适合特低渗透储层的纳米泡沫驱油体系研究

为提高低渗油藏的采收率,本文使用聚乙二醇修饰的SiO_(2)纳米颗粒作为添加剂来提高泡沫稳定性,采用溶胶凝胶法合成了4种不同表面修饰量的SiO_(2)纳米颗粒(即聚乙二醇膜),并对纳米颗粒进行了表征,对零电荷点和化学组成等性质进行了测试分析。通过表面活性剂溶液和纳米颗粒的混合得到纳米流体。纳米颗粒在与表面活性剂协同作用下,对气泡的结构强化,以增加其半衰期和耐久性。当表面活性剂浓度高于CMC时,泡沫稳定性达到最大值。纳米流体中纳米颗粒浓度越低,聚合粒径越小。聚乙二醇的用量可以阻止或促进纳米颗粒的聚集,粒径越小,泡沫的稳定性越好。使用α-烯烃磺酸盐表面活性剂和修饰的纳米颗粒生成的泡沫比仅使用表面活性剂的泡沫更稳定。

利用测井资料精细评价特低渗透储层的方法

鄂尔多斯盆地BB油田长3、长4+5特低渗透储层测井中泥浆滤液对地层侵入作用弱,直观指示油气层和水层的微电极及深、中、浅电阻率的有序排列基本消失,储层中发育的微裂缝还造成井眼的不规则扩径等,导致测井响应中来自油气的成分少,有生产能力的低孔隙度储层与无效层段之间差异很小。通过确定特低渗透储层有效厚度下限,将地层电阻率作为地质背景条件,分析岩性和电性特征及其相应的统计标准,充分利用测井资料分析、识别影响特低渗透储层参数变化特征及有效油气成分。并采用测井与地质及试油等资料综合对比研究,分析储层中不同岩性的钙质、泥质夹层的定量统计、扣除方法及其对测井曲线造成的背景值影响,特别是利用微电极电阻率测井曲线的幅度、差异及其性质,精细评价和划分了特低渗透储层,有效提高了该区目的层段特低渗透储层测井解释和有利区预测精度,为该区特低渗透油田增储上产提供了可靠依据。

基于成岩储集相定量分类模式确定特低渗透相对优质储层——以AS油田长6_1特低渗透储层成岩储集相定量评价为例

针对陕北斜坡中部特低渗透储层受沉积环境、成岩作用及构造等因素影响,成岩过程压实和胶结作用强烈,储层储集性能和渗流结构差异大的特点。利用AS油田长61特低渗透储层成岩储集相定量分类模式圈定相对优质储层,分别进行了区块长61砂岩的成岩作用和孔隙演化分析,建立了不同类别成岩储集相定量分类模式与综合评价指标体系。不同类型成岩储集相成岩过程参数演化及其储集、渗流特征明显不同。Ⅰ、Ⅱ类成岩储集相压实孔隙损失率30.0%～38.1%;胶结孔隙损失率30.1%～36.0%;溶蚀次生孔隙度增加达9.7%,平均溶蚀增加孔隙度都在5.1%～6.5%。它们在低孔、特低渗储层成岩过程中压实、胶结损失孔隙相对较少,溶蚀增加孔隙较多,成为定量评价该区长61特低渗透相对优质储层的成岩储集相"甜点"标准。选用区块各井长61样品物性分析及储集空间鉴定结果,沿成岩过程进行孔隙演化分析推演,得出区块长61各类井成岩阶段孔隙演化参数。分别利用压实损失孔隙度、胶结损失孔隙度、溶蚀增加孔隙度、孔隙度、渗透率及面孔率等特征性参数,通过灰色理论集成,进行被评价参数与评价指标的矩阵分析、标准化、标准指标绝对差的极值加权组合放大及综合归一分析处理,综合成岩过程中参数演化定量分析的多种信息,筛选出Ⅰ、Ⅱ类成岩储集相"甜点"。它们主要分布在酸源的湖盆中心下伏烃源岩(生油区)附近,处于三角洲前缘多期水下分流河道叠置部位的有利储集砂体中,成岩过程中压实、胶结损失孔隙度较小,在其有机酸性水形成时期保留了较多原生孔隙,酸性水容易进入并溶解其中易溶的碎屑颗粒及胶结物,次生浊沸石和长石溶蚀孔隙发育,形成了该区长61特低渗透储层中含油有利区的相对优质储层。通过上述筛选的优质储层确定出该区湖盆中心向南西方向含油有利区连片的规模和范围,圈定出该区沉积作用、成岩作用、后期构造作用及流体改造作用形成的有利成岩储集成因单元,有效地反映出该区特低渗储层中相对优质储层形成的地质特点,进一步表征了该区特低渗透储层含油有利区的分布规律、延伸方向及非均质性特征。从而,提高了该区储层沉积、成岩特征及其含油有利区分布的认识,为特低渗透油田增储上产提供了有利目标和井区。

利用岩石物理相分类研究特低渗透储层参数建模

陕北斜坡中部特低渗透储层受沉积环境、成岩作用、构造等多种因素影响,储层储集性能和渗流结构差异大,储层具有非均质、非线性分布和测井响应复杂的特点,利用岩石物理相分类研究特低渗透储层参数建模,确定评价储层岩石物理相的多种信息、划分方法及其分类建模技术。通过安塞油田沿河湾地区长6储层各类测井、岩心和试油资料,建立不同类别岩石物理相测井储层参数解释模型。在分类岩心刻度测井解释模型的数据点拟合中,分类模型明显改善和提高了对渗透率等特别复杂关系拟合的均匀程度及其线性关系,在一定程度上克服了特低渗透储层低信噪比、低分辨力的评价特征,为准确建立特低渗透储层参数建模提供了有效方法。

特低渗透储层提高水驱油效率实验研究

西峰油田长 8储层渗透率低 ,物性差 ,属特低渗储层 ,常规注水驱油效率低 .在注入水中加入表面活性剂后 ,最终驱油效率比水驱有较大幅度的提高 ( 2 6.6% ) ;水驱压力同样对特低渗透储层岩心驱油效率有显著影响 ,对于空气渗透率大于 1× 1 0 -3 μm2 的岩心 ,水驱压力的提高使水相相对渗透率大幅上升 ,即储层容易发生水窜 ,导致驱油效率上升不多或下降 ;对于空气渗透率小于 1×1 0 -3 μm2的岩心则相反 ,水驱压力的提高不会导致水相相对渗透率上升 。

特低渗透储层压裂液微观伤害评价

正确评价压裂液性能，分析其对特低渗透储层的潜在损害原因及程度，对于压裂液的优选和提高压裂增产效果具有重要意义。选用两种压裂液体系（植物胶、聚合物），3类不同渗透率（0．5×10^-3μm2左右、1．0×10^-3μm2左右、5．0×10^-3μm2左右）岩心，借助扫描电镜、X衍射、恒速压汞、核磁共振等先进实验技术手段，结合常规流动样比对实验，从总体伤害、黏土吸水膨胀与分散运移伤害、水锁伤害以及高分子物质吸附与固相颗粒堵塞伤害等几个方面，对特低渗透储层岩心压裂液伤害机理进行了定量分析评价实验，并对不同压裂液体系不同渗透率岩心进行了对比分析；给出了每种压裂液体系、每类渗透率岩心压裂液伤害的主要机理及其伤害差异；对伤害机理、引起伤害差异的主要原因进行了分析。最后对两种压裂液体系进行了总体评价，从而为压裂液配方优选与改进提供了参考和指导。

特低渗透储层水驱前后储层特征变化规律及机理研究——以长庆油田白209井区长6油层组为例

长庆油田白209井区长6油层组储层为特低渗储层。为研究特低渗储层水驱开发后储层特征变化规律,选取该井区内相同层位、深度接近的岩心进行水驱前后储层特征变化规律对比研究。结果表明,水驱后粘土矿物总量减少;伊利石相对、绝对含量减少;伊/蒙混层相对、绝对含量增加;绿泥石相对含量稍有增加、绝对含量减少。水驱后岩石的孔隙结构更加复杂,孔喉分布不集中,孔隙结构非均质性增强,渗透率变差。另外,润湿性试验结果显示注水后储层空气渗透率减少,吸水量增加,吸油量减少,水润湿指数增加,油润湿指数减少,储层岩石润湿性向亲水方向变化。

大庆外围特低渗透储层合理流压确定与应用

大庆某储层6种渗透率级别不同的岩心测试结果表明,特低渗透储层具有很强的应力敏感性和一定的启动压力梯度。应用油藏工程方法,综合考虑启动压力梯度、应力敏感性、原油脱气以及油、气、水三相同时存在时油相的相对渗流能力,推导出适合特低渗透储层的流入动态方程,对老区油井参数进行调整后,日产油可增加13.7%;对新区合理流压进行预测,得出该井初始合理流压值为5 MPa,且合理流压值随含水率增加而降低。结果表明该方法对老区油井参数调整以及新区投产合理流压控制具有重要的指导意义。

新型深穿透酸液体系在西峰油田长8特低渗透储层中的应用

针对西峰油田长8特低渗透储层注水井注水效果不好,欠注严重,普通酸液增注效果不理想的实际情况,通过岩心溶蚀实验,确定了该油田储层主体酸化用液配方,在此基础上研制了新型深穿透酸液体系SG-1。通过室内静态和动态实验,对该体系的防腐性能、防乳化及酸渣性能、稳定铁离子能力、防膨性能、配伍性、注入性能、热稳定性及岩心酸化效果等进行了评价。现场试验结果表明,使用新型深穿透酸化体系SG-1后,西峰油田西31-14井在油压为18.4MPa的条件下,注入量达到41m3/d,吸水指数达到了2.23m3/(d·MPa),与措施前相比,注入量增加了19m3/d,吸水指数提高了85.6%,有效地解决了油藏的欠注问题,并取得了较好的增油效果,具有良好的推广应用价值。

特低渗透储层的应力敏感性研究及应用

针对特低渗透储层开展了敏感性试验,研究储层渗透率随压力的变化规律,探讨了降压开采、超前注水对储层开发效果的影响。结果表明,特低渗透岩心具有较强的应力敏感性,随着有效压力的增大,渗透率急剧降低,且水测渗透率比气测渗透率更低;开展超前注水、把握超前注水时机能获得较高原油采收率;特低渗透储层SP199井区矿场实施超前、同步注水试验,油井产量稳定、递减幅度明显变小,取得显著稳油效果。

特低渗透储层微观孔隙结构和可动流体饱和度特征

鄂尔多斯盆地镇北地区延长组长4+5特低渗透储层微观孔隙结构复杂,应用常规方法较难对其品质进行合理评价。在利用铸体薄片、扫描电镜和物性分析等常规方法定性研究储层岩石学、孔隙类型的基础上,结合恒速压汞、核磁共振等非常规方法定量研究了其微观孔隙结构和可动流体特征。研究结果表明,沉积、成岩作用共同造成了储层微观孔隙结构和物性的差异,表现为平均喉道半径越大,特低渗透储层渗透率和可动流体饱度越大,储层品质越好,尤其当平均喉道半径小于1.26μm,气测渗透率小于1.0×10-3μm2时。综合研究表明,喉道是影响特低渗透储层微观孔隙结构和开发效果的主控因素。

特低渗透储层产量递减规律物理模拟实验

采用取自四川的特低渗透砂岩露头岩心,制作了4个具有不同渗透率的二维平板模型,并进行了衰竭式开采实验。实验结果表明,在初始压力相同的情况下,储层渗透率越小,储层压力下降速度越慢,储层的初始产量、初始递减率和累积产量越小;特低渗透储层产量递减规律与有效驱动因子有着密切的关系,在对低渗透储层(尤其是特低渗透储层)进行产量递减分析与预测时,必须考虑启动压力梯度的影响。

利用注聚合物泥浆伤害岩电实验参数变化评价特低渗透储层

针对鄂尔多斯盆地陕北斜坡长6特低渗透储层受聚合物泥浆伤害,微电极电阻率曲线在渗透层上的正幅度差异不明显,直观指示油气层和水层的深、中、浅探测电阻率在常规储层的有序排列基本消失.通过注聚合物泥浆驱替前后岩石电阻率与孔隙度及含水饱和度实验关系分析,驱替后岩样电阻率显著增大,岩样电阻率随含水饱和度增大而减小的基本规律不复存在.归纳其岩性系数a、电阻率系数b比驱替前大得多,饱和度指数n由正变负,反映出注聚合物泥浆驱替破坏了储层孔隙结构及其基本特征,测井中造成了范围较小的高侵和特高侵地层电阻率带.从而提出在较为致密的低渗砂、致密砂聚合物泥浆伤害储层中,利用微电极负差异及其电阻率曲线不规则增高变化划分特低渗透油层有效厚度,并以实例阐明了利用岩电实验参数变化评价特低渗透储层的方法.

GGY油田特低渗透储层沉积微相测井多参数定量评价

针对鄂尔多斯盆地陕北斜坡东部特低渗透非均质储层识别有利沉积微相与边缘相分辨率低的特点,基于GGY油田长6有利沉积微相水下分流河道和过渡相分流河道侧翼微相成因标志与测井响应特征关系的分析,阐明了水动力作用下的沉积环境变化对岩石的物理性质的变化起着控制性作用,可利用测井多参数指示沉积能量变化反馈有利沉积微相与边缘相的变化特征。通过沉积成因标志划分的不同类型沉积微相测井响应参数及其敏感性的综合分析结果建立了该区特低渗透储层沉积微相测井多参数定量评价指标体系,利用灰色理论及其相关分析技术实现了沉积微相向测井相定量化转换模型,提升了测井定量评价沉积微相的能力,可有效避免利用砂层厚度或砂地比评价划分沉积微相带来的失误。采用优势相原则,确定该区长621期由北东向南西三角洲前缘有利沉积成因单元储集砂体叠置连片发育的规模、范围及非均质性特征,为特低渗透油藏增储上产提供了有利目标和井区。

有效驱动系数对低和特低渗透储层开发效果的影响

低和特低渗透储层存在启动压力梯度,油水井之间能否建立起有效驱动是影响油田开发效果的主要因素。基于低渗透储层渗流特征,结合油田实际情况,分析了低和特低渗透储层压力梯度分布规律,确定了各类区块的启动压力梯度、有效驱动井距,回归了不同类型区块有效驱动井距和渗透率的关系,定义了有效驱动系数的概念,通过检查井、开发井资料研究了有效驱动系数对低和特低渗透储层开发效果的影响。研究表明,对于低和特低渗透油藏,要综合考虑开发技术和储层条件确定有效驱动井距,通过优化开发井网提高有效驱动系数。研究成果为正确制定此类油藏开发调整方案提供了依据,对于改善油田开发效果意义重大。

特低渗透储层测井系列优化评价研究——以HQ地区特低渗透储层测井系列评价效果分析为例

长庆油田HQ地区长6储层属于低孔、特低渗、复杂岩性、复杂孔隙结构储层,其烃类所占岩层体积比例不足8%,油气储层测井响应十分复杂。本文利用特低渗储层类型识别、储渗特征和含油气性质分析,对11种常规测井方法进行了优化评价研究。通过统计分析区内100多口井的目的层段1000多个不同类型油气储层测井评价效果,有效地阐明了特低渗透储层勘探开发中不同系列测井方法的作用和效果,通过加强测井系列采集和资料深化研究,提出了在特低渗透油田中选择测井技术系列的原则。其中岩性系列以自然电位测井效果为好,井径和有效光电吸收截面测井居中,自然伽马测井较差;孔隙度系列以密度测井效果为好,中子孔隙度测井居中,声波时差测井较差;电阻率系列以阵列感应测井效果为好,俄罗斯感应测井居中,双感应及微电极系测井较差。

特低渗透储层相渗类型及递减规律研究

根据长庆特低渗透储层相渗曲线形态首次将其划分为上凹型、水相直线型和油相直线型3种类型；并首次将相渗和产量递减规律相结合，建立基于相渗、考虑裂缝与启动压力梯度的含水与含水上升率、含水与自然递减的数学模型。研究表明储层递减类型与油相渗透率和含水饱和度之间的关系式密切相关，且不同含水阶段上凹型储层含水上升率和递减均为最小，水相直线型均中等，油相直线型均最大。

注入水中微生物对特低渗透储层伤害评价及推荐指标

开展注入水中微生物对特低渗透储层伤害规律及推荐指标研究,对特低渗透油田精细注水、效益注水有着重要的指导作用。在注入水中微生物特征分析和特低渗透储层孔喉特征分析的基础上,针对3种级别的特低渗透储层,分别开展了3种微生物硫酸盐还原菌(SRB)、铁细菌(IB)和腐生菌(TGB)的低、中、高3种浓度的27组岩心流动实验。结果表明:微生物的注入浓度、注入量及匹配度(自身形态与储层喉道的匹配程度值)是影响特低渗透储层渗透率损失值的3种主导因素;随着微生物注入浓度、注入量及匹配度的增大,最终渗透率损失值将增大;在3种微生物中,对储层伤害程度呈现硫酸盐还原菌(SRB)>腐生菌(TGB)>铁细菌(IB)的规律,应以SRB作为微生物指标中重点控制指标。针对特低渗透油藏储层,提出了注入水中微生物控制指标。

基于孔隙演化的特低渗透储层成岩储集相定量评价——以GGY油田长4+5、长6储层为例

针对鄂尔多斯盆地陕北斜坡东部特低渗透非均质储层储渗特征受成岩作用控制的特点,基于GGY油田长4+5、长6成岩作用特征、孔隙度演化及成岩储集相有利因素和不利条件分析,将该区特低渗透储层分为Ⅰ类弱胶结强溶蚀的粒间孔-溶孔型、Ⅱ类中胶结中溶蚀的溶孔-粒间孔型、Ⅲ类较高胶结弱溶蚀的剩余粒间孔型、Ⅳ类高胶结弱溶蚀微孔型共四类成岩储集相,并阐明了该四类成岩储集相在岩性、物性、沉积微相、孔隙类型、结构、压汞图像等方面的分类特征。通过不同类别成岩储集相在压实、胶结、溶蚀等主要成岩阶段孔隙度演化模式的差异,建立了该区特低渗透储层成岩储集相评价划分的指标体系。评价出的Ⅰ类、Ⅱ类成岩储集相广泛分布在水下分流河道及河道叠置型河口坝微相带,且具有相对较好的孔隙结构和渗流、储集特性,是筛选相对高产高渗储集单元的有利层位和井区。

特低渗透储层四性关系及有效厚度下限研究——以靖安油田大路沟二区长6储层为例

靖安油田大路沟二区长6属于特低渗透储层,通过对研究区岩心、测井、录井和试油等资料的研究分析,明确了储层四性关系,解决了特低渗透储层油层段有效厚度下限值:渗透率的下限为0.1×10^(-3)μm^2,孔隙度下限为8.5%;电性下限电阻率9.5Ω·m,声波时差220.0μs/m,含油饱和度43.5%。此方法为长6储层及其他特低渗透储层进一步勘探开发及老井措施提供有力技术支持。