核磁共振技术在煤层气勘探中的应用

为了解决低孔低渗煤储层的孔隙度、饱和度数据测定和渗透率计算,克服常规实验中取心困难的问题,使用核磁共振技术、利用H核弛豫时间的规律性变化,通过对煤样进行不同饱和状态下的测试,测定煤样中可动流体、束缚流体等参数,得出了低孔低渗煤储层的孔隙度、渗透率数据,为煤层气勘探提供有效的孔隙度、渗透率数据,对煤层气的排采、开发具有重要意义。同时,数据表明:煤储层中,孔隙度、可动流体饱和度越大,渗透率越高。     

特低渗透油田相对渗透率曲线测试新方法

以华北油田特低渗透岩样为例,利用低磁场核磁共振仪,并依据低渗透物理模拟实验,建立了特低渗透油田相对渗透率曲线测试新方法。并对不同渗透率条件下T₂几何均值与驱油效率的关系研究表明,与常规相对渗透率曲线测试方法相比,特低渗透油田相对渗透率曲线新测试方法能比较准确地测试了束缚水饱和度和残余油饱和度。渗透率与T₂几何均值、渗吸效率、驱替效率和总的驱油效率的相关关系较差,T₂几何均值与可动流体百分数、渗吸效率、驱替效率和总的驱油效率有很好的相关性。     

用核磁共振测井评价特低渗透砂岩储层渗透性新方法

核磁共振测井被广泛用于评价低孔隙度低渗透率储层的孔隙结构与渗透性,主要依据经典的Coates及SDR模型。这些模型是基于中高孔隙度、渗透率储层的实验结果,大量岩心实验数据表明它们并不适用于特低渗透砂岩储层。应用气象学研究常用的空间物理场分布模型定量评价低孔隙度特低渗透率储层中特定尺寸孔隙分布的集中程度,并给出了定量计算瓦分布均一系数模型。常规孔隙度渗透率实验、饱和盐水岩心核磁共振实验均验证了该模型在不同孔隙度、渗透率条件下具有较好的适用性。     

特低渗透油田注水地层结垢矿物特征及其影响

通过注入水和地层水的配伍实验、检查井岩心矿物鉴定、孔隙度与渗透率恢复实验,研究了安塞特低渗透油田注水地层结垢对地层孔隙度和渗透率的影响.结果表明,注入水为Na2SO4型,地层水为CaCl2型且含Ba2+,由于注入水和地层水不配伍.储层长期注水后形成了较为丰富的结垢矿物即方解石、重晶石.结垢矿物的生成量与孔隙度、渗透率的下降幅度具有很好的相关性.注水开发20年后,孔隙度平均下降幅度为15%.渗透率平均下降幅度为31.73%.就储层伤害而言,碳酸钙垢大于硫酸钡垢.     

各类储层孔隙度与渗透率关系研究

一般用孔隙度表示储层储集流体的能力,用渗透率来表示储层的可渗性。储集性影响到储层储量的多少,可渗性则直接影响油气的产能[1]。这两个参数对评价储层都是非常重要的。那么储层的孔隙度与渗透率具有什么样的关系呢。本文通过对鄂尔多斯盆地W区块与胜利油田M区块146块岩心的孔隙度与渗透率关系进行了研究,实验结果表明,储层的孔隙度与渗透率具有一定的相关性;在中高渗储层中,孔隙度与渗透率有很好的相关性;在低渗储层中,孔隙度与渗透率的相关性较低,并且随着渗透率的降低,孔隙度与渗透率的相关性不断的减小,甚至不相关。     

基于等效岩石组分理论的渗透率解释模型

以等效岩石组分理论为基础,依据电荷迁移与流体分子迁移相似性原理,在有效导电孔隙度的基础上,提出了有效流动孔隙度的概念并推导了其表达式,研究认为有效流动孔隙度与对数下的渗透率是一种线性关系。选取四川盆地须家河组29块具有代表性的低渗岩样,进行了岩心物性分析、电阻率及核磁共振实验测量,获取了29块岩样的孔隙度、渗透率、地层因素及束缚水饱和度实验数据。利用遗传算法,建立了渗透率与有效流动孔隙度之间的最优模型,将新建立的渗透率模型与Wyllie-Rose渗透率模型和Timur渗透率模型进行对比分析,认为新建立的渗透率模型效果优于其他2种模型,可以有效地应用于储层渗透率测井评价。     

异常高压、特低渗透油藏储层压力敏感性研究

异常高压、特低渗透油藏的开发具有许多难点和特殊性，国内外对该类油藏的开发尚未有可以成功借鉴的经验，为了对该类油藏进行合理、有效的开发，以肯基亚克盐下石炭系油藏为例，对该类油藏的储层孔隙结构、渗透率、孔隙度的压力敏感性等方面进行深入研究，并分析储层压力敏感性对油气藏开发的影响，为最终确定该类油气藏的合理开发方式及油井的合理工作制度，防止地层压力变化对渗透率、孔隙度造成伤害，保证油田开发取得较好效果提供了依据。     

低渗透气藏应力敏感性实验研究

为了研究地层压力变化对低渗储层渗透率和孔隙度的影响,分别开展了常规应力敏感性实验和模拟气藏开发过程中随地层压力下降引起的应力敏感性实验。实验结果对比研究表明:有效应力与孔隙度、渗透率的变化关系均表现为乘幂形式,其中渗透率的应力敏感性强于孔隙度的应力敏感性,含水饱和度对渗透率的应力敏感性影响较大,相同的净应力下,随含水饱和度上升气相渗透率不断降低。     

致密砂岩储层孔隙度渗透率随净上覆压力变化规律研究

为指导致密油藏的勘探与开发,以鄂尔多斯盆地陇东地区长7致密砂岩储层为例,基于应力敏感实验,开展了地层孔隙度、渗透率随净上覆压力变化规律研究。实验结果表明,随着净上覆压力不断增加,地层孔隙度和渗透率都有不同程度减小,但减小幅度不同。一元二次方程能较好地描述孔隙度、渗透率随净上覆压力的变化关系,由此建立的孔隙度、渗透率计算模型能有效弥补室内实验的有限性和局限性,为油田的勘探开发提供依据。     

低渗致密油藏岩心覆压条件下的压胀现象

为了了解低渗岩石在一定的条件下可能产生的压胀现象,通过室内实验,研究了低渗致密储层岩心在覆压条件33 MPa下存在的压胀现象,分析了其孔隙度和渗透率的变化规律。研究表明,当渗透率小于0.1×10-3μm2时,就有可能产生压胀现象,该现象表现出孔隙度增加,但是渗透率并没有降低,并对其原因进行了分析;渗透率越低,越容易产生压胀现象,孔隙度增幅越大。对岩心压胀现象的研究,为利用"压胀松动"性质来提高油井产量提供了一定的理论依据。     

温度对特低渗油藏油水相对渗透率的响

针对目前有关特低渗油藏相对渗透率曲线研究较少的现状,通过岩心流动实验,得到不同温度条件下特低渗岩心的油水相对渗透率曲线,将其与中渗油藏的相渗曲线进行对比,并对其相渗曲线的特征值进行了定量描述。对比分析得出：相对中渗岩心,特低渗岩心的相渗曲线有整体向左移动的趋势,残余油饱和度较高,且该饱和度对应的水相相对渗透率很低,岩心的水驱最终采收率较低;随着温度的升高,特低渗岩心的束缚水饱和度逐渐升高,油水同流区变宽,等渗点饱和度右移．残余油饱和度相应减小．岩心的水驱最终采收率增大。     

确定油藏实际开采速度下的相对渗透率

介绍了用油藏实际开采速度作为岩心流动实验的驱替速度时 ,获得相对渗透率曲线的方法。用有限差分方法求解渗流方程组 ,建立的相对渗透率曲线模型是一不确定模型 ,有四个待定参数。用最优化方法使得累计产油量和岩心两端的压差的计算值与实测值之间的方差和最小 ,反求相对渗透率曲线模型的待定参数 ,从而确定相对渗透率曲线。这种方法克服了JBN方法的局限 ,在求低渗岩心的相对渗透率曲线时充分显示了它的优越性。     

低渗透储层气测与液测应力敏感性试验对比分析

以新疆某低渗油藏岩心为研究对象,分别利用氮气和模拟地层水进行了应力敏感性试验,得出了该储层的渗透率损害率,并对两种测量方式进行了对比研究.试验结果表明,渗透率越低的区块越有可能发生渗透率损失,而且其损失是不可逆的;液测和气测渗透率虽然有一定的偏差,但总体上基本一致.对低渗透油田进行应力敏感性的研究是必要的;对于渗透率较...     

特低渗透岩心相对渗透率实验研究

室内实验结果表明,西部某油藏的特低渗透岩心油水相对渗透率曲线具有束缚水饱和度较高,残余油饱和度较低,油水两相流动区间范围宽的特点,且水相相对渗透率曲线形态分为直线型和上凹型2种形式,而且油水相对渗透率的比值与含水饱和度具有较好的指数关系模式,水驱曲线的驱替特征满足甲型水驱特征.     

温度对亲水岩心束缚水饱和度的影响

相对渗透率通常是在室温下测定的,其实验温度要比油藏温度低很多,以前研究高温相对渗透率实验用的岩心偏向于亲油。针对轮南油田油藏温度高的特点和束缚水饱和度对相对渗透率曲线的关键性,分别用特殊实验来研究了温度升高对亲水岩心束缚水饱和度的影响,及其对相对渗透率曲线特征的影响。室内实验结果表明,亲水岩心的束缚水饱和度随实验温度上升而下降,相对渗透率曲线向左移;亲油岩心的束缚水饱和度随温度升高而增大,本文用水化膜,毛管力和润湿性等方面理论,宏观上和微观上解释了实验结果。     

裂缝性碳酸盐岩油藏相对渗透率曲线

裂缝油水相对渗透率曲线的研究对指导裂缝性油藏注水开发起至关重要的作用。笔者应用某碳酸盐岩油藏天然岩心进行油水相对渗透率实验,对基质岩心进行造缝,对比了造缝前后的岩心相对渗透率曲线形态的差别：造缝后油水相对渗透率曲线下降（上升）较快,残余油饱和度较大,且残余油饱和度下水相相对渗透率高,油水共渗区变窄,最终驱替效率变小;对同一块天然裂缝性岩心相对渗透率曲线的应力敏感特征进行了研究：随着围压增大,相对渗透率曲线的束缚水饱和度变大,残余油饱和度变化程度较小,等渗点下降,驱替效率变小。数值模拟计算结果显示,使用围压较大条件下的相对渗透率计算,含水率较低,在相同开发期限内阶段采出程度降低。     

改变低渗透砂岩亲水性油气层润湿性对其相渗透率的影响

为了研究改变低渗透砂岩亲水性油气层润湿性对其气水相有效渗透率的影响，用自主研发的一种能改变亲水岩石表面性质（由亲水改为中性弱亲油）的润湿反转剂LW-1进行了实验研究。实验结果表明，用LW-1处理低渗透亲水气层岩心，改变其岩石表面的润湿性后，可使气体有效渗透率平均提高1．06倍；处理低渗透亲水油层岩心，改变其岩石表面的润湿性后，可使水相有效渗透率平均提高2．6倍。认为改变低渗透亲水油气层的岩石表面润湿性，是降低其遭受侵入水伤害程度、提高增注能力和改善压裂增产过程中侵入水返排效果的有效手段之一。     

特低渗透岩心单相渗流实验研究

为研究特低渗透油藏岩心气、油或水单相流动渗透率的变化，利用朝阳沟油田扶杨油层岩心进行了室内实验，证实了特低渗透岩心单相流体渗流的启动压力和渗透率降低幅度与所用流体性质有关，启动压力增大幅度随气测渗透率减小而增加，渗透率降低幅度随着气测渗透率的降低而增大。     

Physical simulation of fluid flow and production performance in extra-low permeability porous media

For extra-low permeability reservoirs, with a permeability of about 0.3x 10-3 μm2, fluid flow and production performance in cores were studied. A long core holder with a multi-location piezometrie measurement was specially designed. An artificial long core, about 700 mm long and with a cross section of 45mmx45mm, was used. In the experiment, pressure distribution along the core can be measured in real time. Single phase flow in the core was investigated. Different modes of production in long cores were also simulated including natural depletion, water flooding, and advanced water flooding. Through physical simulation, flow parameters were collected and production characteristics in extra-low permeability cores were studied. From experimental results, it can be seen that fluid flow in extra-low permeability cores is different from that in high permeability cores. Transmission of pressure in extra-low permeability cores is very slow, and it needs a long time for the pressure to become stable. The distribution curve of pressure along the core is nonlinear and the production rate in extra-low permeability reservoirs decreases sharply.The development effects of different production modes in extra-low permeability cores were compared with one another. Among the production modes, advanced water flooding has much potential for effective development of extra-low permeability reservoirs. Natural depletion and conventional water flooding can also be used in early production periods. In addition, the countermeasures and some ideas especially for the potential development of extra-low permeability reservoirs are suggested.     

温度对亲水岩心束缚水饱和度的影响

相对渗透率是描述油藏多孔介质中多相流动的重要参数,而束缚水饱和度是影响、控制油水相对渗透率曲线的一个关键因素。通常,相对渗透率是在室温下测定的,高温相对渗透率实验用的岩心偏向于亲油。针对轮南油田油藏温度高的特点,分别应用静态实验和动态实验研究了温度升高对亲水岩心束缚水饱和度的影响,及其对相对渗透率曲线特征的影响。室内实验结果表明,亲水岩心的束缚水饱和度随温度上升而下降,其相对渗透率曲线向左移;亲油岩心的束缚水饱和度随温度升高而增大。