强碱三元体系对岩心渗透率的影响规律

强碱三元体系注入油层后,碱与矿物组分发生化学反应及物理变化。强碱溶蚀岩石表面,溶蚀产物及黏土颗粒在油层渗流通道上运移沉淀,对渗流造成较大伤害。以A油田为研究对象,从碱对矿物组分的溶蚀性入手,通过渗流实验,借助扫描电镜及能谱分析仪等,分析了强碱对储层的伤害机理及溶蚀后的矿物组分变化,进而研究对岩心渗流能力的影响。岩心渗流实验结果表明,强碱三元体系长时间驱替后,注入压力上升约140 kPa,岩心渗透率平均下降18%。岩心原始孔隙结构在强碱的溶蚀和渗流冲刷下严重破坏,高岭石和蒙脱石等晶体结构被破坏。长时间驱替后,碱溶反应生成的沉淀物及脱落的黏土颗粒运移堵塞和附着在孔喉通道壁面,使岩心的渗流能力下降。扫描电镜结果表明,驱替前、后岩石矿物表面特征发生变化,颗粒运移,元素含量也随之变化,进一步验证了强碱三元体系对岩心渗透率的影响规律。     

高含硫气藏海相碳酸盐岩高温高压水岩反应实验

为研究川东北地区元坝气田高含硫气藏中酸性气体对海相碳酸盐岩储层物性的影响,利用取样的海相碳酸盐岩岩心,通入不同配比的酸性气体(H2S或CO_2),模拟地层温度(121℃)、地层压力(50 MPa)条件,开展酸性气体下的水岩反应实验。实验表明:高温高压水岩反应后,岩心相对分子质量总体呈现减小的趋势,质量改变率最高达到7. 41%;储层岩心渗透率和孔隙度总体呈现增长趋势,渗透率增长幅度最高达644. 99%,孔隙度增长幅度最高达53. 84%;不同酸性气体质量浓度和气体组成对岩心矿物溶蚀效果不一致,单一酸性气体比混合酸性气体的溶蚀效果好,H_2S气体比CO_2气体对储层岩石的溶蚀效果好;酸性气体在地层高温高压环境下对海相碳酸盐岩具有明显的酸蚀改造作用,水岩反应后酸性气体不仅能溶蚀矿物,造成孔隙度、渗透率的增大,还存在矿物溶蚀颗粒运移沉淀堵塞部分岩石孔隙喉道的现象。     

碳酸溶蚀对致密砂岩储层流动特征的影响——以鄂尔多斯盆地长6致密砂岩为例

CO₂吞吐是一种提高致密油藏采收率的有效方法,然而由于注入的CO₂与地层水接触形成的碳酸与岩石矿物发生了溶蚀作用,从而改变了储层的流动特性。为了探讨碳酸溶蚀对储层流动特征的影响,以鄂尔多斯盆地三叠系延长组长6段野外露头致密砂岩为研究对象,开展了岩心流动实验,通过测量CO₂在地层水中的溶解度,对比了碳酸溶蚀前后致密砂岩的孔隙度、可动孔喉下限、液相渗透率、矿物组成和微观形貌。结果表明：溶蚀作用提高了孔隙度和液相渗透率,使流体流动能力增强;溶蚀后致密砂岩的可动孔喉下限减小,降低了束缚水饱和度;方解石、白云石和长石是主要的溶蚀矿物,溶蚀后岩心的溶蚀孔明显增多;压力越大CO₂在地层水中的溶解度越大,碳酸的酸性越强,矿物溶蚀程度越大;温度越高,溶蚀作用越弱。研究成果明确了碳酸溶蚀作用对致密砂岩储层流动特征的影响规律,为致密油藏CO₂吞吐技术应用提供借鉴。     

CO2-水-岩石相互作用对岩石孔渗参数及孔隙结构的影响——以延长油田35-3 井储层为例

二氧化碳注入油藏后会与储层中的地层水和岩石发生反应,导致储层的孔隙度、渗透率和孔隙结构等物性参数发生改变。以延长靖边油田特低渗油藏35-3井储层岩心为研究对象,研究了不同反应时间和反应压力下CO_2-水-岩石相互作用后,岩石孔隙度、渗透率和孔隙结构分布的变化,考察了压力对CO_2-水-岩石相互作用后岩石表观形貌及溶液中Ca~(2+)浓度的影响。结果表明,岩石孔隙结构的变化受溶蚀作用、微粒运移和新生矿物沉积的综合影响;当反应时间和反应压力改变时,岩石内小孔隙的分布发生较大的改变,大孔隙分布变化不明显。CO_2-水-岩石作用6数24 h后,岩石水测渗透率均降低;随反应时间增加,岩石孔隙度先降低后增加,岩石渗透率恢复值逐渐增加,CO_2对储层渗透率变化的影响逐渐减小。CO_2-水-岩石在7数15 MPa下作用后,岩石水测渗透率均降低;随压力增加,岩石孔隙度先增加后降低,岩石渗透率恢复值逐渐降低,CO_2对储层渗透率变化的影响增加。反应压力增加,岩石溶蚀现象更加明显,溶液中Ca~(2+)浓度增加。     

苏里格气藏岩石应力敏感性研究

在气藏的生产过程中,随着流体的产出,净上覆岩层压力不断升高,储层孔隙结构因受到压缩而发生改变,导致渗流速度降低,使油气井的产能下降。在模拟地层温度及应力条件下,分析了苏里格气藏小岩心和全直径岩心渗透率与净上覆岩层压力之间的关系,研究了小岩心与全直径岩心的应力敏感性。结果表明:岩心渗透率均随上覆岩层压力的升高而逐渐降低,且随净上覆岩层压力的增大,渗透率下降的幅度逐渐变小,并表现出明显的渗透率滞后效应;苏里格气藏岩石的渗透率损害程度或应力敏感性属于中等;全直径岩心的应力敏感性较小岩心弱。     

延长组特低渗油藏CO2驱储层溶蚀与结垢规律

针对延长组油藏地层水钙镁离子含量高、储层岩石酸敏性矿物多等特点,开展了CO_2驱油藏不同部位CO_2-地层水-储层岩石溶蚀与结垢模拟实验。研究结果表明,在CO_2驱油过程中,在注气井近井地带和油藏深部因压力上升,CO_2在地层水中的溶解量不断升高,溶液的pH值下降,CaCl_2水型地层水没有沉淀产生,且CO_2与储层岩石矿物会发生溶蚀反应,导致岩石渗透率增大;但在采油井近井地带,随着压力的剧烈下降,溶解于地层水中的CO_2会大量逸出,原本溶解于地层水中的部分岩石矿物也会大量析出,产生碳酸钙无机垢。延长组油藏CO_2驱油过程中在注气井近井地带和油藏深部不易结垢,且储层物性会被改善;而在采油井近井地带极易产生无机垢,引起特低渗储层堵塞。     

珠江口盆地深层高温高压下的水岩作用

地层中的酸性流体是含油气盆地内部物质迁移和能量交换的主要介质,是形成次生孔隙、改善储层物性的重要物质基础。通过对珠江口盆地岩心样品进行高温高压水岩反应实验,结合扫描电镜、铸体薄片、储层物性、XRD及ICP-OES等分析测试手段,揭示了深层碎屑岩储层溶蚀作用和次生孔隙发育机理。研究结果表明：①高温高压条件下有机酸性流体对岩石矿物具有溶蚀作用,且发生了离子迁移现象,释放出K⁺,Ca²⁺,Na⁺,Mg²⁺等阳离子,反应后样品孔隙度平均提高了5.6%,提升幅度达31.5%,岩石中的易溶组分含量及易溶矿物的原生结构可影响次生孔隙的发育;②选取具有代表性的样品对少井或无井区域进行深部地层条件下的水岩反应模拟实验是科学有效的储层评价途径,实验可模拟溶蚀过程和刻画溶蚀机理,现今在深部油气勘探成本高、风险大的背景下,高温高压实验结果对深部储层预测和勘探目标优选具有重要参考价值。     

苏仁诺尔断裂带含片钠铝石砂岩储层物性特征及成因

CO2是一种可溶于水进而形成酸性流体的"活性气体".在酸性流体条件下,一些矿物发生溶解,而另一些矿物发生沉淀,使砂岩的孔渗发生改变.苏仁诺尔断裂带CO2流体在与砂岩相互作用过程中,形成了片钠铝石和铁白石的自生矿物组合,导致研究区含片钠铝石砂岩储层物性变差.分析CO2流体与砂岩的相互作用发现,片钠铝石含量较高是储层物性变差的直接原因,而片钠铝石生长时间晚于其它自生矿物且在充填孔隙后没有发生溶蚀是储层物性变差的根本原因.     

二氧化碳注入对低渗透储层矿物及孔隙结构的影响*

注二氧化碳采油过程中,二氧化碳溶解于水形成碳酸,与储层矿物反应会改变岩心矿物组成和储层物性。 本文通过室内实验研究了二氧化碳驱、二氧化碳/水交替驱及二氧化碳吞吐3种不同注入方式下低渗透储层的矿 物、产出流体、储层微观结构以及渗透率的变化。研究结果表明：二氧化碳驱、二氧化碳水气交替驱、二氧化碳吞 吐3种注入方式均可使岩心渗透率增加,二氧化碳/水交替驱过程对岩心渗透率的影响最为明显;产出液中的钙 离子和钠离子浓度都明显上升,岩心矿物中方解石及长石含量下降,碳酸的溶蚀作用导致岩心中的斜长石和方 解石减少;在碳酸作用下岩心微观结构由致密、连通性差、粒间孔隙发育差状态变为疏松、连通性好、粒间孔隙发 育充分状态,溶蚀现象明显。     

长石表生淋滤溶蚀模拟实验

利用自主研发的成岩模拟系统,选取中粒长石砂岩为研究对象,对表生淋滤机制下长石的溶蚀微观特征、易溶组分、成岩流体离子变化、溶蚀产物等开展成岩模拟。研究表明：在酸性流体条件下,不同类型长石发生不同程度的溶蚀作用,斜长石溶蚀程度强烈,颗粒表面呈现港湾状深沟或沿双晶方向溶蚀,钾长石多为颗粒边缘或颗粒内部溶蚀。成岩流体中K+,Na+,Ca2+,Mg2+,Al3+,Si4+等离子浓度的变化反映长石的溶蚀状态,K+,Na+和Ca2+浓度增加指示钾长石、钠长石和钙长石的溶蚀速率加快。长石溶解过程中产生的K+浓度较低,且被迅速带走,伊利石沉淀所需的K+浓度很难达到,因此长石溶蚀产生的自生黏土矿物多为高岭石,Mg2+浓度的变化可能代表后期碳酸盐矿物、黏土矿物的溶解。酸性流体流速、温度、长石颗粒表面积、溶蚀时间等是影响长石溶蚀作用的主要因素。     

CO2驱酸化溶蚀作用对原油采收率的影响机理

CO₂驱酸化溶蚀作用对储层会产生一定程度的伤害。为揭示这种伤害作用对原油采收率的影响机理，选取6块同级别渗透率的岩心样品，在地层温度、压力条件下进行物理模拟实验，通过核磁共振技术评价酸化溶蚀作用对原油采收率的影响机理。实验结果显示，驱替产出流体的pH值低于原始地层水，且通过离子浓度变化发现驱替过程中有长石和碳酸盐矿物发生溶蚀；岩心的渗透率在驱替结束后出现一定程度降低，且反应时间越长，渗透率的降幅越大；岩心样品的最终采收率与反应时间呈反比，反应时间为240 h的岩心样品相比反应时间为0 h的岩心样品，其最终采收率降幅达到27.31%。综合分析认为，CO₂驱长时间的酸化溶蚀反应产物及脱落的黏土颗粒会堵塞孔喉，导致储层渗流能力下降，进而影响CO₂驱的驱油效率及最终采收率。     

塔里木盆地寒武系碳酸盐岩溶蚀作用机理模拟实验

以岩心柱样为实验样品,通过酸性流体渗流方式进行溶蚀模拟实验,模拟地层埋藏演化过程中的溶蚀作用,以分析塔里木盆地寒武系碳酸盐岩溶蚀作用特征及控制因素。研究表明:塔里木盆地寒武系碳酸盐岩的矿物成分及储集空间类型控制选择性溶蚀,方解石含量高的过渡型碳酸盐岩中方解石易优先溶蚀形成次生孔洞,而碳酸盐岩中的石膏、硬石膏在同生期、准同生期易溶蚀形成膏模孔。孔隙型碳酸盐岩以基质孔隙的扩溶为主,溶蚀后孔隙度、渗透率相应增加,但增幅不明显;裂缝型碳酸盐岩或者高压下形成裂缝的孔隙型碳酸盐岩易形成流体运移的优势通道,导致溶蚀量相对减少,但极大地提高了渗透率。随着温压的增加,酸性流体对碳酸盐岩的溶蚀能力先增强后减弱,存在最佳溶蚀温压范围,对应于寒武系的2 250~3 750 m埋深段。结合研究区储集层特征,认为准同生期方解石是溶蚀孔洞发育的物质基础,以早期大气淡水溶蚀为主,埋藏条件下受与有机质热演化有关的酸性流体、深部热流体等多种酸性流体溶蚀叠加改造形成规模优质储集层。     

储层矿物类型对致密油藏CO2驱替效果的影响

为明确致密砂岩储层中石英、伊利石和绿泥石对CO₂驱油效率及孔隙动用特征的影响,分别选取以石英、伊利石、绿泥石为主要矿物类型的3种岩心,开展核磁共振扫描分析下的CO₂驱替实验,定量评价每种类型岩心在不同CO₂注入压力下小孔隙、大孔隙的原油采出程度,并分析了产出水中离子质量浓度变化。结果表明：目标储层以石英型和黏土矿物型为主,其中黏土矿物以伊利石和绿泥石为主;石英型岩心的CO₂驱替过程中,当CO₂注入压力小于等于最小混相压力时,大孔隙的原油动用程度大于小孔隙,当CO₂注入压力大于最小混相压力时,小孔隙的原油动用程度增加,而大孔隙的原油动用程度下降;伊利石型岩心大、小孔隙的原油采出程度最大,驱油效果最好,绿泥石型岩心大孔隙的原油采出程度很高,小孔隙的原油采出程度非常低,整体驱油效果最差;随着CO₂注入压力的增加,石英型岩心产出水中金属离子质量浓度大幅增加,伊利石型、绿泥石型岩心溶蚀后的钙、镁等离子产生沉淀,且绿泥石型岩心沉淀量最大,最易堵塞...     

鄂尔多斯盆地盒8段致密砂岩储层溶蚀模拟实验

鄂尔多斯盆地二叠系石盒子组盒8段致密砂岩储层发生过强烈溶蚀改造,形成了广泛的次生孔隙。但是地质条件下砂岩内长石矿物、方解石胶结物的溶蚀过程及储层效应还有待深入研究。采用封闭体系下的温压共控岩溶模拟方法,结合电感耦合等离子体发射光谱仪、X?射线衍射仪、偏光显微镜和扫描电镜等测试分析,对盒8段致密储层砂岩开展不同温压条件下,含钙岩屑砂岩和长石质岩屑砂岩在乙酸溶液中溶蚀规律研究。实验结果显示：温度升高使长石溶蚀速度增快、溶蚀量增加,但是Al³⁺迁移量先增大再减小,所以深层砂岩中Al³⁺很难被迁移出来;方解石溶蚀速率远快于长石,对储层次生孔隙贡献更大;温度升高方解石溶蚀量先增大再减小,压力会抑制方解石溶蚀并且比温度的影响更大。盒8段砂岩三叠纪晚期至白垩纪早期方解石和长石发生了溶蚀作用,这是次生孔隙生成的主要时期,随后砂岩继续深埋时,温度压力升高使方解石发生沉淀;白垩纪中期以后储层抬升使温度、压力不断降低,部分方解石会发生溶蚀。     

杨楼油田储层成岩作用与孔隙演化测算

杨楼油田含油层位为新近系核桃源组三段Ⅳ、Ⅴ和Ⅵ砂组,当砂体发生沉积并被新的沉积层覆盖后即开始了压实作用,表现为碎屑颗粒的填集状态重新调整并向致密方向转变,从而降低孔隙度;随着温度升高、压力增大和孔隙水化学性质的变化,使各种自生矿物在成岩过程中析出并产生胶结充填作用而导致孔隙进一步降低;后发生的溶蚀作用产生的溶蚀孔隙致使储层孔隙增加。研究结果表明,杨楼油田砂体平均原始孔隙度32．4%,压实孔隙损失3．9个百分点,胶结孔隙损失9．4个百分点,溶蚀孔隙增加9．7个百分点,计算孔隙度28．8%。与岩心分析孔隙度的28．0%相比,相差0．8个百分点,孔隙演化预测值与岩心分析结果相吻合。     

砂岩油藏CO2驱替过程中溶蚀作用对储层物性的影响

在CO2驱替过程中,CO2溶于水中形成的酸性流体会对砂岩油藏发生溶蚀作用,从而改变油藏储层的物性,极大影响原油采收率。因此,进行砂岩油藏CO2驱静态浸泡实验与动态驱替实验,定量研究不同温度和压力条件下溶蚀作用对储层物性的影响。实验结果表明,CO2浸泡和驱替过程中溶蚀作用明显,随温度、压力的升高,孔隙度和渗透率呈指数型增长。通过实验数据,得到温度、压力与孔隙度变化率和渗透率变化率关系的数学表征方程。借助数学表征方程,对长庆油田H3区块进行数值模拟研究,结果表明,研究区块储层整体发生溶蚀作用,且注气井区域溶蚀程度更高。考虑溶蚀作用的原油采收率为26.08%,不考虑溶蚀作用的原油采收率为21.03%,原油采收率提高了5.05%。     

杨楼油田储层成岩作用与孔隙演化测算

杨楼油田含油层位为新近系核桃源组三段Ⅳ、Ⅴ和Ⅵ砂组，当砂体发生沉积并被新的沉积层覆盖后即开始了压实作用，表现为碎屑颗粒的填集状态重新调整并向致密方向转变，从而降低孔隙度；随着温度升高、压力增大和孔隙水化学性质的变化，使各种自生矿物在成岩过程中析出并产生胶结充填作用而导致孔隙进一步降低；后发生的溶蚀作用产生的溶蚀孔隙致使储层孔隙增加。研究结果表明，杨楼油田砂体平均原始孔隙度32．4％，压实孔隙损失3．9个百分点，胶结孔隙损失9．4个百分点，溶蚀孔隙增加9．7个百分点，计算孔隙度28．8％。与岩心分析孔隙度的28．0％相比，相差0．8个百分点，孔隙演化预测值与岩心分析结果相吻合。     

泥岩盖层的溶蚀作用机理实验——不同pH值盐水中溶蚀速率变化规律

为了查明泥岩在不同性质流体环境中的溶蚀速率及随时间的变化关系,以松辽盆地南部青山口组黑色泥岩为研究对象,开展4组pH值分别为3、5、7、9的水岩相互作用实验研究,实验持续时间为153d,泥岩粉末样品中黏土矿物含量为50%、石英和长石类矿物含量为35%、方解石为2%,还有少量菱铁矿和黄铁矿。结果分析表明,方解石在酸性流体中快速发生溶蚀溶解,Ca离子析出速率高于Mg、Si和Al离子;长石和黏土矿物溶蚀作用缓慢;在中性—碱性流体环境中形成了三水铝石片状矿物沉淀;方解石的快速溶蚀溶解消耗了酸性流体实验中的氢离子,导致溶液pH值由最初的3升高至7.5;4组实验开始的15d内反应速率较快,反应至50d时,各离子浓度基本保持稳定,即反应体系达到平衡状态,平衡状态下各组溶液的pH值为7~9,呈中性—弱碱性;据4组实验平衡状态下Si离子浓度计算得到的泥岩整体溶蚀速率为-13.29~-13.79 mol/(m~2·s),较为接近同等条件下蒙皂石或高岭石单矿物的溶蚀速率,略高于泥岩中含量最高的伊利石单矿物溶蚀速率。实验研究表明,地层中CO_2或有机酸等酸性流体能够对泥岩盖层产生溶蚀溶解作用,而酸性流体对泥岩盖层封盖能力的破坏程度取决于长期水岩相互作用至系统平衡的过程;封闭的流体环境有利于保护泥岩盖层,泥岩中含有适量的碳酸盐矿物有利于缓冲酸性流体对泥岩盖层的溶蚀作用,起到保护盖层封闭性的作用,而碳酸盐等矿物的沉淀作用能够提高盖层的封盖能力。     

准噶尔盆地西北缘火山岩溶蚀孔隙特征及成因机制

通过大量的岩心观察,结合薄片鉴定、扫描电镜等资料,开展了准噶尔盆地西北缘火山岩溶蚀孔隙特征及成因机制研究,认为该区火山岩溶蚀孔隙发育,具杏仁状充填气孔中溶孔、基质中溶孔、斑晶及角砾中溶孔、充填状裂缝中溶孔以及粒间溶孔等5种类型。熔岩中的长石斑晶、火山碎屑岩中的斜长石岩屑和由基质、火山灰水化形成的沸石类矿物在酸性介质条件下发生部分或全部溶蚀是溶蚀孔隙形成的内因,而酸性溶解液和流体介质通道的存在是溶蚀孔隙形成的外因。内因和外因共同作用导致溢流相溶解作用弱,形成的溶蚀孔隙数量少;爆发相溶解作用强。形成的溶蚀孔隙数量多。     

膦酸/盐酸/氢氟酸混合酸液体系SDE的性能

实验考察了砂岩油藏用混合缓速酸SDE-1(3%氢氟酸 8%膦酸)和SDE-2(3%氢氟酸 1%盐酸 8%膦酸)的性能,其中的氢氟酸由氢氟化铵提供。SDE酸既具有缓速性,又具有高溶蚀性,还能抑制与粘土的反应,基本不产生二次沉淀。对于含20%粘土矿物和12%碳酸盐的大港小集油藏岩心,82℃下SDE-2的15分钟溶蚀率仅为常规(3/12)土酸的1/3,8小时溶蚀率则与土酸相当;SDE-1的15分钟和8小时溶蚀率均最低。对于高岭土 膨润土样,82℃下土酸、SDE-2和SDE-1的8小时溶蚀率分别约为70%、30%和30%,土酸和SDE-2的溶蚀基本上发生在前15分钟,SDE-1在2小时后仍有明显溶蚀。对于经SDE-2溶蚀的该粘土样,上述3种酸的8小时溶蚀率分别约为70%、20%和5%,基本上发生在前15分钟。在0.6×10-3μm2的储层岩心中依次注入3%NH4Cl,10%HC,土酸或SDE-2后,渗透率大幅上升,再注入3%NH4Cl时,注过土酸的岩心渗透率明显下降,而注过SDE-2的岩心渗透率不变。3.6×10-3、2.3×10-3、2.0×10-3μm2的3段岩心串连,依次注入3%NH4Cl、10%HCl和SDE-2,渗透率分别上升300%、300%、250%,再注入3%NH4Cl时渗透率均不变。图4表2参3。