考虑流体非均质性的低渗透油藏CO_2驱试井分析

CO_2驱是提高低渗透油藏采收率的一种重要方式,但目前对驱替过程中压力响应动态的认识不足。CO_2的注入使地层流体性质发生改变,形成CO_2区、CO_2-原油过渡区和未波及原油区。基于复合油藏渗流理论,引入幂律型公式和牛顿插值公式来描述CO_2-原油过渡区内流体非均质性的变化特征,建立了低渗透油藏CO_2驱试井模型,并采用数值方法进行求解。对CO_2-原油过渡区内2种流体非均质性变化形式下的试井曲线特征进行了分析。结果表明:当CO_2-原油过渡区内流体黏度与综合压缩系数均呈幂律型变化时,其变化指数均增大,CO_2区与CO_2-原油过渡区流度比和导压系数比均增加,压力导数曲线斜率增大;当CO_2-原油过渡区综合压缩系数呈非连续性变化时,压力导数曲线因CO_2区与CO_2-原油过渡区导压系数比的增加而呈现下凹趋势。最后,通过实例应用提出了CO_2驱试井解释方法。

储层流体非均质性对加拿大油砂热采的影响

加拿大是世界上油砂资源最为丰富的国家,其中约80%的资源需要通过热采方式采出,目前应用比较广泛的热采技术包括蒸汽辅助重力泄油和蒸汽吞吐等。油砂热采的油藏模拟结果与生产历史难以拟合是面临的主要难题之一。分析发现,西加拿大沉积盆地范围内原油物性在横向和垂向上变化较大,油藏底部和顶部原油物性完全不同。重点对原油粘度垂向梯度变化对热采开发效果的影响进行油藏模拟研究,发现粘度梯度变化是造成油藏模拟结果与生产历史难以拟合的主要原因,采用变粘度模型模拟的累积产油量与实际生产数据吻合较好,采用定粘度模型的模拟结果偏高。利用变粘度模型对研究区的生产井位置优化结果显示,将蒸汽辅助重力泄油生产井部署在油水界面之上8 m处油层的动用程度和经济效益最大。将储层流体非均质性(特别是粘度非均质性)与储层岩石非均质性相结合,并应用于油藏描述和数值模拟中,能够准确预测油砂热采的生产动态及开发效果,优化生产管理,确保采收率和经济效益的最优化。

高速剪切均质改善浆液黏附力的研究

探讨了高速剪切均质在纺织浆纱浆液上的应用,研究了其对浆液黏附力的改善作用。结果表明:高速剪切均质可使淀粉浆液以及淀粉与PVA、聚丙烯酸类混合浆液的黏附力有明显的改善和提高,这对于进一步提高浆纱质量具有积极作用。

储层非均质性研究方法进展

储层非均质性作为储层表征的核心内容之一,一直是研究者关注的焦点。储层非均质性的研究内容主要包括储层非均质性分类、储层非均质性评价、储层非均质性成因分析和储层非均质性对油气田开发的影响等。国外对于储层非均质性研究主要包括利用各种实验研究储层孔渗等物性特征及其对流体渗流规律的影响、利用野外露头资料开展地质建模和模拟研究进行储层非均质性定量分析。国内主要包括通过沉积学、成岩作用等地质成因分析研究储层非均质性和基于测井精细解释的渗透率等储层物性参数进行非均质性的定量评价等。研究方法有地质成因分析法、层序地层学方法、各种实验研究方法、地质统计学方法、各种数学计算方法、测井解释方法、地质建模方法、地震预测方法、数值模拟方法和生产动态分析法等。结合自身科研实践,分析了不同研究方法的优缺点。在此基础上指出了目前储层非均质性研究中存在的主要问题和今后的发展方向。

一个重要的流体力学基本概念

不可压缩流体是流体力学的一个重要基本概念,但在流体力学教学的过程中,不可压缩流体与不可压缩均质流体这两个概念经常被混淆,在一些流体力学的教科书中,这两个概念也常被混为一谈,其关键是对物质(随体)导数这个概念理解不正确.本文对不可压缩流体与不可压缩均质流体这两个重要的流体力学概念进行了辨析,并以此为切入点,介绍了如何理解物质(随体)导数、时间导数、空间导数等概念的区别与关系,澄清了一些教科书中的错误论述.

朝阳沟油田朝55断块储层流体连通性研究

朝阳沟油田是典型的湖相沉积环境下形成的低渗透油田,储层内断层和裂缝非常发育,储层砂体分布非均质性强。为了了解储层内流体的分布特征和储层被断层分割的情况,从而为该油田开发后期采取有针对性的加密调整、提高开发效果提供科学依据,利用薄层色谱-火焰离子检测技术(TLC-FID)和原油色谱指纹技术,结合地质资料研究了朝阳沟油田典型区块——朝55区块扶余油层原油的分布特征,该区块断层之间和断层内部各井间在横向和纵向上的连通情况。结果表明:虽然朝55断块的断层和裂缝广泛发育,但是对储层内砂体的分割性不强,总体上,储层流体在横向和纵向上均具有较好的连通性。

成因机理控制下的低电阻率油层发育特征及地质目标优选

通过建立低阻油层各种岩石物理成因与地质成因之间的关系,结合沉积环境、成岩作用、构造特征和成藏动力因素等综合分析低阻油层的发育特征,提出了5种具有典型意义的低阻油层有利勘探目标区带:(1)小规模、低幅度构造发育区,(2)天然水淹等构造运动活跃、流体非均质严重的区带,(3)岩性细、粘土矿物组合中蒙脱石含量高的区带,(4)弱水动力环境下砂泥岩薄互层发育区,(5)与火山碎屑沉积演化有关的黄铁矿等导电性矿物富集区。以上区带都是低阻油层的勘探目标优选区。由于钻井泥浆与地层水性质不同等侵入原因而造成的油、水层电性标准模糊则属于工程原因所导致的低阻。

不可压缩流体的数学和物理解析

不可压缩流体的概念和内涵在冶金传输原理基本理论和计算冶金学的教学中具有重要地位。在以往的教材和教学中,不可压缩流体等同于常密度流体。为了探究这一思想的由来,回顾了不可压缩流体的数学定义,分析了不可压缩流体、均质流体和常密度流体之间的区别,给出了工程中不可压缩流体的判断标准。基于Boussinesq近似解释了将不可压缩流体视作常密度流体的理论基础,根据不可压缩流体和定常流动的定义式推导出作定常流动的不可压缩流体的密度是常数的结论。

惠州26-2油田油藏地球化学特征及其地质意义

采用油藏地球化学方法,初步建立了惠州26-2油田油水层的地球化学判识标准,分析了该油田油藏地球化学特征。惠州26-2油田珠江组和珠海组有来自文昌组和恩平组烃源岩生成的两期油气充注,先期充注的、来自文昌组烃源岩生成的原油在珠海组中下部遭受了中等强度的生物降解,后期又有来自恩平组烃源岩生成的油气充注。珠江组油藏中的烃类生物降解不明显。根据油藏烃类的组成差异和惠州26洼烃源岩热演化史,探讨了惠州26-2油田周边主断层的开启性及油气运移方向。

关于油藏流体连通性和分隔性的研究

油藏的分隔性和油层连通性研究是油气藏评价的重要内容，油藏地球化学研究成果表明，储层连通不一定等同于流体连通，因为油层内可能存在有机隔层，出现“储层连通，油层分隔”的现象。本文通过对油藏流体连通性和分隔性理论的探讨，系统地总结了油藏内流体流动屏障的确定方法。

低电阻率油层成因机理分析及有利区预测

低电阻率油层的岩石物理成因较为复杂。通过对8个盆地中发育的54个典型低电阻率油层(藏)的系统研究,建立了低电阻率油层各种岩石物理成因与地质成因之间的关系。结合沉积环境、成岩作用、构造特征和成藏动力等综合分析低电阻率油层的发育特征,提出了5种具有典型意义的低电阻率油层有利勘探目标区带:①缓坡带低幅度构造岩性油藏发育区;②构造运动活跃区天然水淹、流体非均质现象严重的区带;③埋藏浅、岩性细、黏土矿物组合中蒙脱石含量高的区带;④弱水动力环境下砂泥岩薄互层发育区;⑤与火山碎屑沉积演化有关的黄铁矿等导电性矿物富集区。由于钻井泥浆与地层水性质不同等侵入原因造成的油、水层电性标准模糊则属于工程原因所导致的低电阻率。

基于层次分析的层状油藏采收率敏感性研究

针对储层和流体层间非均质性强、层间矛盾严重、层系划分、井网部署影响因素对层状油藏开发效果影响程度不一的问题,结合实际层状油藏的储层特点和开发特征,基于油藏数值模拟方法和层次分析理论,对海外H层状油藏采收率影响因素进行研究,评价H油藏采收率对储层渗透率级差、原油黏度级差、地层压力级差、油层厚度及采油速度等影响因素的敏感性。结果表明:层状油藏开发初期采油速度对采收率影响最为明显,但从油藏储层和流体特征出发,油藏采收率对流体黏度级差变化最为敏感,其次为渗透率级差和地层压力级差,受储层厚度级差的影响最小。

低渗透油藏CO_2吞吐压力响应曲线分析

CO_2吞吐是低渗透油藏提高采收率的一种重要方式,但是目前对吞吐过程中的压力响应认识不足。低渗透油藏注入CO_2后,黏度等流体性质随CO_2浓度分布变化而产生平面非均质现象。为了表征低渗透条件下的压力动态,基于Fick定律求解CO_2浓度分布来反映流体的性质差异,在达西渗流方程中引入渗透率模数和启动压力梯度来反映油藏的低渗透特性,通过黏度耦合浓度方程和渗流方程,建立了低渗透油藏CO_2吞吐压力响应模型,采用数值方法对模型进行求解,并通过解析方法和数值模拟对模型可靠性进行了验证,最后分析了低渗透特性参数以及CO_2浓度相关参数对压力响应曲线的影响。研究结果表明:启动压力梯度越大,CO_2注入压力越大,压力及压力导数曲线斜率也越大;渗透率模数越大,压力及压力导数曲线末期斜率越小;CO_2注入速度越快,其注入压力越大,浓度扩散越快,波及区与未波及区的界限越明显;CO_2扩散系数越大,储层流体性质的非均质性越小,波及区与未波及区界限越不明显。该模型可应用于低渗透油藏CO_2吞吐注入过程试井分析、地层参数预测以及CO_2浓度分布动态分析。

油田开发中后期精细油藏描述研究内容特征

精细油藏描述是油田开发最重要的基础工作,贯穿油田开发的始终。开发中后期的精细油藏描述研究内容与开发初期相比,发生了明显变化,体现出重点性、深入性和精细性的特征。将开发中后期精细油藏描述重点研究内容总结为8方面,分别是:小断层和微构造精细研究、高分辨率层序地层学等理论指导下的地层精细划分与对比、沉积微相研究基础上的储层构型表征、储层微观孔隙结构定量评价、储层流体非均质性研究、油藏开发过程中的储层变化规律分析、多点地质统计学等地质建模方法探索和多信息综合剩余油描述技术。开发中后期精细油藏描述应该针对油田生产实践中出现的关键瓶颈问题,开展针对性的重点攻关,为老油田剩余油挖潜和提高石油采收率提供依据。

油藏地球化学在沈家铺断块油田的应用

首先采用色谱、色谱-质谱等分析技术研究了本区枣Ⅴ油组原油地球化学特征及断块间油藏流体连通性,然后利用岩石热解(Rock-Eval)和薄层色谱-火焰离子检测技术(TLC-FID),结合试油及测井资料,建立了枣Ⅴ油组油干水层划分的地球化学标准,研究了流体(原油)及其性质在纵向上和平面上的变化及分布规律。研究结果表明,枣Ⅴ油组原油为低成熟原油,其源岩形成于微咸水—半咸水湖相还原环境,主要由菌藻类有机质组成,但某些藻类可能是其源岩有机质的主要贡献者;枣Ⅴ油组断块间油藏流体不连通;纵向上,储层流体非均质性强,总体而言,随深度增加枣Ⅴ油组储层含油性逐渐变差,但原油性质逐渐变好。平面上,储层流体非均质性强,不同断块含油性不同,同一断块不同部位含油性不同;不同断块原油性质不同,总体而言,从NE到SW,枣Ⅴ油组的原油性质逐渐变好。

基于PC-SAFT状态方程的均质2CLJ粗粒化分子力场的开发及热物性预测

基于力场的分子模拟在工质流体热物性预测及微观机理揭示方面可发挥重要作用。然而,分子模拟的关键在于精确分子力场的开发与获取。传统上,分子力场参数的获取主要通过对有限热力学数据的重现来实现,这往往基于一种十分耗时的试错法,且该类型力场的预测能力通常局限于有限的热力状态区间。为克服传统力场参数化方法的局限性,本文主要提出一种采用基于PC-SAFT状态方程的分子力场开发方法,并将该方法成功用于两芯Lennard-Jones(2CLJ)流体的热物性预测。

利用静压数据探讨渤海海域常压油藏砂体连通性

基于同一个油藏压力系统的一致性,常压条件下地层压力与海拔理论上的线性关系是目前判断同一层序地层格架下砂体连通关系的重要依据。受储层高渗与流体非均质性的影响,判断砂体连通性的线性规律存在局限。通过数学归纳分析,发现常压油藏砂体连通关系的新方法,即建立压力系数与海拔的反比例函数关系。根据反比例函数的相交性、单调性、有界性与对称性,探讨反比例函数性质与油藏压力系统的关系,进一步判断砂体的连通性。针对渤海海域7个油田、50余个开发井已证实连通关系的常压油藏,验证压力系数-海拔反比例函数性质与砂体连通性的关系并证实:1函数图像连续且相交重合、单调性与渐近线一致且对称轴唯一是判断同一层序地层格架下砂体相连通的关键依据;2压力系数对分析砂体的连通关系比地层压力的线性关系更为敏感、可靠;3函数曲率受储层渗透性和流体性质等影响,规避了线性规律的局限。

莺歌海盆地底辟发育机理与流体幕式充注

莺歌海盆地的底辟作用是在上第三系断裂不发育的构造格架下，盆地快速沉降和细粒沉积物快速充填引起的强超压和边界断层右旋走滑决定的张应力共同作用的结果．底辟活动具有多期间歇性，并引起上覆地层的间歇性双向上超和地层厚度变化．底辟构造带浅层气田具有明显的层间流体多重非均质性，其充注历史分为４期，不同期次充注的天然气的烃类气体、ＣＯ２和Ｎ２等非烃气体的含量以及烃气和ＣＯ２的同位素组成明显不同．底辟的多期间歇性活动、气田的多期不连续充注、流体活动的瞬态热效应及油气组分的强烈运移分异反映了流体的幕式充注和天然气幕式成藏．

陆相页岩油效益开发的若干问题

我国陆相页岩油已经取得一系列重大勘探开发突破,但大规模开发的抗风险能力和可持续发展能力存在较大挑战.实现陆相页岩油规模效益开发,理念变革是关键,为此提出“全生命周期可接受经济指标条件下最大化采收率、最小化环境影响为根本目标”的效益开发理念.为了支撑上述开发理念,提出需系统性评价陆相页岩油的流动能力、改造能力和提高采收率能力并梳理出关键评价内容,对前人较少关注的页岩油原油性质空间非均质性、微观润湿性、大分子滞留、细观-宏观多尺度力学性质、主动应力干扰机理等关键评价问题进行剖析阐述.指出:页岩油流动能力是甜点评价和提高采收率的基础,地质时间尺度页岩油流-固耦合演化过程形成的累积效应具有控制性作用;页岩复杂组构多尺度力学性质及诱导应力场动态演化行为是改造能力的关键,可通过主动应力干扰提高“人工渗流体”的有效性;陆相页岩油在工作介质介入条件下的可流动能力是微观驱油效率的核心,在立体开发条件下构建和强化特殊的提高采收率机制;流体非均质性、微观润湿性、细观力学性质及人工渗流体基质有效渗透率是需要高度关注的基础性评价参数并强化其定量表征和理论建模.建议加强针对性实验装备研制和实验方法创新,强化陆相页岩油现场科学实验室规划与建设,发展数字化智能化仿真技术与评价方法,构建基于“数字孪生”多尺度映射与建模技术.

多尺度岩石力学层对断层和裂缝发育的控制作用

岩石力学层是控制断层裂缝系统的重要因素,岩石力学层级次和分布特征影响油气富集和高产.岩石力学层界面类型、特征及其对裂缝限制能力的差异决定了界面之间的岩石力学层存在多尺度特征,并影响不同尺度裂缝的垂向延伸.多尺度岩石力学层划分方法包括裂缝层和构造层等构造变形方法、岩石学方法、层序地层学方法、测井数据反演力学参数法、实测岩石力学参数法、叠前地震数据反演等.岩性是岩石力学性质演化和裂缝发育的物质基础,岩性组合控制了多尺度岩石力学层的纵向分布规律.岩石力学层界面对裂缝的限制能力决定了对应岩石力学层的尺度.岩石力学层厚控制了层内裂缝密度,主要有裂缝间距指数线性模型和幂函数模型两种定量关系.大尺度岩石力学层控制了大尺度断层裂缝的倾角、密度及构造样式等特征,进一步控制了流体运移、富集和成藏,决定了含油层系的垂向分布以及有利储层的发育.中小尺度力学层及微尺度力学层控制了断溶体储层垂向非均质性.研究深化了对多尺度断层裂缝主控因素的理解,为油气渗流富集研究以及裂缝性储层建模提供了依据.