致密油藏自发静态渗吸实验及影响因素

自发渗吸对致密砂岩油藏的注水开发有着重要意义,理想情况下自发渗吸驱油效率可以达到50%以上,目前国内外学者对致密储层自发静态渗吸研究不够系统和深入,实验模型不能真实和全面地反映储层物性及流体对自发渗吸的影响规律。针对以上问题,设计制作了典型区块致密储层天然岩芯和人造岩芯,开展了致密储层多因素自发静态渗吸实验,系统研究了渗吸时间、岩芯长度、岩芯孔隙度、地层水矿化度、岩芯渗透率、初始含水饱和度、界面张力及润湿性对致密储层渗吸驱油效率和渗吸速度的影响程度,定量评价了不同因素下渗吸驱油效果的变化规律。结果表明,影响渗吸驱油的主要因素为润湿性、孔隙度、渗透率、界面张力,初始含水饱和度次之,岩芯长度及地层水矿化度对渗吸驱油效率的影响最弱,作用强度最小,研究结果对致密储层有效注水开发提供了实验和理论依据。     

致密砂岩动静渗吸增油机理实验研究

鄂尔多斯盆地长7致密砂岩储层多采用水力压裂造缝后注水开发的开采模式,由于砂岩的亲水性依靠毛管力作用的渗吸采油对致密砂岩储层提高采收率至关重要。为了探明长7致密砂岩储层的渗吸增油效果,本文选取鄂尔多斯盆地长7致密砂岩储层天然岩心进行了静态渗吸、动态渗吸影响因素分析,之后进行了含裂缝天然岩心动态渗吸影响因素研究。结果显示动态渗吸采收率为静态渗吸采收率的2倍左右。静态渗吸主要受到毛管力的作用,存在最佳界面张力使采收率达到最大;动态渗吸采收率由渗吸及驱替两部分组成,渗吸对总采收率的贡献范围为15%~40%,其中小孔隙为主要贡献者。含裂缝天然岩心驱替后焖井渗吸采油提高采收率10%~15%。本次研究能够使人们进一步了解致密储层渗吸增油的控制机理,为现场增油措施的实施提供指导和参考。     

裂缝性致密砂岩油藏渗吸驱油效果影响因素

裂缝性致密砂岩储层物性较差,非均质性强,且发育微裂缝,注水开发效果较差,渗吸驱油作为致密油储层水驱采油的一种主要机理受到越来越多的关注。室内以鄂尔多斯盆地某油田裂缝性致密砂岩储层天然岩心为研究对象,通过自发渗吸实验,评价了原油黏度、注入水矿化度、温度、渗透率、润湿性以及表面活性剂对渗吸驱油效果的影响。结果表明,原油黏度越低,注入水矿化度越低,温度越高,渗透率越大时,渗吸驱油采收率越高;其中润湿性对渗吸采收率的影响最为显著,岩石越亲水,渗吸驱油效果越好;阴离子型表面活性剂ZYL-1能够通过改变岩石表面润湿性和降低油水界面张力来提高渗吸驱油采收率;加入0. 3%ZYL-1后的周期注水最终采收率可以达到45. 6%,远远高于单独水驱时的28. 9%。矿场试验结果表明,注入表面活性剂ZYL-1关井渗吸驱油后,取得了显著的增产效果,说明间歇式周期注水和表面活性剂渗吸驱油相结合的方式能够提高裂缝性致密砂岩油藏的采收率。     

低渗透裂缝性油藏渗吸数值模拟研究

低渗透裂缝性油藏作为一种特殊的油藏,裂缝很发育,基质非常致密,普遍存在孔隙度小、孔隙压力低和储层渗透率低等特点。因此其采收率相对较低,开采成本较高,经济效益亦较低。低渗透裂缝性油藏的生产机理主要表现为裂缝系统中的水靠毛细管力作用渗入岩块排油。因此,亲水的致密岩块、水的毛细管自吸作用是主要的采油机理。应用数值模拟方法,建立双重介质模型。结果表明,裂缝发育程度、黏度比、基质毛管力大小、初始含水饱和度为影响渗吸的关键因素。明确了主要地质因素、开发因素对渗吸的控制作用和作用机理,为渗吸开发低渗透裂缝性油藏具有一定指导意义。     

考虑裂缝变形的低渗透双重介质油藏数值模拟研究

针对玉门青西低渗透裂缝性油藏地质条件的复杂性,通过实验研究了该类油藏开采过程中裂缝的变形特征及其对渗透率和油井产能的影响;研究了水驱过程中的渗吸采油机理.在此基础上,建立了将裂缝变形与基质渗吸作用集为一体的变形双重介质油藏数值模拟模型,利用该模型开展了裂缝变形、渗吸采油、周期注水对开发效果影响的模拟研究.采用变形双重介质油藏数值模拟技术对青西低渗透裂缝性油藏多方案开发指标进行了预测,给出了该油藏优化的开发方案.     

高温低渗油藏中表面活性剂溶液渗吸效果影响因素研究

为进一步探究高温低渗油藏中表面活性剂溶液渗吸机理,以高温低渗的头台油田扶余油层为例,以渗吸过程中黏附功降低因子以及毛管力与重力比值N-1B为评价指标,通过实验研究了表面活性剂溶液组成、裂缝发育程度和岩石渗透率对渗吸效果的影响。结果表明:表面活性剂可有效改善岩心渗吸效果,但选择表面活性剂时,应在改变界面张力降低黏附功、提高洗油效率的同时兼顾界面张力对毛管力的影响,不应一味追求过低油水界面张力。类似扶余的低渗透裂缝性储层,随裂缝系统发育程度增加,毛管力与重力比值N-1B增大,基质岩石与裂缝系统之间的交渗速度加快,达到平衡时间缩短,渗吸采收率增加。实验岩心渗透率范围内,随岩心渗透率增加,油水交渗速度加快,渗吸达到平衡时间缩短,渗吸采收率增加。     

裂缝性稠油油藏动态渗吸实验研究

渗吸是指一种润湿相流体在多孔介质中置换出另一种流体的过程,对于裂缝性油藏来说,渗吸是其重要的采油机理。为了研究动态渗吸的作用机理和效果,通过室内物理模拟实验研究了裂缝性稠油油藏动态渗吸的作用效果。结果表明:裂缝宽度对渗吸效果影响显著,裂缝宽度越大,渗吸效果越好;端面封堵减少了岩心与注入流体的接触面积,渗吸的接触面积减小,导致渗吸效果变差,渗吸采收率及速度都降低;原油黏度会对渗吸效果产生影响,原油黏度增大,渗流阻力增大,导致渗吸效果差,当温度升高至90℃时,原油黏度降低,渗吸阻力小,采出程度增大;注入速度也会对渗吸效果产生影响,存在最优值,0. 5 m L/min的速度注入时动态渗吸的采收率最高;在动态渗吸实验中,传统的静态渗吸无因次标度模型也能够较好的标度动态渗吸数据,因此采用标度模型预测裂缝性稠油油藏的渗吸采收率也是合理、可行的。由此可见,动态渗吸采油能够充分利用裂缝和岩石基质之间渗透率的差异,将岩石基质中的原油采出,增大原油采收率,改善开采效果。     

裂缝性低渗透油层渗吸作用的数学模型

为深入认识毛管力渗吸作用 ,根据油水两相 Darcy定律 ,研究了油层中含水饱和度、渗透率和润湿角余弦对毛管力作用产生窜流的影响 ,认识到在水湿裂缝性储层中 ,毛管力产生的窜流 ,起到了水从裂缝渗入到基质并把其中原油置换出来的作用 ,有利于该类油层的开采。推导出裂缝性储层中毛管力作用下基质和裂缝间油水交换的偏微分方程 ,通过有限差分方法求解计算加深了渗吸法采油适用的地质条件和开发指标变化特征的认识 :渗透率越低 ,水湿性越强 ,裂缝越发育 ,渗吸作用采油效果越好     

川中大安寨裂缝性油藏渗吸注水实验研究

渗吸注水是低渗透裂缝性油藏注水开采的重要机理,合理的注水方式与注水参数对改善低渗透裂缝性油藏水驱开发效果具有指导意义。通过大量的室内实验研究,获得了大安寨油藏基质岩块自然渗吸动态规律和脉冲渗吸动态规律,为制定合理的油藏渗吸注水开发方式提供了理论依据。     

渤海湾裂缝性稠油油藏开发主控因素分析

渤海湾裂缝性潜山稠油油藏具有稠油、裂缝、花岗岩基质及位于海上等特点,目前国内外尚无开发先例。为明确该类油藏开发中地质静态参数对开发的影响,通过控制变量法,改变单一参数变量,对影响该类油藏开发效果特有的裂缝倾角、裂缝方位角、裂缝密度、裂缝开度、裂储比及基质渗透率等关键地质参数进行了评价分析。研究表明,裂缝开度、裂缝密度和裂储比对裂缝产量影响较大;基质渗透率和裂缝密度对基质渗吸作用影响较大。建议该类油藏水平井与裂缝成45°部署;采油井尽可能部署在裂储比高、裂缝密度大的裂缝发育区,实现高的裂缝产出和基质渗吸贡献,实现最佳单井贡献。     

致密油藏驱渗结合采油可行性研究

致密油藏孔喉较小而渗吸作用显著,为提高致密油藏水驱效率,本文提出了驱渗结合采油方法,同时利用驱替与渗吸作用。为验证该方法的可行性与主控因素,本文在水驱模型的基础上,考虑了渗吸作用,并基于实验数据特征建立了渗吸项模型,建立了驱渗结合采油数值模拟模型。结果表明,渗吸作用有效增加了注入水的波及面积,有效置换出基质中的原油,提升了采油效率;主控地质因素包括基质/裂缝孔隙度、渗透率和渗吸经验参数,主控工程因素包括注水压力、裂缝间距和半长;现场应用表明相较水驱方式,驱渗结合采油的日产油速度提高了约1 倍,受效时间约为200 d,提高累产约为340 t,说明驱渗结合采油工艺可有效提高我国致密油藏的采收率,该模型可用于驱渗结合采油的优化设计。     

低渗油藏非均质性对采收率的影响因素研究

摘要：低渗透油藏的开发技术已成为我国油气开采领域的重要研究内容,而低渗透油藏非均质性是影响其最终采收率的主要因素。为此,从典型油藏地质模型出发,通过建立油藏数值模拟机理模型,筛选了油层厚度、隔层厚度、渗透率、渗透率各向异性系数为评价指标,分析了单因素及其组合对油藏采收率的影响,研究表明储层渗透率及渗透率各向异性是影响低渗透油藏采收率的最主要因素。研究结果对低渗油藏开发的调整以及后期挖潜等方面具有重要的指导意义。     

致密油藏润湿返转提高采收率技术

针对致密油藏目前开采方式存在产量递减快、可采储量低的问题,通过构建基于离散裂缝网络的致密油藏润湿返转提高采收率数学模型,并编制相应全隐式数值求解算法,进一步研究了亲油储层周期注入表面活性剂方式的驱油效果及影响因素。结果表明:周期注入表面活性剂能够使储层产生润湿性返转,诱导自发渗吸,进而有效动用基质内剩余油,较目前开采方式可进一步提高采收率幅度10%;周期注表活剂的驱油效果随着原油黏度的降低、基质渗透率的增大或者压裂密度的提高而变好,当地层原油黏度低于7 m Pa·s、基质渗透率不低于0. 01 mD、裂缝间距不高于150 m时,周期注表活剂可取得明显的增油效果。     

库车裂缝性砂岩气藏渗透率模型研究与应用

裂缝性气藏中孔隙介质包括压裂裂缝、天然裂缝及基质孔隙。考虑裂缝与基质间的物质交换,建立了考虑压裂裂缝的多重孔隙介质渗流数学模型,研制了裂缝性气藏压裂后生产动态模拟器。根据库车天然裂缝发育程度综合量化分类,天然裂缝发育程度是影响压裂后产能的重要因素之一;裂缝系统连通差、发育差的气藏,压裂后也难以获得理想的增产效果。统计分析了裂缝参数与渗透率的关系,裂缝密度与测试渗透率相关性好,给出了裂缝密度与渗透率的关系,建立了渗透率地质模型。结合裂缝性砂岩气藏压裂井生产动态模拟器,通过拟合试采压力校正渗透率,打破了关井测试计算地层渗透率的传统做法。通过实例计算表明,所建立的多重介质渗流数学模型和渗透率地质模型是合理的,试采压力拟合精度高,校正渗透率准确且误差较小,为油田开发提供了一种新思路。     

底水稠油油藏单井条件下隔夹层参数研究

开发底水稠油油藏的主要问题在于底水的脊进,利用水平井开采可以有效地缓解这一开发矛盾。同时,隔夹层的存在能够大大减缓底水上升,提高采出程度,改善开发效果。讨论了单井条件下,隔夹层参数变化对开发效果的影响。影响开发效果的隔夹层因素较多,根据调研,并考虑到典型性和可行性,选取无因次隔夹层面积、无因次隔夹层垂向位置、隔夹层渗透率这3个参数进行隔夹层对开发效果影响的研究。基于渤海A油藏实际参数建立了含隔夹层的底水稠油油藏数值模型,通过油藏工程方法对采出程度曲线、含水上升曲线、流线模型场图和饱和度场图进行了分析,研究了单因素对开发效果的影响：无因次隔夹层面积越大,开发效果越好;隔夹层越靠近油水界面,开发效果越好;夹层渗透率较小时,开发效果优于隔层。在单因素影响分析的基础上,进行了正交实验,分析了多因素之间的影响,确定了3个参数的影响程度排序：由大到小依次为无因次隔夹层面积、无因次隔夹层垂向位置和隔夹层渗透率。     

涠洲F4油田流沙港组储层微观结构及两相渗流特征

 涠洲F4 油田位于南海北部湾地区,包含涠洲组和流沙港组两套含油层,其中涠洲组属于高渗油藏,已经全面开发,测井解释结果显示流沙港组储量可观,但低渗透储量高达82%,涠洲组的开发经验不适用于流沙港组。针对流沙港组非均质性强、微观孔隙结构复杂及注水难度大等问题,利用恒速压汞、核磁共振和油水驱替物理模拟等实验技术,对储层微观孔隙结构及油水驱替规律等进行系统研究。研究表明,涠洲F4 油田流沙港组需要技术攻关的储层渗透率是1×10^-3~5×10^-3 μm²,且储层渗透率低于2×10^-3μm²时,以小于1 μm 的喉道为主,渗流阻力大,水驱开发难度大;低渗透油藏,前期保持较高地层压力能明显提高驱替效率,残余油状态水相渗透率低于0.2,注水压力高,后期采用小排量温和注水既有利于有效注水,又能保持较高渗吸效率,以此提高储层采收率。