不同参数下特低渗透油藏CO_2驱油效果实验研究

为了确定储层物性、注入方式、注采参数等开发参数对特低渗透油藏CO_2驱油效果的影响规律,开展了不同渗透率、不同注气压差、水/CO_2气体交替注入方式以及油藏非均质性条件下的CO_2驱替实验。实验结果表明,CO_2驱最终采收率随着岩心渗透率、注气压差的增大而增大,水/CO_2气体交替注入方式较CO_2连续注入的最终采收率要高出近10%,而储层的非均质性越强则越不利于特低渗透油藏的CO_2驱,裂缝性油藏更易于发生气窜导致最终采收率极低。     

孔隙压力对微裂隙低渗透介质变形的影响实验研究

应力敏感作用对低渗透储层的渗流有重要的影响。为了明确微裂隙低渗透储层的应力敏感特征,首先分析了储层的变形机理;然后通过改变孔隙压力实验,模拟测定微裂隙低渗透储层的应力敏感特征;最后分析了应力敏感对生产的影响。研究表明:超低渗透研究区微裂隙比较发育,使其储层砂岩具有应力敏感特征;渗透率模数能够较好的描述研究区的介质变形特征;孔隙压力降低,超低渗透岩心渗透率下降幅度远远高于其它各类储层岩心,表明油藏开发过程中,超低渗储层介质变形非常严重。随着生产压差增大,超低渗介质变形油藏单井产能随之增加,油井开采过程中,选择合理的生产压差是减小介质变形对油井产能造成伤害的关键。     

一种计算超低渗储层相对渗透率的新方法

相对渗透率曲线是油藏数值模拟的关键参数。超低渗透储层致密,喉道细小,孔隙结构非常复杂,在水驱油实验过程中,毛管压力作用和末端效应非常显著。在超低渗储层水驱油实验的基础上,首先应用传统的JBN方法(忽略毛管压力的影响)计算相对渗透率,发现其是不适用的。为了克服岩心末端效应的影响,应用X-ray CT扫描技术获得含水饱和度剖面数据;并结合两相饱和度剖面理论,推导了一种计算两相相对渗透率的新方法。结果表明:应用模型计算的相对渗透率曲线能够反映超低渗储层毛管压力大的特征。超低渗透岩心的水相渗透率起初上升很慢,随后快速升高;而油相渗透率下降迅速。研究成果对于超低渗储层两相相对渗透率的计算具有重要意义。     

砾岩油藏裂缝特征及其对开发效果的影响——以克拉玛依油田八区下乌尔禾组油藏为例

 针对克拉玛依油田八区下乌尔禾组油藏裂缝分布复杂、孔隙度低、非均质性强的特点,综合岩心、测井、生产动态资料分析油藏裂缝特征、控制因素及其对油藏开发效果的影响,提出了裂缝型砾岩油藏开发调整的措施建议。首先从岩心及成像测井资料分析入手,确定了砾岩储层发育的裂缝类型及特征。然后通过分析区域构造演化、应力场变化及沉积岩石类型与裂缝形成的关系,揭示了裂缝形成的主要控制因素,确定了裂缝主要走向,总结了裂缝的分布规律及平面展布形态。最后结合注采井组的生产动态资料,分析了裂缝对开发效果的影响,提出了裂缝型砾岩油藏在注采井网调整、加密井设计、注水参数选取等方面的技术政策。分析结果表明,裂缝的发育程度和分布规律既是油气富集程度和油井产能高低控制因素,又是导致油藏水淹水窜、高含水开发的主要因素。而采用注采井排与裂缝走向的夹角在45°左右、低注水量的小井距五点法线状注水的井网方式可以有效提高特低-低渗透裂缝型砾岩油藏的开发效果,具有一定的应用推广价值。     

强底水砂岩油藏水平井含水上升模式及不同开发阶段下产水规律影响因素——以塔河油田九区为例

强底水砂岩油藏生产中后期,进入中高含水期,底水锥进现象突出,产量递减严重,需采取排水控锥等调流场措施维持正常的生产,明确油藏的含水上升规律的主控影响因素及含水上升模式能有效地指导调流场工艺措施的实施。基于塔河油田九区生产现状,对井区水平井产水情况进行了统计,总结了现阶段井区水平井含水上升模式图版;根据井区地质及工程特征,结合不同生产阶段条件下的含水上升规律模式,在时间与空间上定性分析了油藏含水上升规律的主控因素;结合灰色关联法及机器学习方法计算不同区域不同生产阶段各影响因素的关联度,在时间与空间上定量分析油藏含水上升规律的主控因素。结果表明：现阶段塔河油田九区水平井含水上升模式图版为：爬坡型、阶梯型、快速水淹型和开井水淹型四种。结合定性定量分析,生产初期含水上升规律的主控因素为：构造位置、避水高度水平井井段与古河道方向夹角;开采中期含水上升变化规律由层内夹层展布为主,储层非均质性为辅;后期流场调节主要受储层非均质性及夹层展布影响。为不同生产阶段条件下的提液控液及流场调节等工艺措施的实施提供一定的理论指导。     

复杂断块油田中高含水期油水渗流规律研究

针对冀东油田主力油层2个区块天然岩心的3个不同含水阶段,研究复杂断块油田进入中高含水期后储层物性的变化及油水渗流规律。用分形维数表征孔隙结构参数,采用分段拟合回归分析大孔隙与小孔隙的物性差别,绘制含水率与含水饱和度、驱替效率、无因次采油指数采液指数的关系曲线。分析结果表明:随着注入水的增加,孔隙度渗透率增大,稠油油藏孔隙度增加幅度更大,岩石的亲水性增强,大小孔隙的分形维数均减小,岩心非均质性变弱;随着含水率增加,驱替效率增加,高含水阶段增长变缓;无因次采油指数随着含水率的升高而下降,当至高含水期时,稠油油藏采油指数急剧下降,稀油油藏采油指数趋于稳定;稠油和稀油油藏的无因次采液指数均急剧上升,进入水洗阶段,稀油油藏适合整体提液,稠油油藏应在含水80%前提液。     

微裂缝超低渗储层的应力敏感实验研究

为了评价应力敏感对微裂缝超低渗透储层渗流的影响,采用微波炉加热方法,制备热应力微裂缝超低渗岩心(钻井取心很难取到微裂缝岩心),近似模拟实际成岩、沉积过程中形成的微裂缝;通过微裂缝岩心的应力敏感性室内实验,进行应力敏感性评价。结果表明:制造的微裂缝能够近似地模拟地层在成岩、沉积过程中形成的微裂缝;微裂缝岩心的渗透率应力敏感滞后程度不明显,应力卸载后渗透率恢复程度高,不存在强应力敏感;对岩石进行应力敏感性评价时,应以地层压力条件下的渗透率为初值,否则会夸大岩石的应力敏感性;在微裂缝低渗透岩心中,随着微裂缝所占导流能力的增加,微裂缝岩心的渗透率滞后恢复程度越高;应力敏感性对微裂缝超低渗储层的产能影响很小。     

裂缝对鄂尔多斯盆地陇东地区长7致密岩心水驱渗流特征的影响

在分析鄂尔多斯盆地长7天然裂缝和体积压裂人工裂缝特征的基础上,采用等效处理岩心实验法探索裂缝对长7致密岩心水驱渗流特征的影响。实验结果表明:不论是以基质渗流或者以裂缝渗流为主的岩心,油相相对渗透率都呈现出靠椅型相渗曲线特征;同时随着裂缝与基质渗透率级差和驱替压差的增大,与基质渗流为主的岩心相比,裂缝岩心渗透率曲线等渗点左移,油水相渗透率增大,但两相共流区变窄,含水上升加快,残余油饱和度升高。在同一驱替压差下,随着裂缝与基质渗透率级差的增大,致密岩心水驱油具有低含水时间短,见水后含水上升快的特征。随着驱替压差增大,以基质渗流为主的岩心,见水提前,但无水期驱油效率和最终驱油效率都增大;以裂缝渗流为主的岩心,见水提前,无水期驱油效率和最终驱油效率都降低。     

哈拉哈塘缝洞型油藏油井产水特征及机理分析

针对哈拉哈塘油田缝洞型油藏开发过程中油井见水普遍且治理难度大等问题,结合单井动静态特征,探讨了哈拉哈塘油田的产水特征及形成机理。分析认为,受产层段储层特征多变的影响,形成了多种含水类型。其中,含水波动型形成机理为：井段有多套产层,封存水沿非主力层突破,由于产出通道稳定,含水波动变化;含水缓慢-快速上升型形成机理为：产层段储层相对均质,地层水突破后随地层水产出通道的逐渐增多及相渗的增大,含水持续上升;含水突然上升型形成机理为：产层段纵向上非均质性严重,地层水沿主产通道突破,致含水突然（阶梯）上升。针对不同油藏特征及出水机理提出了相应的控水治水对策,效果明显。     

陕北吴起地区延长组储层非均质性特征

储层非均质性是造成储层砂体内部渗透率垂向及平面变化的主要因素。通过对砂岩储层中碎屑颗粒、填隙物含量等演示学特征及成岩作用的分析,利用非均质性计算指标分析吴起地区延长组储层非均质性特征。研究表明吴起地区延长组以发育长石砂岩为主,具有分成熟度高、分选好的特征,成岩作用主要表现为压实和压溶、胶结作用、交代作用和溶蚀作用,从层内非均质性、层间非均质性和平面非均质性等非均质性指标分析认为,单砂体粒度特征以正韵律、正韵律叠加和复合韵律较为发育,层理构造的垂向变化引起渗透率的垂向变化,泥质夹层、钙质夹层对油藏进行了分割,储层砂体渗透率值非均质性强的特征明显。储层非均质性差异导致吴起地区延长组砂体在平面上使得渗透率值呈北东-南西向展布,是由于不同沉积环境水动力条件变化的结果。     

微裂缝岩心启动压力梯度实验研究

为了研究微裂缝对低渗、特低渗储层非线性渗流规律的影响,使用渗透率接近的天然裂缝岩心、人造裂缝岩心、无裂缝岩心进行了室内渗流实验。研究结果表明:岩心渗透率接近时,微裂缝的存在会大幅降低岩心的真实启动压力梯度,降低不可动流体比例,但是对拟启动压力梯度数值影响较小,同时微裂缝减小了流体流动过程中贾敏效应的影响,使得通过实验数据拟合的启动压力梯度幂函数幂指数更接近-1,此指数大小受孔喉非均质性控制,影响启动压力梯度预测准确性。     

高含水油藏改建储气库可视化物理模拟实验

为了明确建库过程中气、油、水三相的渗流机理,应用三类典型储层的平面可视化仿真模型开展了油藏水驱开发和高含水油藏建储气库的物理模拟实验,根据模型的可视化特征和实验数据分析,明确了不同高含水油藏建库过程中气、油、水三相的渗流机理与规律,评价了高含水油藏建库的库容量。结果表明,水驱油的渗流通道是油藏建库的主要空间,高含水油藏的残余油饱和度在建库过程中基本不发生变化,最终的含水饱和度取决于油藏的类型与储层的非均质程度。     

低渗透油藏暂堵酸化工艺技术研究及应用

油房庄油田属典型的低渗透油藏,储层非均质性严重,层间渗透率变异系数较大。针对油井酸化措施后,出现在增油的同时油井含水大幅度上升的问题,提出了暂堵酸化工艺技术,通过现场试验及应用,取得了较好的控水增油效果,丰富了低渗透油藏油井酸化工艺技术,对于开发低渗透油田,延长油田低含水采油期,具有重要意义。     

低渗透超前注水储层油水分布

通过压汞实验、CT孔隙扫描实验分析了储层的微观孔隙结构特征,应用岩心实验、微观模型实验研究了超前注水过程中油水分布特征。通过研究得出,三塘湖储层的微观非均质性较强,超前注水会使储层的油水分布发生明显变化。随着超前注水压力和超前注水时间的增加,储层非均质性变强,注入水沿渗透率较高的层位窜流,产生微观指进现象,导致超前注水生产后油井含水率上升快。因此,在非均质性较强的低压、低渗油藏超前注水过程中,应合理优化超前注水压力与加压时间,减少注入水窜的发生。     

BZ25-1油田沙二段储层氮气、水交替注入室内实验研究

BZ25-1油田沙二段储层经过长期注水开发,已进入高含水开发后期,水驱采收率偏低。通过分析气水交替注入提高采收率的作用机理,在物模实验研究的基础上提出采用N2水交替注入实现BZ25-1油田沙二段储层的挖潜控水。实验结果表明,N2水交替注入采收率较单纯水驱采收率提高3.63%。受渗透率非均质性的影响,注入水主要进入高渗透层驱油,并很快从高渗透层突破且含水上升快。注N2综合采收率较水驱略低,主要是N2从高渗透层突破后,降低了低渗透层的驱油效率。N2水交替驱在一定程度上能改善流度比,降低渗透率非均质性带来的影响,增加驱油效率。     

高30断块沙二段储层岩石及物性特征研究

储层岩石及物性特征是影响油田开发的重要因素 .通过岩心物性分析、X -衍射分析、岩心流动实验、岩石薄片鉴定和铸体薄片孔隙结构鉴定、毛管压力曲线测定等手段 ,对高 3 0断块沙二段储层的岩石学特征、储层物性特征、储集空间特征、孔隙结构参数及孔喉分布特征以及储层非均质性特征进行了全面深入的研究 .研究结果表明 :该断块主要由河道沉积的细砂岩—极细砂岩组成 ,从平面分布看 ,构造中部物性较好 ,西南部次之 ,北东部较差 ,这与生产状况吻合 ;该区砂体的主要储集空间是次生孔隙 ,粒间溶孔是主要孔隙类型 ,约占总孔隙度的 70 %～ 80 %,其次是填隙物内溶孔 ,约占总孔隙度的 2 0 %～ 2 5 %,粒内溶孔及铸模孔所占比例较小 ,占总孔隙度的 1 %～ 5 %;孔隙结构类型为中孔—中喉型和中孔—细喉型 ,该区油藏渗透率低 ,宏观及微观非均质性严重 .根据类似油藏的开发经验 ,中低含水期只能采出可采储量的三分之一左右 ,高含水期将是该断块注水开发的一个重要阶段     

碳酸盐岩缝洞型油藏可视化物理模型底水驱替研究

缝洞型碳酸盐岩油藏由于非均质严重,流体流动规律复杂。本文结合油藏实际地层条件,利用天然露头岩心设计并制作出可视化裂缝网络模型和裂缝溶洞模型。考察了不同底水压力梯度下各种模型见水特征。分析了不同模型中剩余油分布特征。实验结果表明:裂缝网络模型无水采油期短,油井见水后,含水率上升很快。与裂缝网络模型相比,裂缝溶洞模型的无水采油期较长。此外,两种模型中的剩余油也存在较大差别。裂缝网络模型中的剩余油以水平裂缝中未波及油为主,而裂缝溶洞模型剩余油则以阁楼油和绕流油为主。     

裂缝发育的特低渗透砂岩储层特征

 裂缝的发育对特低渗透砂岩储层有重要影响。基于室内实验数据,从孔渗关系、微观孔隙结构、应力敏感性及油水两相渗流等角度对裂缝发育储层的特征进行了分析,结果表明:与裂缝不发育的储层相比,相同孔隙度下裂缝发育储层的渗透率更高,孔隙度10%~20%时,裂缝发育储层渗透率约为裂缝不发育储层的3~5 倍;渗透率相同时,裂缝发育储层喉道半径分布范围更宽,大尺寸的喉道比例更高,主流喉道半径更大,渗透率主要由大喉道贡献;裂缝发育储层应力敏感性更强,有效应力增大引起的渗透率损失约为裂缝不发育储层的2~3 倍;裂缝发育储层束缚水饱和度和残余油饱和度均较高,两相共渗区范围窄,随着含水饱和度的增大,油相曲线急剧下降,水相曲线上凸型快速抬升,且幅度很大,无水采油期很短且期内采出程度低,见水后含水率急剧上升,最终采收率很低。     

低渗储层非线性渗流规律对油田开发的影响分析

以室内岩芯实验为基础,建立了五点井网非均质地质模型。应用研制的特低渗透油藏非线性渗流数值模拟软件研究非线性渗流规律对油田开发的影响。将考虑储层非线性渗流规律和达西渗流规律的模拟结果进行对比分析。研究结果表明:非线性渗流规律降低了储层的吸水能力,加剧了储层非均质性对开发的影响,降低了油田的整体开发效果。渗透率较低非线性程度较强储层水驱效果变差,油井见水时间滞后,含水率低;注水沿人工裂缝方向推进速度与达西渗流模拟结果相差不大,垂直人工裂缝方向推进速度变慢。低渗透油田开发及合理井网部署需考虑非线性渗流规律。     

层内纵向非均质性对稠油油藏剩余油分布的影响研究

渤海某油田层内纵向非均质性严重,导致低渗透层动用程度低,影响油藏的高效开发。根据非均质油藏地质特征,利用人造物理模型制作技术制作二维物理模型,进行水驱油实验,从而明确纵向非均质性对剩余油分布规律的影响。实验表明:水驱采收率的高低主要取决于层内纵向非均质性,平均渗透率对它影响相对较小;相同级差、不同渗透率条件下,无水采收率和水驱采收率都随着渗透率的增加而增加,但增幅不明显;相同平均渗透率、不同级差条件下,无水采收率和水驱采收率都随着级差的增大而减少,变化幅度明显。