A油田致密油储层驱替介质优选

致密油藏目前主要利用水平井压裂进行开发,初期产量较高,地层能量衰减后产量迅速递减,未能实现致密油的长期经济有效动用。针对此问题涌现出了同井缝间注采、拉链式分布驱替等新的技术手段,为了验证此类技术在A油田应用的可行性,在A油田致密油A区块选取天然岩心,进行表面活性剂驱、二氧化碳驱、天然气驱及氮气驱室内岩心驱替实验,明确了不同介质的增油潜力与驱替难度。根据实验结果分析,水驱后使用上述介质能进一步提高驱油效率,提高幅度为9.79%~31.06%,其中二氧化碳驱增幅最大。数据表明,以目前的注入能力及水平井裂缝分布情况来看,要实现致密油驱替,动用储层内的剩余油,只有通过注入气态介质才具备实施的可行性,液压介质受过高的驱替压差制约,暂不具备实施的可行性。

致密油田注水吞吐采出程度影响因素实验研究

为探索致密油藏注水吞吐提高采收率影响因素,以鄂尔多斯盆地长8致密油储层为研究对象,开展了长岩心室内吞吐实验,研究了渗透率、闷井时间、注入水量、注水速度、吞吐周期、注入压力对长8致密油储层采出程度的影响因素。结果表明:对于致密油长8储层,基质渗透率影响注水吞吐效果,渗透率越大,注水吞吐采出程度越高;原油与基质中的流体交换效率受油焖井时间影响,焖井时间越长,流体交换越充分,最终采出程度越高,但焖井时间存在临界值;注水量、注水速度是地层能量的有效补充,影响吞吐的最终采出程度,注水速度越低,越容易发挥毛细管力的渗吸作用,吞吐效果越好,注水量存在临界值,超过临界值后容易形成优势通道,影响采出效果;注入压力影响岩心内部渗吸作用发生的范围,从而影响最终采出程度,注入压力越高,注入水进入的孔隙越多,渗吸发生的范围越大,吞吐效果越好。研究成果对致密油高效补充能量开发提供借鉴。

不同压裂液对大庆外围扶杨储层孔隙喉道伤害机理研究

不同压裂液体系对大庆外围致密油储层孔隙喉道具有不同的敏感性。基于X射线衍射、薄片鉴定等技术对区块储层的宏观和微观孔隙结构特征进行表征,分析了储层潜在敏感伤害特性,通过岩心驱替伤害试验,进一步评价了表面活性剂、高分子聚合物、胍胶3种压裂液基液与破胶液对储层岩心的伤害,并使用岩石润湿性测定、CT断层扫描和电镜扫描等方法,厘清了不同压裂液对2个区块致密油储层孔隙喉道微观伤害机理。结果表明,大庆外围致密油储层黏土含量高,易引起水敏、速敏;陆源碎屑中岩屑含量比较高,长石含量少,胶结物以方解石或方解石+黏土为主,储层孔隙结构性质差。3种基液对致密油储层均存在伤害,伤害程度依次增加,3种压裂液的破胶液对2个区块的孔隙和孔喉伤害率分别为45.11%和16.02%、34.57%和7.45%、13.06%和6.49%。实验结果为优化大庆外围致密油区块压裂液体系配方提供依据,可降低压裂液对致密油储层的伤害,提高大庆油田致密油藏的有效动用。

用覆压岩心渗透率优化测井渗透率计算模型

渗透率是确定储层产能的关键指标之一,其准确性关系到储层产能评价的准确程度。测井数据相对试井资料更加丰富、成本低,可以有效获得井筒附近地带各小层的静态特征,为小层的产能评价提供参数支持。为了使测井渗透率的计算更为精确,以吉木萨尔致密油地区为例,在前人研究基础上,通过分析对比覆压孔渗实验数据,发现渗透率和有效覆压的无因次乘幂关系比一般认为的指数关系要好。用无因次乘幂关系模型预测地层真实岩心渗透率,进而来拟合测井参数与孔隙度、渗透率的关系,以达到优化测井渗透率计算模型的目的。该方法在吉木萨尔致密油地区的应用效果良好,比直接用地面岩心实验值的计算结果更为接近实际值。

基于有限体积法的致密油储层数字岩心中流动与传热研究

以新疆吉木萨尔致密油储层岩心为研究对象,利用Micro-CT扫描技术并结合先进的图像处理技术建立了具有真实孔隙结构特征的三维数字岩心及孔隙网络模型,统计获取了孔隙与喉道体积及等效直径等特征参数的分布。利用基于有限体积法(FVM)的计算流体力学(CFD)软件ANSYS FLUENT完成了三维数字岩心的渗流模拟并计算获得了岩心内部速度场与温度场的分布情况,得到了复杂孔隙空间不同流动方向的绝对渗透率大小。其微观流场计算结果显示岩心内部存在汇流通道,汇流通道的尺度对岩心不同方向的渗透率具有重要影响。所提供的方法为研究致密储层内的复杂流动与传热问题的研究提供了一种途径。

国外致密油储层微观孔隙结构研究及其对鄂尔多斯盆地的启示

致密油储层微观孔隙结构是致密油储层研究的重点和难点,也是制约致密油勘探、开发的关键问题,主要表现在:致密油储层微观孔隙结构表征难、分类评价难、预测难,并且孔隙结构与油气赋存和渗流的关系复杂等。国外在致密油储层微观孔隙结构研究方面取得了一些进展:发现了纳米孔喉储集类型并研究了其成因;逐级深入,形成了微观尺度分析测试系列方法;发展了数字岩心技术;定量分析了矿物成分及其在微观渗流中的作用;有效识别和表征了微裂缝;对比分析了储层中各类孔隙及流体分子的尺度。根据国外的经验,探讨了鄂尔多斯盆地致密油储层微观孔隙结构研究的思路和方法,指出要在致密油储层微观孔隙结构测试手段上有所突破;要证实致密油储层中纳米级孔隙的存在与否及其贡献;要揭示致密油储层中孔隙和喉道的配置关系;要认识致密油储层中微裂缝发育及分布规律;要探讨致密油储层改造及储层保护的手段。

致密油储层裂缝特征及对产量的影响——以鄂尔多斯长6和长4+5油层组为例

裂缝控制致密油流体渗流方向和注水水窜方向,影响其产量和采收率。为研究长6和长4+5主构造裂缝及衍生的微裂缝方向,同时阐明优势渗流通道方向,以野外露头研究和岩心铸体薄片观察及扫描电镜观测为基础,结合前人研究成果,识别出长6和长4+5油层组三期构造裂缝,走向分别为近南北向、东西向及北东向,同时薄片中可见微观成岩裂缝,包括溶蚀缝、成岩收缩缝及粒内缝。长4+5油层组代表水窜井动态资料研究显示,北东向和东西向为流体优势渗流方向。研究结果表明:(1)南北向裂缝形成最早,受燕山期构造运动控制,北东向裂缝形成最晚,北东向和东西向裂缝受喜山期构造运动控制。(2)研究区构造裂缝规模较大,多条平直缝同时出现,开度值保持固定,具有一定方向性,与非构造成岩裂缝特征差异明显,而宏观构造裂缝与微裂缝之间继承性明显,表现为走向、形态等特征类似,具有相同成因。(3)广泛存在构造裂缝形成北东向和东西向两个高渗水窜通道,该通道上注采井网表现为前期产量较大,后期易水窜。该研究成果为致密油开发中高渗通道研究及井网部署实践提供了指导。

鄂尔多斯盆地长7致密油储层二氧化碳驱油实验

鄂尔多斯盆地长7致密油储层具有致密和低压的特征,采用常规注水开发存在采收率低的问题,从而制约了致密油的开发效果。针对鄂尔多斯盆地长7致密油储层注水开发采收率低的问题,基于CO2驱油细管实验、原油流变性测试实验、CO2浸泡岩心实验以及岩心驱替实验,并结合润湿接触角测试方法和核磁共振成像技术,研究了长7致密油储层CO2驱油的增产机理。研究结果表明:长7致密油最小混相压力为23.9 MPa,在长7致密油储层CO2驱过程中,注采井间CO2非混相驱占主导,在注入井附近局部区域可能出现混相驱;在地层温度压力(75℃,18 MPa)条件下,未溶解CO2原油的黏度为8.87 mPa·s,溶解CO2的原油黏度为7.99 mPa·s,其黏度降低幅度为9.9%;CO2水溶液浸泡24 h后,长7致密砂岩的润湿接触角从66.1°降低到54.0°,亲水性增强;水驱致密砂岩岩心的驱油效率为47.2%,CO2的驱油效率为71.5%,较水驱提高驱油效率24.3%,且致密砂岩渗透率越高CO2驱油效果越好。实验证明CO2驱可以显著提高长7致密油储层的驱油效率,是长7致密油高效开发的重要技术。

国外致密油储层微观孔隙结构研究进展及其对鄂尔多斯盆地致密油研究的启示

致密油储层微观孔隙结构特征是致密油储层研究的重点和难点，也是制约致密油开发的关键问题。国外在致密油储层微观孔隙结构研究方面开发了新技术，获得了新认识，对致密油工业开发起到了助推作用。我国致密油储层微观孔隙结构特征的研究需要借鉴国外研究成果，突破常规，应用新技术、新方法，解决制约致密油开发的基础问题。介绍了国外在致密油储层微观孔隙结构研究方面采用的新方法及取得的认识，分析了致密油储层基本特征及微观孔隙结构研究的难点，初步探讨了鄂尔多斯盆地致密油储层微观孔隙结构特征研究的思路和方法。

致密储集层空气泡沫驱模拟实验与应用

致密油藏的开发主要利用储集层原始天然弹性能量,最终采收率一般低于10%.应用空气泡沫驱开发致密油藏,可以补充地层能量以达到提高最终采收率的目的。通过单管岩心和双管岩心实验,研究了空气泡沫驱在致密油藏中的流动特性和驱替效果,考虑了不同影响因素对空气泡沫驱效果的影响。得出最优气液比为3∶1,最优泡沫液段塞为0.05 PV.实例验证表明,空气泡沫驱增油效果明显,15口典型生产井注入前平均月产油198.1 t,注入后为240.0 t,增油幅度达21%;空气泡沫驱控水效果明显,注入前典型生产井平均含水率28.8%,注入后为28.9%,含水率仅增高0.1%.

大港油田液力提升全封闭取芯钻井技术

为对大港油田官西-沈家铺地区致密油开展研究,在官108-8井应用贝克休斯公司的液力提升全封闭取芯工具实施"单趟钻三筒芯"取芯钻井作业。分析了连续取芯钻进过程中存在的主要技术难点,阐述了连续取芯工具的结构特点、工作原理以及所采用的取芯钻井工艺。现场应用结果表明,该井经过24趟钻实现连续取芯488.50 m,平均岩芯收获率达99.12%,平均单趟取芯进尺达20.35 m,节省了大量的辅助钻进时间。最后提出以下建议:在取芯钻进过程中,钻时变慢时要仔细观察扭矩和微钻时的变化情况,不要急于判断堵芯而割芯起钻;连续取芯钻具组合只适用于直井取芯,斜井取芯作业时卡钻风险很大;每次出芯后必须对取芯工具和取芯钻头等仔细检查测量,将液压提升工具清洗干净,发现损坏应立即更换,防止因工具失效造成丢芯。

致密油藏碳化水驱提高采收率方法

目前,国内尚无碳化水驱研究报道,国际上碳化水驱研究仅针对中高渗、低渗油藏。为此针对致密油藏,首次研究碳化水和碳化水+表面活性剂驱提高采收率的可行性。基于长庆油田M区致密储层,开展了碳化水驱、CO_2水气交替注入、表面活性剂驱、碳化水+表面活性剂驱室内实验,明确碳化水驱的增油潜力,证明碳化水驱提高致密油藏采收率的可行性。实验结果表明,碳化水驱比水驱增加7%的采收率,比CO_2水气交替注入增加3%的采收率;碳化水+表面活性剂驱开发效果最好,比水驱增加10%的采收率。针对表面活性剂驱、碳化水驱、碳化水+表面活性剂驱进行数值模拟研究,并与室内实验结果进行对比,结果表明,常规组分模型普遍高估碳化水驱开发效果,通过引入亨利定律和表面活性剂驱模型,能够较为准确地预测碳化水驱的开发效果,与实验结果相比误差低于1.2%。

烯酯类驱油剂在致密油藏驱替开发中的应用

致密油藏驱替过程中存在注入压力高,采出程度低的问题。本文提出将烯酯类驱油剂运用到致密油藏驱替开发中,以9-癸烯酸甲酯为例通过致密岩心驱替实验,研究烯酯类驱替剂在致密岩心驱替过程中注入压力与驱油效果相对常规驱油剂的优势。9-癸烯酸甲酯不溶于水,能够与乙醇、乙醚、乙酸等有机溶剂互溶,在驱替过程中可以迅速传质扩散到岩心深处。研究结果表明:对于0.1×10^(-3)μm^(2)级别的致密岩心,相对于常规驱油剂,9-癸烯酸甲酯驱替压力极大降低,不到水驱压力的1/30,适用于致密油藏的驱替开发。同时驱替实验表明,先注入2 PV的9-癸烯酸甲酯再进行水驱,9-癸烯酸甲酯驱采出程度达到80%以上,综合采出程度达到90%以上。水驱后注入0.3、1.5 PV的9-癸烯酸甲酯段塞,提高采收率分别达到20.61%、57.52%。烯酯类驱油剂在致密油藏驱替开发应用中具有良好的注入适应性同时可以极大地提高采出程度,具有广阔的应用前景。

准噶尔盆地致密油岩心洗油技术探讨——以吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油为例

目前国内致密油储层岩心洗油技术普遍存在洗油周期长、洗油质量不能保证的问题,为此通过实验寻找更适合致密油岩心洗油的抽水溶剂、洗油溶剂及洗油方法。结果表明：针对致密油岩心应适当延长抽水时间,二甲苯可作为抽水溶剂,因其具有高沸点的特点抽水效果较好;酒精＋苯＋氯仿（体积比为1∶2∶2）混合溶剂浸出液含油率高（14%）,可优选为致密油岩心洗油溶剂;加压饱和溶剂法和二氧化碳加压法在7~8次（14~16 d）洗油后,洗油溶剂的荧光级别均小于3级,而且岩心质量、孔隙度和渗透率均趋于稳定,达到标准SY/T 5336—2006要求,该方法较为适合准噶尔盆地致密油岩心洗油,具有推广价值。

致密油岩心孔隙度核磁共振实验测量的杂质信号处理方法

核磁孔隙度的测定是核磁共振岩心分析的重要内容和基础性工作。通过5块致密油岩心的核磁共振测量发现,核磁孔隙度明显高于质量孔隙度。分析原因主要是致密油岩心洗油难度大、部分含氢物质未能洗去,存在较强的杂质测量信号。为了消除杂质信号对测量核磁孔隙度的影响,提出了谱差值法和差值谱法,给出了两种方法的实验测量和数据处理方法,并通过实验数据分析了两种处理方法的适用性。差值谱法的处理结果表明,5块致密油岩心的核磁孔隙度与质量孔隙度比值的平均值由1.660变为1.196,明显减小了核磁孔隙度的测量误差;采用差值谱法处理致密油岩心的核磁共振实验数据可有效地提高核磁孔隙度的测量精度。

龙26外扩致密油试验区压裂液损害评价及其微观机理

大庆龙26外扩试验区为典型致密储层,对压裂液损害更为敏感。依据SY/T 5107—2005《水基压裂液性能评价方法》在储层温度(90℃)下采用岩心流动装置进行了胍胶、化学高分子聚合物和表面活性剂压裂液破胶液的岩心驱替实验;结合CT扫描评价了3种压裂液破胶液残渣、残胶在岩心中的分布和对孔隙孔喉的损害程度。岩心驱替实验结果表明,胍胶、化学高分子聚合物和表面活性剂3种压裂液破胶液对岩心损害率分别为43.5%、24.3%和13.1%。CT扫描结果显示,胍胶和化学高分子聚合物压裂液破胶液残留物分别集中于岩心前1/10~2/5段和前1/2段,表面活性剂压裂液破胶液残渣含量少,但能侵入岩心各处;胍胶、化学高分子聚合物和表面活性剂压裂液破胶液对储层岩心孔隙和孔喉的损害率分别为15.41%和9.01%,6.43%和3.14%,8.94%和6.27%。分析认为,3种压裂液破胶液对储层岩心均以液相损害为主,固相损害次之。

数字岩心技术在致密砂岩储层含油饱和度评价中的应用

基于适用于纯砂岩储层的阿尔奇公式计算的致密砂岩储层含油饱和度精度低,适用性差。将多点地质统计学和以自相关函数为基础的数字图像重构技术进行结合,形成能够描述储层复杂孔隙结构特征的低渗透储层数字岩心建模技术。应用建立的数字岩心,通过数值模拟,研究了储层孔隙结构类型、泥质质量分数和地层水矿化度等因素对阿尔奇公式中饱和度指数和胶结指数等参数的影响。研究认为,储层粒间孔隙、裂缝孔隙和孤立的溶孔隙等因素对阿尔奇参数影响巨大,裂缝孔隙度和地层水电阻率增大会导致胶结指数和饱和度指数减小,孤立溶蚀孔隙度和泥质质量分数增加会导致胶结指数和饱和度指数增大。利用孔隙结构特征参数与饱和度指数、胶结指数的关系,建立变参数的阿尔奇公式可提高饱和度计算精度。

延长油田致密油藏注水吞吐机理及应用

为探索致密油藏采收率提高方法,解决该类油藏能量补充困难问题,以延长油田南部地区长_8储层为研究对象,开展长岩心室内吞吐实验,结合核磁共振测试,分析了注水吞吐作用机理及主控因素。结果表明:相同开发条件下,回采速度越低采出程度越高,憋压时间和压力存在最佳值,吞吐周期建议开展3次;渗吸作用是注水吞吐的主要机理,致密岩心自发渗吸驱油效率平均为15.61%。以王平X井为例,初期日产油为14.6 t/d,衰竭开采12个月日产油降为3.9 t/d,注水1 630 m^3,闷井15 d后开井,日产油为13.3 t/d。注水吞吐技术在致密油藏能量补充、提高单井产量方面效果显著。该项研究为类似油藏注水吞吐开发提供了借鉴。

过渡岩类致密储层特征及测井评价

沧东凹陷Ek_2段过渡岩类致密储层矿物成分复杂,岩性多以过渡岩类为主,储集空间复杂,有效储层识别和含油性评价困难。为有效评价该类储层,在利用系统取心井岩心分析资料分析该类储层岩性、物性、含油性、脆性特征基础上,提取反映以上储层特性敏感曲线,利用岩心刻度测井,建立一套以岩性、物性、含油性、脆性评价为核心的过渡岩类致密油储层综合评价方法。在沧东凹陷应用32口井,解释符合率达到86.4%,为该类储层储量发现作出了突出贡献。

延长油田南部长8致密油藏注CO_(2)吞吐实验

为探究致密油藏注气吞吐提高采收率影响因素,以延长油田南部长8致密储层为对象,开展了长岩心注CO_(2)吞吐实验,研究了注气速度、焖井时间、压力衰减速度、吞吐周期等对注气吞吐采出程度的影响。实验表明:(1)压力衰减速度是影响注气吞吐的主要因素,压力衰减速度越大,采出程度越低,下降幅度达4.1%,考虑生产实际尽量保证较低压力衰减速度;(2)注气速度对注气吞吐过程影响较小,注气吞吐存在合理焖井时间,超过合理焖井时间采出程度难以大幅提高;(3)随吞吐周期轮次的增加,总采出程度逐渐增加,但单周期采出程度呈大幅降低,即第1个周期采出程度占总采出程度的70%;(4)相同条件下,注CO_(2)吞吐效果明显优于注水吞吐,采出程度平均高出2.17百分点。该研究成果对南部致密油高效补充能量开发提供理论指导。