基于全直径岩心二维核磁共振测量的低阻油层评价方法

河套盆地临河组砂岩储层中油层类型多样,低阻油层普遍存在,油层识别难度大。本文通过室内柱塞样岩心离心状态、饱和状态测量核磁T谱,结合测井资料及油水分析,明确河套盆地临河组砂岩低阻油层主要成因;根据移动式全直径岩心核磁共振Ti一T,现场测量数据,分析不同流体组分T1-T,图谱特征,明确典型油层、低阻油层、水层孔隙流体组分分布特征规律,确定二维核磁TI-T,图谱中油水信号的分布特征;同时,根据低阻油信号在二维核磁Ti-T,图谱中的分布特征建立含油饱和度计算模型,实现低阻油层含油性定量评价;形成了基于全直径岩心二维核磁共振测量的低阻油层评价方法,该方法在河套盆地规模化应用,效果显著。

页岩油储层孔隙流体的全直径岩心二维核磁共振图谱特征及评价方法

如何客观评价页岩油层中的孔隙流体,准确测量和定量表征页岩油及致密油储层含油饱和度与可动油含量等参数,已经成为当前急需解决的重要技术难题。通过率先在国内引入车载移动式全直径岩心核磁共振测量仪,开展了页岩油岩心现场测试分析和评价研究工作,实现了现场对钻井取心进行连续、高精度、无损的快速核磁共振扫描,弥补了核磁共振测井和室内岩心实验的不足,填补了国内页岩油全直径岩心现场测量技术空白。结合现场岩心描述、其他配套实验数据及试油验证,系统总结出不同流体组分的二维核磁共振T_(1)—T_(2)图谱特征,明确了不同孔径中油、水信号的T_(1)/T_(2)比值变化规律,建立了基于全直径岩心二维核磁共振图谱特征的孔隙流体组分分析方法及识别标准,实现页岩油、致密油及复杂碎屑岩等储层孔隙流体组分准确识别与流体饱和度定量解释。车载移动式全直径岩心二维核磁共振测量技术方法在松辽盆地古龙页岩油、鄂尔多斯盆地长73页岩油、河套盆地勘探评价中发挥了重要作用,在大庆、长庆、西南、华北、新疆等致密油气田已规模应用,取得良好效果。

基于全直径岩心的页岩层理缝流体流动非均衡性实验

采用全直径页岩岩心,保留原始天然层理缝,基于自主设计的全直径岩心实验装置,在不同闭合压力、注入流量下对层理缝在4个径向方位的流动能力非均衡性进行评价。研究表明,层理面的表面分布形态影响层理缝导流能力,在不同闭合压力、不同注入流量条件下,4个径向方位的流动能力差异明显,裂缝表面粗糙度越大,流动能力随闭合压力的变化幅度越大。对于未支撑层理缝,随着闭合压力增加,存在4个径向方位上流动能力均差百分比逐渐增大的现象,在埋深较大的岩样中特征更为明显,表明随着闭合压力增加,层理缝内流动非均衡性存在增大的趋势。铺置支撑剂后,在较低闭合压力下受到裂缝粗糙面自支撑、支撑剂失稳与非均匀铺置综合影响,流动非均衡性在相同闭合压力下大于未铺置支撑剂时,但随着闭合压力增加,支撑剂逐渐压实稳定,流动非均衡性逐渐缓解。

八道湾组全直径岩心不同压裂液下真三轴压裂裂缝延伸特征

选用新疆焉耆盆地博湖坳陷,宝浪苏木构造带,下侏罗统八道湾组X井全直径岩心制备300 mm的立方体试样,分别开展滑溜水压裂液、瓜胶压裂液和超临界二氧化碳压裂,研究不同压裂液下的破裂压力和裂缝延伸形态特征。结果表明:瓜胶压裂液压裂下的破裂压力最高,滑溜水压裂液次之,超临界二氧化碳的破裂压力最小,压裂时间最短,可以形成更加复杂的缝网,与滑溜水和瓜胶压裂液相比,破裂压力分别降低了26.0%和33.3%;滑溜水压裂液压裂岩样表面可以形成分支缝,全直径岩心可以形成转向裂缝;瓜胶压裂液压裂岩样表面和全直径岩心均形成较为平直的双翼裂缝;超临界二氧化碳压裂岩样表面裂缝形态复杂,裂缝易发生转向,迂曲度大,主缝为双翼非对称缝,可以诱导产生多条贯穿主裂缝,裂缝整体分布呈现“Y”形和“H”形,全直径岩心内裂缝复杂程度高,可形成缝网和转向裂缝,裂缝面具有凹凸不平特性,这对于压裂裂缝自支撑具有重要作用。室内物理模拟实验研究结果可为现场压裂施工设计提供参考。

利用全直径岩心刻度测井孔隙度方法探讨

在测井储层评价孔隙度模型建立过程中,通常运用的是小岩样氦气孔隙度分析数据。对于储层各向异性强、溶蚀孔及裂缝发育的岩心,小岩样不能完全反映所对应深度段的真实情况,运用该模型计算的孔隙度数值会在一定程度上小于地层真实孔隙度。对全直径与小岩样孔隙度试验数据进行了深入分析,根据海相碳酸盐岩之岩性与物性特征,在利用小岩样分析数据建模得到测井计算孔隙度的基础上,研究测井信息与丰富的小岩样及全直径岩心孔隙度的相关性,通过测井孔隙度与小岩样孔隙度、小岩样与全直径孔隙度的数据拟合,实现测井孔隙度向视小岩样孔隙度再向视全直径孔隙度的合理转换,达到利用全直径岩心间接刻度测井孔隙度的目的,应用效果良好。

全直径砾岩长岩心水驱后烟道气驱油与埋存实验

选取新疆油田某砾岩油藏目的层段的5块全直径岩心拼接成直径10 cm、长度52.3 cm的长岩心组,利用中国自主研发的全直径长岩心驱替装置,模拟砾岩油藏衰竭、水驱、注烟道气驱、烟道气-水交替驱、CO2驱及烟道气埋存等全开发过程,并评价了烟道气驱的驱替特征和开发效果。研究表明,全直径岩心驱替实验可更大程度地模拟砾岩油藏的真实驱替特征和渗流特点;火驱产出烟道气可应用于砾岩油藏水驱后进一步提高采收率,取得较好开发效果的关键是选择合理的注气时机、注气压力、注气方式;水驱中期优势渗流通道尚未完全形成,此时适当提高油藏压力后转烟道气-水交替驱可避免烟道气过早气窜而形成无效循环,较大幅度提高采收率;烟道气-水交替驱油过程中,储集层可有效吸收烟道气中有害气体硫化氢,同时可实现烟道气的安全有效埋存。

储层条件下龙马溪组全直径页岩吸附实验

为了更加真实地反映储层条件下页岩的吸附特征,采用容量法原理建立了全直径页岩吸附实验流程,并在储层条件下开展了涪陵龙马溪组全直径页岩等温吸附实验。实验最高平衡压力达到原始储层压力。通过引入吸附相密度建立了三参数吸附模型,采用该模型对实验数据进行拟合,并获得了吸附特征参数,进而得到了吸附相体积及实际自由空间体积随压力的变化特征。研究认为,吸附实验曲线在高压下出现"下掉"现象,是由于计算吸附量时未考虑吸附相对自由空间体积的影响。现有煤页岩标准不能很好地应用于全直径页岩吸附平衡判断,建议尽快建立针对块状/全直径页岩吸附平衡的实验判定标准或规范。

全直径样品分析在测井解释裂缝孔隙度中的应用研究——以克拉玛依油田百31井区二叠系油藏为例

求取裂缝性油藏裂缝孔隙度的方法通常是先通过成像测井识别和拾取出高导缝,然后再利用成像测井对常规测井识别的裂缝和计算的裂缝孔隙度进行标定。在缺少成像测井资料的情况下,以克拉玛依油田百31井区二叠系裂缝性油藏为实例,以全直径样品分析所获得的单点裂缝孔隙度为依据,以深、浅双侧向电阻率计算裂缝孔隙度为手段,在常规测井进行裂缝识别以及划分裂缝发育段的前提下,用岩芯单点处实测的单点裂缝孔隙度对裂缝解释孔隙度参数进行标定,定量地获得了裂缝孔隙度值。

碳酸盐岩储层小岩样与全直径岩心分析孔隙度关系研究

研究了碳酸盐岩储层小岩样岩心分析孔隙度与全直径岩心分析孔隙度关系,选用219块全直径岩心与大量小岩样岩心做了孔隙度数据分析,利用随机抽样数据拟合公式计算出由小岩样岩心分析孔隙度刻度测井解释后所需二次校正量,得出在低孔隙度段（0-17%）小岩样岩心分析孔隙度小于全直径岩心分析孔隙度,但是在孔隙度大于17%以后小岩样岩心分析孔隙度大于全直径岩心分析孔隙度,并给出了定量校正公式及图版,以及随机互不相同抽样的源程序。

低渗储层全直径岩心对CO_2相变影响的实验研究

为了研究储层孔隙介质对CO2注入地层后相态的影响情况,建立了真实岩心中相变的超声波测试方法.对比CO2在低于临界温度26.0℃和高于临界温度48.0℃两种情况下,分别在超声波测试装置、空筒、DBRPVT分析装置中的相变情况.对比可以得出:①在临界温度以下,孔隙介质的存在对CO2相变点的影响不大;②临界温度以上时,孔隙介质的存在使CO2的p-V关系曲线的拐点值有比较大的降低,从空筒中测试的10.89 MPa降到5.51 MPa;③温度对CO2在孔隙介质中的p-V关系曲线的拐点的影响比较小;④超声波在测试孔隙介质中CO2的相变点时,振幅变化比较明显,时差的变化比较小.

大庆深层流纹岩全直径岩心实验数据分析

对大庆深层流纹岩全直径岩心样品的电、声实验数据进行了深入分析,内容包括实验数据的预处理、测量结果的重复性检验、矿化度对测量结果的影响、最佳-F、-Δt和Sw-I实验关系的确定以及与Archie方程的比较等。这是国内第1次对模拟地层温度压力条件下全直径流纹岩岩心测试结果的分析。通过实验分析精确确定了计算流纹岩孔隙度及含气饱和度的方程;精确外推得到了流纹岩的纵、横波骨架时差,即流纹岩骨架的纵波、横波速度,进而得到了纵横波速度比。该结果为松辽盆地深层天然气勘探提供了最基础的地球物理参数和解释方程,可直接用于大庆深层流纹岩气藏测井资料解释和地震数据处理。

缝洞型储层全直径岩心注气吞吐替油实验研究

缝洞型碳酸盐岩油藏通常以大型溶洞、溶蚀孔洞及裂缝为主要储集空间,注水开发阶段油井见水快且采收率低,采用注气吞吐可以有效提高采收率。取得塔河油田全直径岩心样品进行对半剖分,根据TK404井地质模型刻蚀造洞,并采取现场油气样品进行活油复配。在不同注入气类型、不同吞吐次数、不同降压方式以及不同填充方式等条件下,完成了全直径岩心吞吐替油提高原油采出程度实验研究。结果显示,吞吐时使用N2、CO2均有良好增油效果,减缓吐气降压速度、模拟多孔介质填充可在实验中提高采收程度。

全直径油气储层岩心三维可视化信息采集方法及应用前景

在微米X-CT基础上,通过对X射线强度的调整和扫描方式的更新,建立了Geoscan系列,并相应将样品室改装成了平放式加长扫描区,实现了对全直径岩心进行三维扫描成像。测试结果显示,以往难以描述的岩心断面构造、层理结构、非均态构型、孔—缝展布等全直径三维参数信息均能得到清晰的三维图像,有效拓宽了地学领域微观分析的视野。通过对石油钻井岩心全直径扫描,可以实现在一个较为宽泛的深度段内,观察分析不同矿物组分的含量变化、油气运移轨迹以及缝隙的延展性等重要参数信息,通过对储层物性参数数字化处理的图像可直接反映油气聚集的有效性及储集空间展布规律。这项技术将通过提供储集岩孔—渗架构三维可视化网格图和给予的储层品质定性结论来指导优化油区勘探部署。

缝洞型碳酸盐岩凝析气藏不同开发方式全直径物理模拟研究

缝洞型碳酸盐岩凝析气藏储层结构、流体性质复杂,造成其流动机理及凝析油反蒸发机理不同于砂岩凝析气藏,需要进行开发机理研究来为缝洞型碳酸盐岩凝析气藏提高采收率提供理论基础。本文取得塔中Ⅰ号碳酸盐岩凝析气田露头岩心造缝造洞,采用现场取得的油气样进行配制,使用高温高压全直径岩心设备进行了垂直衰竭、水平衰竭、注干气保持压力、注水保持压力、注干气吞吐、注水替凝析油的全直径岩心物理实验研究。实验根据缝洞型储层不同结构特征分类对比了各种开发方式对凝析油采收率的影响,对缝洞型储层高含凝析油型凝析气藏的合理开发具有很好的指导意义。

全直径岩心分析Archie参数在DQ油田XX区块的非均质火成岩气层评价中的应用

指出了全直径岩心分析的Archie参数(m、n)对非均质储层含油(气)性评价的重要性.使用新疆测井公司开发的全直径岩心多参数分析实验装置及实验方法,以DQ油田XX区块的非均质火成岩气层评价为例,由7块全直径岩样该获得了储层的物性和Archie参数.当应用于该储层含气饱和度估算后,与密闭取心饱和度分析的含气饱和度结果比较,含气饱和度估算误差大致在5%以内,较按Archie参数的确省值(m=n=2)估算的含气饱和度的精度高10%左右.考虑到非均质储层在岩性、物性、孔隙结构的特殊性,推荐“真正”使用全直径岩心分析方法应用于非均质储层的物性、含油(气)性的评价,并重视模拟油藏条件的全直径岩心分析装置的开发.

全直径岩心测试下的速敏效应

为了更准确的掌握某气藏储层岩石渗透率受流体流速的影响,针对该气藏储层多由非均质较强的砾岩和火成岩组成、渗透率低等特点,采用更能代表储层真实情况的全直径岩心测试其速敏效应。实验用氮气以不同的驱替速度和驱替压差驱替岩心,得到由速敏性引起的渗透率损害及相关分析结果。分析结果显示该气藏储层岩样受驱替流体速度影响小,速敏性相对较弱。此外,总结了全直径岩心测试结果,以及测试过程中的优劣之处。

全直径岩心水驱油实验技术研究

建立了一套全直径岩心水驱油实验装置和实验技术,作了表外储层全直径岩心在地层温度下的水驱油实验,整理出全直径岩心油水相对渗透率曲线,并与小岩心实验结果作了比较。结果表明,本文完善的实验技术是可行的。

缝洞型油藏全直径岩心注气驱油实验研究

以缝洞型油藏为研究对象,基于缝洞型油藏全直径岩心,模拟油藏温度、压力条件,考察该缝洞型油藏水驱后期注N_2,CO_2和天然气提高采收率的驱油效果。结果表明:前期水驱对储层底部原油采出程度高;气驱主要对储层"阁楼油"进行驱替并将其空间位置降低,N2驱提高采收率最低,为7.16%;CO_2驱提高采收率最大,为17.35%;后期水驱过程中,N2驱提高采收率最大,为22.28%;CO_2驱提高采收率最低,为5.53%。结合现场施工情况,建议缝洞型油藏注气驱油开发中使用N_2作为注入气。

全直径岩心中油相吸附的实验研究

国内外学者多年的研究，绝大多数已证明多孔介质吸附对油气体系相态或相平衡是有影响的，但是由于缺乏多孔介质对油相吸附的基础数据，还无法实现对原油相态影响的定量描述。为了解决这一问题，本文设计了全直径岩心吸附装置和常规吸附装置，测试了常压、28．5℃下，真实岩心对烃类流体的吸附程度，研究成果认为：①油相溶液中重组分的表观吸附量曲线基本都是开口向上的，都是随着烃类流体浓度的增大，重组分的相对吸附量逐渐变小，至最小后，然后吸附量逐渐大，重组分烃的吸附与浓度有关；（④不论是在渗透率为20mD的全直径岩心，还是在渗透率为80mD的全直径岩心中作吸附实验．相对岩心质量的表观吸附量基本上都介于10～-10^-3mol／kg之间，其相对岩心质量的表观吸附量的相对值在数量级上比较接近。

页岩储层全直径及覆压校正研究——以焦石坝页岩气田五峰组——龙马溪组为例

低孔、特低渗非常规页岩储层的全直径校正与覆压校正仍处于探索阶段,其校正模型有待进一步研究。通过开展焦石坝地区五峰组—龙马溪组页岩岩心的全直径和覆压实验资料分析,明确变化规律,并利用数理分析方法建立校正模型。分析表明,页岩储层小岩样较全直径样品孔隙度低、渗透率高,覆压后孔隙度、渗透率值均降低;页岩岩心孔隙度与覆压值呈多项式关系,渗透率与覆压值呈幂律关系,且关系式中各项系数均与地面无压孔隙度、渗透率值密切相关。校正模型计算的孔隙度值与覆压实验测定孔隙度值吻合性高,说明本校正方法适用于焦石坝地区五峰组—龙马溪组页岩储层,能为页岩储层的全直径校正、覆压校正及储量参数研究提供技术支撑。