碳酸盐岩油藏不同裂缝产状岩心水驱油实验及水驱规律

碳酸盐岩油藏多发育裂缝,不同裂缝产状对水驱特征和水驱油规律的影响有待研究。通过岩心驱替实验,利用5种裂缝产状碳酸盐岩岩心,探究了不同裂缝产状下水驱油规律。研究结果表明：水平贯穿缝岩心呈现同步动用阶段、近缝基质动用阶段和裂缝窜流阶段-三段式动用规律;无水期和高含水期是岩心主要的驱油阶段;贯穿缝岩心见水时间早,无水驱油效率和最终驱油效率较低。随着裂缝倾角减小,油（水）相对渗透率下降（上升）加快,残余油饱和度变大,水相相对渗透率增大,两相区逐渐变窄。基于Hagen-Poiseuille方程提出了带缝岩心中仅考虑裂缝的渗透率计算方法,利用三方面实验手段解决了束缚水饱和度统一的难题,并给出了实际矿场的提液时机,为碳酸盐岩油藏开发提供了理论指导。     

孔洞型碳酸盐岩油藏不同开发方式物理模拟研究

对于孔洞型碳酸盐岩储层,由于其特殊的孔洞结构特征,一般情况下很难使用其真实岩心开展长岩心驱替实验。在不影响原有岩心孔渗结构的基础上,对岩心表面凹陷处进行特殊填补处理,以达到长岩心实验要求。文中在油藏实际条件下,开展长岩心衰竭开采实验,水驱、气驱开发实验和气水交替驱实验,统计分析不同开发方式下各阶段的驱油效率,对比评价不同开发方式的开发效果。结果表明:衰竭开采最终采收率高达30.94%;水驱开发中,适当延迟转注时间能够充分发挥弹性驱油和溶解气驱油作用,提高最终采收率,并确定最佳转注压力为80%泡点压力;气驱开发中,气体突破速度快,突破后产油量急剧下降,采收率较低;气水交替驱能有效降低含水率,提升高含水期原油采收率,在高压高含水阶段转气水交替的开发效果更为显著。该实验为合理开发孔洞型碳酸盐岩油藏提供了基础数据和技术支撑。     

南海珠江口盆地海相砂岩油藏高倍数水驱驱替特征

中国南海珠江口盆地海相砂岩油藏边底水能量强,采油速度高,驱替强度大,现有的常规实验规范无法准确描述此类油藏的驱替特征。为此,基于西江24-3油田密闭取心资料,完善高倍数水驱油实验流程,将水驱倍数由常规的30 PV增至2 000 PV,模拟此类油藏高倍数水驱的实际生产情况,从矿物成分、孔喉结构、润湿性、相对渗透率曲线、残余油饱和度和驱油效率6个方面,系统剖析高倍数水驱后油藏物性和剩余油的变化特征,形成了此类油藏极限驱油效率的表征方法和数值模拟方法。结果表明,高倍数水驱后岩心微观孔喉结构和矿物成分均发生变化,进而影响岩心的润湿性和相对渗透率曲线特征,并最终对残余油饱和度和驱油效率造成影响,其具体过程是:高倍数水驱使油藏物性朝着有利于驱油的方向转变,油藏的残余油饱和度显著下降,驱油效率显著提高。     

变质岩裂缝性潜山油藏注气提高采收率研究

X油藏是变质岩裂缝性潜山油藏,岩性复杂,含油幅度高,受裂缝发育影响,储层非均质性强,可借鉴的经验少,为保持高产稳产,采用合理的人工能量补充方式,迫切需要研究注气提高采收率的可行性。该文用网状缝制造技术对天然岩心造缝后在模拟地层温度108.5℃、地层压力34.47 MPa下,开展了纵向顶部气驱、底部水驱和水平衰竭长岩心驱替实验研究。结果表明,纵向顶部气驱油效率最高,驱油效率为73.88%;水平衰竭驱替次之,为56.01%;纵向底部水驱油效率最低,为54.65%,说明该油藏比较适合顶部伴生气驱或干气驱。      

驱油用非均质岩心模型技术

岩心流动实验中采用的环氧树脂包封岩心技术，在岩心渗透率较低或者需要测定高强度调剖剂的突破压力时，外壳的强度不能满足高压驱替的要求。研制成功的驱油用非均质岩心模型代替环氧树脂包封的非均质岩心模型，进行岩心流动实验时，驱替压差可达４０ＭＰａ实验成功率达１００％，为模拟低渗透油藏聚合物驱油或地层调剖岩心流动试验提供了方便。     

岩心驱替实验法测定低渗透油藏 CO2近混相最小混相压力

CO_2在驱油过程中能否与原油达到混相,直接影响驱油效果和最终采收率。因此需对CO_2在低渗透油藏中与原油的混相条件及近混相区域中最小混相压力进行系统研究。选取YC油田低渗目标区块,以室内油藏物理模拟为基础,通过均质和非均质长方形岩心实验,在评价影响CO_2驱油效果的渗透率、采收率、驱替速度、气油比和渗透率级差的基础上,建立了测定最小混相压力的岩心驱替实验法。结果表明,该方法重复性好,可模拟低渗超低渗孔隙介质以及油藏非均质等性质,在模拟YC目标区块油藏非均质条件下测得CO_2与原油的最小混相压力为18.5 MPa,与数值模拟软件计算结果相同,比传统细管实验测值17.8 MPa高出0.7 MPa。两种方法所测结果基本一致。用岩心驱替实验法可以探究渗透率及其非均质性和驱替速度等不同因素对最小混相压力的影响规律。该岩心驱替实验方法可用于确定CO_2近混相驱最小混相压力,为深化CO_2近混相驱油机理的认识及矿场应用提供技术基础和理论指导。     

陆相砂岩油藏高含水阶段驱油效率再认识

涠洲11-4N油田涠洲组油藏已进入高、特高含水开发阶段，部分油组采出程度已经接近或超过已有探井实测驱油效率，在现有驱油效率认识下，油藏可挖潜潜力较小，需进一步开展涠洲组油藏高倍水驱下驱油效率研究。针对上述开发中存在的问题，开展了注入量为200 PV下的岩心水驱油实验；设计制作了微观可视化水驱油模型，直观描述高倍水驱油过程及残余油的分布规律；结合核磁共振技术开展岩心在线驱替实验，量化大、中、小等不同尺度孔隙中的驱油效率。实验结果表明，长岩心驱油效率可达73.2%，远超原有认识下的驱油效率；当并联长岩心渗透率级差较大时，首次提出在高、低渗透岩心进口端存在伯努利效应；微观水驱油过程中，注入水沿着中、高渗透通道快速突破，模型无水采出程度仅为18.6%，200 PV水驱后，低渗透区原油得到有效启动；核磁共振在线驱替实验结果表明，中孔隙对驱油效率的贡献最大，达45.63%。     

文昌油田水驱砂岩油藏驱油效率评价方法探讨

文昌A油田高渗油藏目前实际采出程度67.9%，远大于早期岩心水驱油效率测定值57.21%，因此传统的驱油效率认识存在不合理性。而利用开发后期强水洗段岩心开展水驱油实验结果表明，文昌海相砂岩油藏水驱油效率可达81.73%。通过开展水驱油微观研究表明，水驱过程是对储层的改造过程，随着润湿性、孔喉结构、物性等性质的变化，水驱油效率是变化的。此文将驱油效率划分为静态驱油效率和动态驱油效率，提出用动态驱油效率来描述水驱砂岩油藏在不同阶段的水驱油效率，创新建立了以物理模拟与油藏工程方法相结合的动态驱油效率评价技术，研究成果表明动态水驱油效率是随着油藏水驱倍数的增加而逐渐增加。并将动态驱油效率应用于油藏数值模拟研究中，创新建立了两相渗流动态模型，在数值模拟中实现了非均匀驱替模式，更符合油藏的开发规律，实现了精细化数值模拟研究，提高了油田剩余油认识精度。     

无碱SPG体系对渤海稠油冷采实验研究

针对渤海NB35-2海上稠油（油藏温度下1580mPa.s）油田提出以物理降黏和提高驱替介质黏弹性为主,同时降低界面张力至10-2mN.m-1的SPG复合驱（SPG即表面活性剂,KYPAM和自生CO2体系）技术。模拟NB35-2油田物性和流体性质,通过SPG体系动态黏弹性实验、可视化岩心驱替实验和宏观岩心驱替实验,对渤海稠油冷采做了可行性研究。结果表明,在SP体系中加入少量自生CO2体系,就可以使体系不但具有SPG和CO2驱的优点,而且可以通过二氧化碳在原油中的溶解降低稠油的心度,通过SP与自生二氧化碳体系的协同作用能提高SPG体系的黏弹性,大大改善油水流度比和提高微观驱油效率。     

三元复合驱合理驱替速度实验研究

三元复合驱是一项可大幅度提高原油采收率的三次采油技术,其体系由聚合物、碱、表面活性剂三相组成,驱油机理相对复杂,影响因素也相对较多。为此,通过开展物理模拟驱油实验,对三元复合驱实验过程中的驱替速度参数进行了深入研究。实验结果表明,三元复合驱最佳驱替速度与岩心渗透率正相关,天然岩心最佳驱替速度为0.10～0.20 mL/min、人造岩心最佳驱替速度为0.30～0.60 mL/min;不同复合体系达到最低界面张力值的时间不同,且在不同驱替速度下对采收率的影响程度也不同,驱替速度的变化对小尺寸的天然岩心、界面张力下降慢的复合体系驱油效果影响较大。     

鄂尔多斯盆地白豹—华池地区长6砂岩储层特征

根据铸体薄片、扫描电镜、碳氧同位素、物性、孔隙结构和声发射、岩心和测井分析和化验资料,对鄂尔多斯盆地白豹—华池地区长6砂岩储层特征进行的研究结果表明,该套储层储集空间以剩余原生粒间孔和次生粒间孔组合为主;储层物性较差,微裂缝对改善储层孔隙渗透性贡献不大;排驱压力和饱和度中值压力较高,孔喉半径小且分选性较差,歪度细,溶蚀作用对改善喉道连通性的效果不佳,孔隙结构参数总体较差。储层质量受沉积微相和成岩作用的综合影响,其中,由三角洲前缘滑塌形成的内-中扇较粗粒水道砂体为最有利储层发育的微相,成岩早期碳酸盐矿物和环边绿泥石胶结作用有利于部分原生孔隙和喉道的保存。利用储层物性和孔隙结构参数,将长6砂岩评价为4类储层,其中Ⅰ、Ⅱ类储层在目前的工艺技术条件下为可动用储层,是增储上产的首选储层。     

鄂尔多斯盆地白豹地区长6砂岩储层特征及影响因素分析

根据铸体薄片、扫描电镜、物性、孔隙结构等分析资料,对白豹地区长6砂岩储层特征进行研究表明,该套储层储集空间类型以溶孔-粒间孔组合为主,储层物性较差,排驱压力和中值压力较高,喉道半径小且分选性较差,孔隙结构总体较差。储层发育程度受沉积作用和成岩作用综合影响,认为岩石类型,云母等组分含量,粒径是决定储层发育的基础,北部物源影响的砂岩物性较好。早期环边绿泥石胶结作用和后期较弱的溶蚀作用促进储层的进一步发育。硅质次生加大和碳酸盐矿物、粘土矿物的胶结作用使储层储集性能大大降低。     

滨里海盆地南部隆起带盐下层系油气成藏主控因素

滨里海盆地南部隆起带盐下层系油气成藏条件优越,中泥盆统—上石炭统发育2套优质烃源岩、3套储集性能良好的碳酸盐岩储集层。从区域构造沉积演化入手,据最新钻井资料,对南部隆起带盐下层系的油气地质条件、成藏主控因素进行研究后指出,烃源岩的分布和成熟度控制了现今“西气东油”的分布格局;大型古隆起构造控制了碳酸盐岩和礁体的发育;风化淋滤作用改善了维宪阶—巴什基尔阶碳酸盐岩储集层的储集性能,控制着油气的富集。     

高磨地区非均质储层转向酸导流能力研究

针对四川盆地高磨地区碳酸盐岩储层非均质性强、渗透率差异大的特点,分别从酸液含量、储层温度、注酸排量、酸液用量等方面开展了不同类型转向酸导流能力研究。实验结果表明:在相同条件下的高酸含量黏弹性转向酸体系刻蚀岩板形成的酸蚀裂缝导流能力高于低酸含量黏弹性转向酸体系的导流能力;随着酸液含量、储层温度、注酸排量及酸液用量的增加,酸蚀裂缝导流能力增大,但当酸的体积分数大于20%以后,转向酸酸蚀裂缝导流能力增加有限。研究的转向酸导流能力成果在高磨地区开展了现场应用,实现了气井的高导流能力,测试产气量达80.01×10⁴ m³/d。      

异常高温高盐碳酸盐岩油藏水驱波及控制技术实验研究 ——以阿布扎比X油田为例

阿布扎比X碳酸盐岩油田因异常高温、高盐且非均质性强,导致水驱严重不均,常规的化学堵水调剖和提高采收率技术方法难以适用。采用该油田碳酸盐岩岩心、原油和模拟地层水,选择以新型颗粒型聚合物(SMG)水分散液为驱替相的水驱波及控制技术,开展SMG理化性能、驱油机理和物理模拟实验,对该技术在阿布扎布碳酸盐岩油田的可行性进行室内研究。结果表明:SMG水分散液具有低黏、易注入、易深部运移以及较好滞留能力和封堵性能的特点;其在一定程度上弥补了传统聚合物驱油机理缺陷和矿场应用受限的问题;在油田储层条件下表现出较好的耐温耐盐性能,在长达6个月的异常高温高盐老化后,表现出较好的热稳定性;老化后的SMG仍具有提高水驱波及体积和提高油藏综合采收率的性能,亚毫米级和微米级SMG提高采收率增幅分别为6.70%和5.67%。SMG水分散液波及控制技术可高效控制储层水驱波及方向、提高水驱波及效率,有望解决阿布扎比地区异常高温高盐碳酸盐岩油田水驱不均的开发问题。     

裂缝性高温基岩气井硫酸钙溶垢研究及现场应用北大核心

柴达木盆地尖北、东坪气田储层温度为170℃,且垢样沉积具有多样化,对硫酸钙的溶垢研究提出了很大的挑战,为了解决该区块连续出现井筒结垢,影响气井生产及各项测试作业开展的难题。通过分析垢样组份、明确结垢机理和调研溶垢方法,针对现场垢样开展溶垢研究,区分井筒垢样沉积、储层结垢分别形成了碳酸盐置换溶垢、酸性有机磷酸溶垢配方及工艺,开展了现场应用。结果表明,井筒垢样成份为高纯度硫酸钙及少量的碳酸盐、铁质;垢样来源为高矿化度地层水中成垢离子随着压力逐渐降低,水份蒸发在井筒,炮眼、近井地带沉积结垢;碳酸盐物相置换溶垢法适用于井筒沉积的硫酸钙溶垢,可利用储层高温达到所需反应温度且对井筒管柱无腐蚀;酸性有机磷酸螯合剂溶垢法适用于沉积在炮眼、储层近井地带的硫酸钙溶垢,可同时结合相应的酸化液体系开展复合酸化工艺,减缓二次沉淀造成的储层伤害。最终有针对性的形成了2套溶垢剂配方及相应的溶垢工艺,可有效溶解储层硫酸钙,解决了现场技术难题,为气田增产、稳产做出了巨大的贡献。     

典型碳酸盐岩渗透力学行为特征及其对储、盖性质的判定

目前对碳酸盐岩的研究主要关注其油气的储集空间,针对含油气盆地中碳酸盐岩的勘探也主要是为了寻找优质的油气储集体。然而,随着油气勘探向深层更古老的地层拓展,有效的碳酸盐岩储—盖配置显得至关重要。勘探证实,深埋条件下碳酸盐岩有利相带仍然发育高孔渗的优质储集体,然而是否发育与之配置的碳酸盐岩盖层就成为了制约深层碳酸盐岩油气勘探的关键因素。首次系统全面地通过对典型碳酸盐岩开展不同温度条件下三轴应力加载全过程渗透力学试验,得出了碳酸盐岩在破坏变形过程中渗透率随温度、围压的演化过程。试验分析结果显示,典型白云岩和典型灰岩在深埋应力作用过程中渗透力学行为特征具有明显差异,白云岩更多地显示出储集性能的特征,表现为脆—塑转换临界围压较大,岩石更容易形成裂缝,渗透率随温度的增加而增大等;而灰岩则表现出盖层的属性,体现在脆—塑转换临界围压小于白云岩,岩石相对容易形成密闭,渗透率随温度的增大逐渐减小。综合分析认为,白云岩和灰岩的纵向叠置能够形成有效的油气藏储—盖组合。     

碳酸盐岩裂缝性油藏建储气库气井产能评价

利用华北油田碳酸盐岩潜山油藏改建地下储气库,具有构造较为完整、圈闭规模大以及裂缝系统渗流条件较好的优势,对保障京、津、冀等地区安全平稳供气,具有非常重要的意义。虽然前期针对华北油田某裂缝性碳酸盐岩块状底水油藏改建地下储气库的可行性开展了相关的研究工作,但都是基于油井采油指数类比气井采气指数方法进行评价的,存在一定的局限性和偏差。为此,以可压缩气体地层稳定渗流理论为基础,根据潜山储层裂缝系统的地质特点,引入了气体半球渗流和等效气井打开半径的概念,最终推导出了碳酸盐岩裂缝性油藏建库气井稳定渗流产能方程。通过对华北油田某潜山油藏的实例计算表明：由于该油藏裂缝系统物性条件很好,无论气库运行在高压还是低压条件,稳定渗流计算得到的地层产气能力都很高,可以认为地层气体基本为无限供流条件。     

高放射性碳酸盐岩储层评价技术及其应用

在碳酸盐岩地层中，利用自然伽马能谱测井评价高放射性储层是一种新方法，该方法运用自然伽马能谱测井中的无铀伽马，来计算地层的泥质含量，进而确定地层的岩性剖面，并划分出地层的储集层。通过在云南楚雄盆地碳酸盐岩地层秧1井的应用，取得了良好的实用效果，为在高效放射性碳酸盐岩地层中，寻找油气储层提供了一种有效的方法。该方法不但在因地层水的运动引起的在渗透性地层产生的高效放射性中应用是有效的，而且在注水驱油的老油田、老区块的勘探开发中，同样有着重要的意义和使用价值。     

曲堤-王判镇地区中、古生界储层特征及控制因素研究

以岩心观察、薄片观察、试验数据为基础,对曲堤—王判镇地区中、古生界的储层特征及控制因素进行了系统研究。该区中、古生界的储层类型分为碎屑岩和碳酸盐岩两大类,碎屑岩储层物性属于中等—较差,碳酸盐岩储层属于中等—较好。碎屑岩储层储集空间主要有原生孔隙、次生孔隙、微孔隙、裂隙四种成因类型;碳酸盐岩储层储集空间主要有原生孔隙、次生孔隙、裂缝三大类。研究认为碎屑岩储层发育的控制因素主要为岩性、沉积微相及成岩作用,而碳酸盐岩储层发育的控制因素主要有沉积环境及岩石相、成岩作用、古岩溶作用、裂缝的发育程度等。