可视化微观渗流模型的试验研究

为了研究流体在孔隙介质中的渗流情况,设计制作了可视化微观渗流模型。利用多种流体介质(水,油,泡沫等)、多孔隙介质(玻璃珠,石英砂,真实岩心等)及可视化微观渗流模型,对流体围观渗流特征进行研究。结果表明:可视化微观渗流模型符合设计要求,能观察模拟地下流体渗流的情况,有利于油气的勘探、开发及油气采收率的提高。

一种高仿真耐温耐压微观可视化模型及应用

为了研究地层多孔介质在不同驱替条件下剩余油的分布特征,选取特种玻璃材料,根据天然岩心薄片及铸体薄片数字化图像,采用激光刻蚀技术研制一种具备接近天然岩心孔喉特征的特制玻璃材质微观可视化模型,该模型耐压20MPa、耐温100℃。研究发现,该模型能很好地应用于CO_2驱油实验的剩余油研究,采用特种玻璃材质具有透光性好的优点,拍摄效果清晰,有利于观察和总结。引用九宫格图像拆分处理方法,通过软件计算定量描述剩余油。研究成果对微观剩余油的研究和深化机理认识具有重要的理论和实践指导意义。

三种可视化技术在驱油剂评价中的适应性

针对可视化技术在驱油剂评价中适用范围不明确的问题,对比了可视化微观物理驱替模型、计算机X线断层扫描(CT)和核磁共振成像(MRI)三种可视化技术的原理与功能,分析了它们在驱油剂评价中的应用范围与存在的问题。可视化微观物理驱替模型和CT适用于驱油剂驱油机理的研究,前者侧重于微观,后者侧重于宏观;CT和MRI适用于驱油剂驱油性能的评价,前者侧重于轻质油体系下剩余油饱和度的沿程分布,后者侧重于稀油体系下剩余油在不同孔径孔隙内的分布。

裂缝方位和注入速度对裂缝热储回灌水微观渗流规律影响研究

回灌技术为开采裂缝热储资源的一种重要措施,回灌水在裂缝热储中渗流过程和规律复杂,回灌水如何在裂缝中渗流及回灌水的注入方向和注入速度对回灌水的微观渗流规律影响如何,对裂缝热储的回灌开发具有重要影响。针对裂缝热储地层的特点,由于地层水回灌进入岩心物理模型中,无法直观地观察回灌水的流动方向和研究其波及面积,因此,采用一种基于染色示踪技术监测地热回灌水微观渗流规律方法,研究了裂缝方位和注入速度对裂缝热储回灌水的微观渗流规律影响。结果表明:随着地热回灌水的注入方向与地层中裂缝的夹角增加,回灌水的波及面积增加。当回灌水注入方向与裂缝夹角相同时,随着注入速度的提高,回灌水的波及面积有明显提高,当回灌水注入方向与裂缝夹角90°时,回灌水的波及面积最大且效果最好。

致密砂岩储层孔隙结构对渗流特征的影响——以四川盆地川西地区上侏罗统蓬莱镇组储层为例

致密砂岩储层孔隙结构复杂、非均质性强,其渗流特征较之于常规砂岩储层存在着较大差异。为此,以四川盆地西部地区上侏罗统蓬莱镇镇组致密砂岩储层为研究对象,基于物性、压汞、核磁等实验数据,在分析储层孔隙结构的基础上,结合相渗实验和可视化微观驱替模型,模拟油气成藏与开发过程中不同类型孔隙结构致密砂岩储层的渗流特征及气、水两相运移机理和分布状态。研究结果表明:1不同孔隙结构储层的气体前缘推进特征均出现类似于树杈状的黏性指进现象,储层孔隙结构越好,束缚水饱和度越低,束缚水状态下的气相相对渗透率越大,气藏更易被开发;2开发后期残余气主要以绕流、卡断以及孔隙盲端等方式形成的封闭气存在于储层中;3不同类型储层的气、水两相相对干扰均较强,生产过程中容易产生气、水同出的现象;4封闭气的存在会严重降低气井产量,而水相的存在则会极大地降低气相相对渗透率,导致低渗透致密砂岩含水气藏后期产水严重,开发难度大,采出程度低,进而严重影响到气井的有效开发生产。

缝洞型碳酸盐岩气藏多类型储层内水的赋存特征可视化实验

缝洞型碳酸盐岩气藏非均质性强且孔隙结构复杂,多类型储层内水的形成过程与赋存模式难以确定,影响储层内气体渗流能力与气井生产动态预测。将岩心CT扫描与微电子光刻技术结合,设计并研制了3种储层的微观可视化模型,开展气驱水物理模拟实验,定性研究了水的形成机理与赋存模式,并利用ImageJ灰度分析法定量研究了不同压差下的含水饱和度及残余水膜占比变化规律,综合分析了多类型储层内水的赋存特征及其对气体渗流的影响。结果表明:天然气在不同类型储层中的运移成藏过程不同;多重介质中的水由原生可动水和残余水组成,而残余水又分为次生可动水和束缚水;残余水主要以“水膜”、“水团”、“水柱”和“水珠”4种模式赋存在不同类型储层的不同位置,其主要影响因素有毛细管力、表面张力、气驱压差和通道连通性;可动水、残余水饱和度是与储层物性、孔隙结构和气驱压差直接相关的参数;流动通道尺寸越小,相同气驱压差下水膜占据的空间越大,且水膜占比呈指数性增加;随着气驱压差增大,水膜占比减小,当气驱压差增大到一定程度时,水膜占比基本不再减小,形成“薄膜”型束缚水。

三元段塞组合结合数值化方案对微观剩余油研究

微观剩余油赋存状态是设计调整评价油田开发方案的重要依据.利用微观可视驱油实验系统,结合现场段塞组合,开展三元段塞复合驱替模拟实验,并采集不同驱替阶段的图像,同时利用图像识别方法,根据不同类型微观剩余油的数字化几何特征计算出每类微观剩余油的含量及驱油效率,明确段塞组合体系微观剩余油采收效果.实验结果表明,该数值化方法可以区分出不同类型微观剩余油个数及含量,为该类可视化实验奠定良好的分析基础;强碱与弱碱三元段塞组合提高采收率幅度相当;较高的主段塞粘度能奠定一个良好的采收率基础,并且段塞粘度递增的组合提高采收率效果要高于粘度稳定的段塞组合.

碳酸盐岩裂缝热储回灌水渗流规律影响因素

回灌措施是解决地热水水位下降、实现碳酸盐岩裂缝热储资源可持续利用的重要技术措施。然而,碳酸盐岩裂缝热储回灌开发中存在回灌渗流规律不明确、回灌开采模式不清晰等问题,制约了碳酸盐岩裂缝热储高效回灌开采。针对某区块碳酸盐岩裂缝热储地层,基于物理模拟实验方法,构建可视化微观刻蚀模型和大尺度胶结平板模型,研究回灌水的注入速度、裂缝方位和井网方式对回灌水的渗流规律及温度场变化特征影响,分析回灌水渗流及热交换特征。微观渗流实验结果表明,提高回灌水的注入速度与增加裂缝方位角度,可以提高碳酸盐岩裂缝热储地层中的回灌水的波及面积。当裂缝方位为90°、注入速度为0.04 mL/min时,回灌水的波及面积最大。当井网方式为"2注3采"时,为现场经济效益最大化的开采方式。在微观渗流实验的基础上,利用碳酸盐岩裂缝热储胶结物理模型,研究回灌水注入时的温度场变化情况。根据温度场分布特征,当裂缝方位为90°时,回灌水能够在高波及范围内发生热交换。