济阳坳陷纹层状页岩油流动能力影响因素实验

纹层状页岩流动能力影响因素研究对分析页岩油的流动机理意义重大。通过建立纹层状页岩油流动实验方法,分析流体介质、流体黏度、孔隙压力、有效应力、含水饱和度对济阳坳陷纹层状页岩油流动能力的影响。结果表明:纹层状页岩的油测渗透率约为气测渗透率的1%;流体黏度增加导致纹层状页岩的渗流能力先快速下降后缓慢下降;随着驱替压力梯度的降低,纹层状页岩渗透率减小,页岩油为非线性流动;有效应力的增加使纹层状页岩渗透率快速下降,在拐点之后下降趋势变缓;随着含水饱和度的增加,纹层状页岩渗透率呈现两端缓中间陡的台阶式特征;济阳坳陷纹层状页岩不同影响因素对油渗流能力的影响程度由大到小为流体介质、有效应力、含水饱和度、驱替压力梯度、流体黏度。研究成果为纹层状页岩油的高效开发提供理论依据。

低演化陆相页岩孔缝特征及对页岩油赋存的意义:以济阳坳陷外围青南洼陷沙河街组为例

济阳坳陷低演化页岩油资源潜力巨大,是继中高成熟页岩油成功突破后的重要领域之一。为了明确低演化陆相页岩孔缝特征及对页岩油赋存的意义,以济阳坳陷外围青南洼陷沙河街组沙三下-沙四上纯上亚段为例,综合运用薄片观察、有机碳测试、X射线衍射(XRD)分析、溶剂抽提、低温N 2吸附、高压压汞、扫描电镜、能谱元素等多种技术,在划分页岩岩相基础上,探讨了低演化页岩孔隙类型、大小、分形特征及影响因素,明确了裂缝发育特征,阐明了页岩孔缝对页岩油赋存的重要意义。结果表明:研究区页岩总有机碳质量分数w(TOC)多在1.0%~4.0%,矿物组分以长英质矿物为主,其次为黏土矿物和碳酸盐矿物。孔隙类型以墨水瓶孔、平板狭缝孔为主,包括石英粒间孔、黏土矿物片间孔、白云石晶间孔等,孔径多小于200 nm,呈多峰分布,主要集中在2~50,50~80,100~200 nm。页岩储层发育较多的水平层理缝、高角度缝和网状缝,多被沥青充填或浸染,裂缝有利于页岩油的赋存和运移。富长英质矿物岩相通常比富黏土矿物岩相具有更高的孔体积和比表面积,长英质矿物对孔隙有积极贡献,且随热演化程度的增加,孔体积和比表面积呈先降低后增加的趋势。当镜质体反射率R_(o)>0.6%时,页岩油含量显著增加,主要与有机质开始大量生烃有关。水平层理缝、石英颗粒粒间孔、白云石和方解石晶间孔是页岩油有利的储集和赋存空间。

低渗透油藏CO_(2)驱固相沉积规律实验研究

低渗透油藏在进行CO_(2)驱开发过程中面临着固相沉积储层伤害问题,但目前的测量方法无法直观精确地对固相沉积进行定量表征,通过建立一种全新的微观可视化固相沉积实验方法,开展不同开发方式的固相沉积对比实验,并深入开展不同CO_(2)注入量和注入压力条件的固相沉积实验。结果表明:固相沉积主要以胶质、沥青质为主;CO_(2)驱固相沉积存在特定的门限压力,沉积区域主要位于混相区,沉积规律呈现缓慢增加、快速上升、逐渐放缓的变化趋势,且固相沉积的析出和溶解过程一定程度上是可逆的;根据实验成果进一步提出CO_(2)驱开发注入压力水平应低于固相沉积的门限压力,从而有效抑制固相沉积的发生,减少CO_(2)驱开发固相沉积储层伤害的程度。通过矿场实际应用发现,应用实验成果后可有效降低储层伤害程度,提高油田可持续开采的潜力。

DLH油田低渗砂岩孔隙分形定量表征方法研究

针对常规表征方法难以精确表征低渗砂岩储层孔隙空间分布复杂性和不规则性的问题,提出了适用于低渗砂岩储层的分形维数计算方法,实现了低渗砂岩储层孔隙特征的定量表征。基于不同分形维数计算方法差异性的分析,优选采用MIFA方法求解低渗砂岩储层的分形维数(在2.042~2.324),相关性最佳;确定了排驱压力、平均孔喉半径、变异系数以及均值系数作为储层孔喉分布复杂程度和非均质程度的综合表征参数;基于恒速压汞分形维数的求解,发现低渗砂岩储层非均质程度呈中小孔喉大于微小孔喉,喉道分布大于孔隙分布的特点;低渗砂岩储层的分形维数与启动压力梯度和应力敏感性损害率的实验结果均存在一定的相互关系,分形维数越大,孔喉分布的非均质性越强,启动压力梯度越大且应力敏感性的损害程度也将加剧。低渗砂岩储层分形维数的计算可用于室内实验结果的定性预测和判断,也可作为油藏工程中应用相渗曲线时的重要判别标准。

陆相断陷盆地成藏流体动力差异性及表征

通过研究盆地各压力系统(超压带、过渡带及常压带)油藏烃类地球化学特征的差异性,建立地球化学指标变化与动力学条件的关联。以渤海湾盆地济阳坳陷东营、沾化凹陷为例,分析甾烷异构化参数、轻/重比参数随深度的变化,明确由超压充注到常压驱动的过渡。选取东营凹陷博兴洼陷(单一压力结构)和沾化凹陷渤南洼陷(复合压力结构)的典型剖面,分析各区带地球化学参数差异性对应的动力学条件,各指标的变化与超压驱动及浮力驱动表现出良好的对应关系,并对成藏期异常压力的波及范围进行研究,该范围远大于现今油藏异常压力的分布范围,尤其在斜坡断阶带向外围有较大幅度延伸。在对动力条件进行地化表征的基础上,精细刻画成藏体系与供烃范围。

东营凹陷页岩油赋存特征分子动力学模拟

页岩储层储集空间主要为纳米尺度孔隙,页岩油在纳米尺度孔隙中的赋存状态对其流动规律会产生重要影响。利用核磁共振冻融技术得到了东营凹陷页岩孔隙结构的全尺寸孔径分布及纳米尺度孔隙的主频孔隙直径,基于东营凹陷牛斜55井的井流物组成,采用分子动力学模拟方法建立东营凹陷典型纳米尺度孔隙模型,开展原油在有机质纳米尺度孔隙内赋存状态研究。研究结果表明:①东营凹陷页岩储层纳米尺度孔隙的主频孔隙直径为15 nm;②有机质纳米尺度孔隙内的原油密度从孔隙壁面到孔隙中央逐渐降低;③页岩油分子会在有机质纳米尺度孔隙的壁面处形成“类固体”层,其密度约为孔隙中央游离态原油密度的1.1~3.15倍;④页岩油分子在有机质纳米尺度孔隙内发生四层吸附,第1吸附层的厚度最大,计算得到东营凹陷页岩油吸附态比例为19.8%。

低渗透油藏压驱物理模拟与裂缝定量表征

为揭示压驱增注机理,加深对压驱裂缝的产生和拓展机制的认识,通过压驱物理模拟实验,研究了压驱破裂压力的影响因素。实验结果表明:注入排量越大,岩样破裂压力越大;随着岩石渗透率的增加,破裂压力呈指数降低;随着围压的增加,破裂压力呈线性增加。基于微米CT扫描,在微米尺度上分析压驱裂缝展布特征。结果表明,压驱过程中形成沿径向扩展的垂直裂缝,压驱裂缝呈平面状展布特征。在微米尺度上,裂缝扩展路径沿颗粒边界蜿蜒前进。结合压驱物理模拟实验和微米CT扫描,引入孔隙度、孔隙直径和裂缝开度为孔隙结构参数,建立了适用于低渗透油藏压驱物理模拟与微米尺度上裂缝的定量表征方法,该方法能够准确表征压驱破裂压力及微米尺度上压驱裂缝的宽度及形态特征。

东营凹陷古近系页岩碳酸盐纹层内部结构与成因

湖泊纹层是反映沉积过程与环境变化的沉积响应,利用岩心薄片、扫描电镜、X射线衍射和显微荧光等分析方法,探讨东营凹陷古近系页岩碳酸盐纹层内部结构与成因。结果表明,东营凹陷古近系页岩碳酸盐纹层分为泥晶碳酸盐纹层和亮晶碳酸盐纹层2大类,矿物组成与结构构造多样。碳酸盐透镜体与碳酸盐纹层具有成因上的继承关系,碳酸盐纹层的形成与微生物活动密切相关。纹层的发育和沉积受到环境条件和自身生长的双重控制,多种自生矿物组分证实纹层发育经历了复杂的生物-化学-物理过程,纹层内部结构与组合形态记录了多旋回的侵蚀-沉积活动。湖相页岩发育从透镜体到纹层,从单一纹层到纹层组的沉积序列,记录了湖泊水体环境变化、生态演化和沉积基准面波动等多重地质信息。

低渗透油藏CO_(2)驱采收率评价理论模型

经过多年开发实践,针对低渗透油藏CO_(2)驱提高采收率作用机理等方面的研究已相对成熟,但油藏工程理论研究尚不完善,目前尚无针对低渗透油藏CO_(2)驱采收率评价的理论模型。基于低渗透油藏CO_(2)驱提高采收率作用机理,利用广义油藏工程方法,筛选用于CO_(2)驱采收率评价理论研究的基本相似准则及关键参数,建立能够表征低渗透油藏CO_(2)驱开发特点和提高采收率作用机理的主控因素表征函数,构建低渗透油藏CO_(2)驱采收率评价理论模型。依据代表性低渗透油藏CO_(2)驱开发实际参数,应用单因素虚拟开发模拟方法求解出该模型的各项系数。利用多因素虚拟开发模拟方法分析该模型的适用性,通过对比油藏实际采收率与理论模型公式计算采收率验证该模型的可靠性。研究表明,低渗透油藏CO_(2)驱采收率评价理论模型具有较好的适用性和较强的可靠性,对定量评价低渗透油藏CO_(2)驱开发效果、完善低渗透油藏CO_(2)驱评价方法和油藏工程理论研究提供了理论依据和技术支持。