有更小的孔隙半径,从而具有更大的Kn数,产生更强的气体滑脱;增大回压有助于减小分子平均自由程,从而减小Kn数,弱化甚至消除气体滑脱效应。

鄂北低渗致密砂岩应力敏感性实验研究

分别按部颁标准和定内压变外压开展了鄂北低渗致密气田储层砂岩渗透率应力敏感性实验,并对其进行了应力敏感性评价。定围压变内压实验包含三个循环,每个循环是在孔隙流体压力不变或降低和增加围压下完成的。根据部颁标准测定的实验结果表明,渗透率随有效应力的变化幅度较大;由定内压变外压的实验结果表明,孔隙流体压力影响渗透率随围压的变化关系,内压较大时渗透率随围压的变化幅度很大。采用了4种方法对来自鄂北气田的岩样进行应力敏感性评价,四种评价方法得到的结果各不相同。部颁标准得到的敏感性最强,为极强应力敏感;基于本体有效应力评价方法得到的敏感性最弱,为弱应力敏感;基于Terzaghi有效应力和模拟地层条件的评价方法得到的结果都属于强应力敏感。与其他三种评价方法相比,模拟地层条件的评价方法是符合实际生产过程的,因此更具有参考价值。

低渗致密砂岩气藏井筒流态判识及积液井措施管理

低渗致密砂岩气藏由于其"三低"特性,产水对该类气藏生产影响十分严重,准确判识气井积液是气田气井精细管理的重要内容。通过对产水气井井筒内气液两相分布状态的深入剖析,结合实际积液井压力测试数据,建立了井筒流态与气井流压、产气量之间的关系,并根据积液井井筒流态及排水采气措施适用性对积液井管理提出了优化建议,有效支撑了低渗致密砂岩气藏气井精细化管理,进一步促进了气田高效、可持续开发。

考虑气体滑脱及Knudsen扩散的低渗致密砂岩微观流动模拟

低渗致密砂岩纳米-微米尺度孔喉发育,微观非均质性强,渗流机理复杂,现有物理实验方法难以准确评价。采用基于数字岩心理论的微观流动模拟方法来分析低渗致密砂岩中天然气的渗流规律。以川西地区沙溪庙组砂岩样品为基础,利用CT扫描建立目标岩样三维数字岩心,通过孔喉识别、形态简化及喉道调整,构建了包含不同孔喉分布的低渗致密砂岩三维孔隙模型;考虑天然气在纳米-微米孔喉中输运机制的复杂性,建立了耦合Darcy渗流、气体滑脱和Knudsen扩散的流动控制方程,并结合孔隙模型对其进行离散求解。开展流动模拟,评价不同孔隙压力下各输运机制对天然气产出运移的影响。结果表明:低渗致密砂岩中喉道越小、孔隙压力越低,气体流动非线性越强;在孔隙压力高于10 MPa范围,天然气在平均喉道半径大于0.1μm的砂岩孔隙空间中的流动基本满足Darcy渗流;而对于平均喉道半径小于0.1μm的致密砂岩,孔隙压力低于10 MPa后气体滑脱和Knudsen扩散是气体运移中重要机制,对天然气生产的影响不可忽略。

低渗致密砂岩油气输导系统类型及其运聚特征——以鄂尔多斯盆地姬塬地区中生界长6油层组-侏罗系为例

研究表明,鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组低渗致密砂岩发育多种类型的油气输导系统,主要有裂缝简单型、裂缝-砂体复合型、裂缝-不整合面复合型和砂体简单型等4种,其中裂缝型输导系统是整个延长组中上部油气垂向运移的优势通道;裂缝-砂体复合型输导系统是长6～长2油层组中砂岩透镜体岩性圈闭和储层物性封闭岩性圈闭的主要运移通道;裂缝-不整合面复合型输导系统是不整合地层圈闭的主要运移通道;砂体型输导系统是延安组和直罗组常规储层中发育的低幅背斜和上倾尖灭岩性圈闭的主要油气运移通道,提出了延长组低渗透致密砂岩油气运聚具有多点充注、"补丁式"拼接、无重力分异的特征。该次研究为鄂尔多斯盆地中生界石油勘探提供了有益参考。

户部寨构造低渗致密砂岩气藏裂缝描述与预测研究

东濮凹陷户部寨构造沙四段储层致密、裂缝发育,主要为高角度、未充填剪切缝,具有明显的组系特征。在岩心裂缝描述、裂缝综合识别、岩石力学试验等研究的基础上,应用三维有限元数值模拟,对该区沙四段低渗致密砂岩裂缝发育特征及其分布规律进行了定量预测。预测结果表明,b1-1井-b1-2井、V353井、V318井等井区裂缝发育程度高,b2井以东地区裂缝发育程度低。

低渗致密砂岩气藏井剖面气、水识别方法研究

本文依据产层分类标准,对常规气、水层识别方法的准确性进行了研究,并作出了在苏里格气藏石盒子组井剖面气水层识别效果的评价,建立了对于苏里格盒8组井剖面气水层识别的标准。

低渗致密砂岩气藏低压环网技术研究与应用

深化低压环网技术在低渗致密砂岩气藏开发中后期的应用,通过建立适合低渗致密砂岩气藏的产能方程,重点研究了低压环网技术的敏感因素。

低渗致密砂岩气藏储层应力敏感性试验研究

由于低渗致密砂岩气藏低孔、低渗特征,采出流体时地层压力下降,导致储层渗透率明显降低,储层岩石出现应力敏感效应,气体渗流阻力增大,最终影响气井产能。本文以大牛地低渗致密砂岩气藏储层岩样为例,从室内试验出发,结合储层岩性及微观结构特征,分析储层孔隙度、渗透率应力敏感程度与产生机理。试验结果表明,低渗致密砂岩气藏储层岩石变形更多属于弹塑性变形,渗透率应力敏感性较强,最终形成永久性、不可逆的伤害,导致气井产能大幅度降低。采取常规措施放大气井生产压差来保持气井高产加剧应力敏感效应,需要采取水平井压裂、酸化等措施减小或解除储层应力敏感性。

薄窄河道低渗致密砂岩气藏压裂水平井裂缝参数优化

低渗致密砂岩气藏主要采用多段压裂水平井进行开发,其开发效果受裂缝参数影响显著。针对川西地区窄河道砂岩气藏河道类型多样、非均质性强的特点,采用数值模拟方法,对典型河道中水平井的裂缝间距、裂缝长度、导流能力进行优化,并综合分析了影响最优裂缝参数的地质因素。结果表明,最优裂缝间距与储层有效渗透率成正比,河道渗透率越高,裂缝间距越大;最优缝长主要由河道宽度及有效渗透率决定,宽度越宽、渗透率越低的河道最优裂缝越长;裂缝导流能力则受储量丰度及有效渗透率综合影响。根据最优裂缝参数影响因素分析结果,建立了河道地质特征参数与最优裂缝参数间的数学关系式,可用于快速预测不同河道相应的最优裂缝参数。

低渗致密砂岩气藏地质特征和开发对策研究

低渗致密砂岩气藏的开发阶段,气井产能较低且分布不均匀,需要根据其地质、气藏特征制定开发方案。本文首先对低渗致密砂岩的气藏地质特征进行概述,分析低渗致密砂岩的气藏开发特点,并从低渗致密砂岩的气藏描述、布井方式、钻井完井工艺、压裂增产工艺以及试气投产方面提出开发对策,希望对低渗致密砂岩的气藏开发提供一定参考。

鄂尔多斯盆地特低渗-致密砂岩油藏水平井开发效果主控因素分析

鄂尔多斯盆地子长油田长6段特低渗-致密砂岩油藏采用压裂水平井开发,受储层特征、有效水平段长度、压裂方式、压裂规模等因素影响,水平井开发效果差异较大,但是主控因素未明确。因此,对子长油田150余口水平井开发效果影响因素进行分析,并采用灰色关联法分析了地质和压裂参数对水平井开发效果的影响程度,明确开发效果的主控因素。研究结果表明,有效水平段长度和单段加砂量是影响水平井开发效果的主控因素。基于此,优化了水平段有效长度和单段加砂量,对子长油田长6油藏高效开发具有一定的指导意义。

四川盆地大川中地区须家河组低渗致密砂岩油气富集规律及配套开发技术成果简介

由西南石油大学蒋裕强教授主持，中国石油西南油气田分公司川中油气矿和蜀南气矿协作完成的“四川盆地大川中地区须家河组低渗致密砂岩油气富集规律及配套开发技术”科技成果，日前已通过四川省2011年度专家评审和网上公示。该项目以“十一五”国家油气重大专项为依托，结合多项油田横向课题，历时7年，以校企联合攻关的方式，基于特有的地质条件，

西湖凹陷低渗-致密砂岩气藏储层特征及差异成因

西湖凹陷X气田花港组主要为辫状河沉积,储层整体为低渗-致密,内部发育常规物性“甜点”。从岩心分析化验资料(包括孔渗、铸体薄片、扫描电镜、黏土矿物X-射线衍射分析等)出发,评价了研究区储层微观特征,细分了储层沉积微相并总结出不同微相的差异及成因,进一步预测了“甜点”的分布。研究区共发育5种沉积微相,其中粗粒心滩和砾质辫状水道微相带岩石抗压实作用强,原生孔保存好,溶蚀作用发育且黏土矿物以衬里型绿泥石为主,共同抑制破坏性成岩作用,从而形成“甜点”;细粒微相带岩石抗压实作用弱,流体流通不畅,溶蚀作用的产物迁移受阻,在原地形成搭桥状-丝缕状伊利石,从而造成储层致密化。粗粒心滩为研究区最佳的沉积微相,粗粒心滩型“甜点”广泛发育于辫状水道中,在研究区东部与南部发育,可进行井位部署。

东海西湖凹陷深层低渗—致密砂岩气成藏的地质条件与模式

东海西湖凹陷深层具有广泛发育低渗—致密砂岩气的地质条件。广覆式深埋含煤系烃源岩持续富生烃,为深层低渗—致密气成藏提供了物质基础;宽缓海陆过渡相浅水厚层洁净砂岩为主的储集体广泛发育,且深层、超深层砂岩储层依然保持着有效的储集性能,与烃源岩和盖层呈"三明治"交互式叠置,为深层低渗—致密气成藏提供了储集空间与有利的运移和保存条件;深层普遍发育的异常高压为深层低渗—致密砂岩气成藏创造了有利条件。"充足烃源、叠合连片厚砂岩、异常压力"是西湖凹陷深层低渗—致密砂岩气大规模成藏的关键地质要素。

新场蓬莱镇低渗致密气藏效益潜力评价新方法

新场蓬莱镇组气藏为中国石化西南油气分公司开发最早、采收率最高的低渗致密砂岩气藏。目前气藏已进入开发后期,地层压力及剩余储量丰度低,进一步提高采收率并获得经济效益难度大。为保证气藏持续效益开发,需定量评价气藏效益开发潜力。为此,以建模数模一体化为手段,以经济技术一体化评价为核心,开展气藏采收率多因素敏感性分析,研究不同气价、不同内部收益率及不同地层压力条件下的不同井型效益开发储量丰度下限,建立气藏效益开发潜力评价动态模型,评价不同开发阶段及不同经济政策下气藏开发潜力。经实际开发井验证,效益开发潜力评价模型准确度高,与实际部署井经济效益符合率达到88%,净利润1087万元。