低渗透油藏启动压力梯度实验研究

随着低渗透油藏的开发,启动压力梯度对开发有不可忽视的影响,它是流体边界层性质异常和流体塑性的综合表现形式.选取青海某油田低渗透油藏天然岩心,根据实验数据拟合结果,分别比较了各渗流方程的准确性.结果表明,幂函数和二次多项式的拟合结果最佳.根据所得启动压力梯度,分别讨论了启动压力梯度与渗透率、流体粘度、流度的关系.研究表明,低渗透油藏启动压力梯度与渗透率、流度成反比,与流体粘度成正比,并且与渗透率和流度之间有较好的乘幂关系.从高才尼-卡尔曼公式出发,得出了启动压力梯度与岩石孔隙度、孔道半径成反比,与流体粘度、孔道迂曲度、比面成正比.从推导的公式可知,岩石孔道半径和迂曲度对启动压力梯度的影响比孔隙度和流体粘度大.该研究成果对油田生产现场减小启动压力,降低渗流阻力有着一定的指导意义.     

低渗透油藏渗透率及启动压力梯度应力敏感性分析

为了研究低渗透油藏在开发过程中伴随的储层物性及流体渗流参数变化规律,基于岩心堆积模型分形理论及材料力学原理,结合低渗透油藏非线性渗流特征,建立低渗透储层渗透率及启动压力梯度应力敏感理论计算模型,定量分析岩石力学参数对储层应力敏感性的影响,并通过理论模型计算结果与实验数据对比分析,验证应力敏感模型的有效性。研究结果表明:随着有效应力增加,渗透率呈下降趋势,而启动压力梯度呈上升趋势,且在有效应力作用下的正则化渗透率与启动压力梯度满足较好的乘幂关系;渗透率及启动压力梯度应力敏感性与岩石力学性质密切相关,岩石杨氏模量越大,渗透率及启动压力梯度应力敏感程度越弱,同一弹性模量的岩石泊松比越小,渗透率及启动压力梯度应力敏感程度越强;该模型可准确预测渗透率及启动压力梯度的应力敏感性,从而为低渗透油藏渗流规律研究及产能方案制定提供理论支撑。     

低渗透油藏启动压力梯度的简单测量

方法 以质量守恒定律为基础,推导出用平衡法测量启动压力梯度公式。目前寻找低渗透油藏启动压力梯度的简单测量方法,为低渗透油藏开发理论依据。结果 已同藏参数时,采用一次开井生产一段时间后,关井测稳态井底压力或岩心端面压力的方法,可以计算出岩心或油藏的启动压力梯度;未知不地,采用两次开井生产,两次关井测稳态井底压力或岩心生产端压力方法,可以计算出岩心和油藏的启动压力梯度。结论用稳态测压法可以简单地求解低     

确定低渗透油藏启动压力梯度的三种方法

概述和评价了确定低渗透油藏启动压力梯度的三种方法，重点介绍了低渗油藏试井分析确定启动压力梯度的方法和实际应用意义。给出了低渗油藏试井分析模型与常规中高渗油藏试井分析模型的对比。通过实例测试资料分析，指出了目前低渗油藏试井资料分析的一种常见错误。     

南堡凹陷低渗透油藏启动压力梯度模拟实验研究

低渗透油藏开发逐渐成为当今研究重点,其特殊的渗流规律和油水流通特性引发更多人的关注,低渗透油藏储量高,其开采价值是真正影响油田采收率提高的关键。选取南堡凹陷东二段低渗透油藏天然岩心,通过室内模拟实验分析单相水驱、单相油驱及束缚水下的油相启动压力梯度实验结果,总结出一种以气体作为输出压力、通过精密气体泵准确计量输出压力的实验方法。实验研究结果表明:南堡凹陷东二段低渗透油藏启动压力梯度与气体渗透率存在较好的乘幂负相关关系,通过实验数据线性回归方式求得的最小启动压力梯度符合生产动态;在气体渗透率相同时,单相水驱、单相油驱、束缚水下油相启动压力梯度三者存在明显增大趋势,对于油井开发产能预测及开发方案调整,束缚水下油相启动压力梯度的实验结果明显优于水、油单相驱启动压力梯度。由于此实验方法结果更贴近生产实际,可在其他研究区块参考应用。     

一种求解低渗透油藏启动压力梯度的新方法

由于存在启动压力梯度，低渗透油层中流体渗流不遵循达西定律，属于非线性渗流。对长庆西峰油田不同渗透率岩心进行室内驱替实验，改变岩心两端压差测量流体通过岩心的流速，求得“压差-流量”关系曲线并进行回归，二次多项式拟合相关系数较高，为此，将渗流速度表示为驱动压力梯度的二次多项式，与考虑启动压力梯度的理论渗流速度公式结合，即得到求解低渗透油藏启动压力梯度的数学模型。由该模型分析，启动压力梯度的主要影响因素是驱动压力梯度和流体的流度，启动压力梯度与前者成正比关系，与后者成反比关系。利用启动压力梯度可以计算低渗透油藏非线性渗流条件下油井产量、极限注采井距等。图5表1参12     

低渗透油藏拟启动压力梯度

对大庆外围和长庆西峰油区低渗透油藏岩心进行了恒速压汞、核磁共振和渗流实验,从不同角度研究了低渗透储集层拟启动压力梯度形成原因及影响因素.由于储集层中固液作用形成的边界层的存在,且低渗透油藏喉道非常微细,因而低渗透油藏流体流动需要克服启动压力梯度.在低压力下,参与渗流的喉道少,岩心断面上的渗流截面小,随着驱动压力增加,参与渗流的喉道数量增加,岩心断面上的渗流截面增大.储集层的孔隙结构特征、可动流体饱和度对拟启动压力梯度有显著的影响.主流喉道半径及可动流体饱和度越大,拟启动压力梯度越小.拟启动压力梯庹是储集层渗流非线性程度和渗流能力的表征参数,是孔隙结构、固液作用的综合体现.图6参14     

低渗透油层启动压力梯度与渗透率的关系研究

通过实验方法,对某油田岩心进行了启动压力梯度的测试,利用实验得到的启动压力梯度值与渗透率进行回归分析,从分析结果可以看出,对于低渗透油田,地层平均渗透率对启动压力梯度的大小影响非常显著。     

考虑启动压力梯度的聚合物驱数值模拟

针对目前常用的化学驱数值模拟软件并不适用于低渗透油藏的问题,通过室内实验开展低渗透油藏聚合物驱油机理研究,量化表征中国石化江苏油田低渗透油藏中聚合物驱的关键物性参数,分别采用拟启动压力梯度模型和非线性模型建立低渗透油藏聚合物驱数学模型,进行数值求解并应用。研究结果表明,中国石化江苏油田低渗透油藏聚合物驱适宜采用相对分子质量为600×10~4~900×10~4的聚合物;拟启动压力梯度模型忽略了渗流曲线的弯曲段,夸大了低渗透油藏的渗流阻力,而非线性模型更适于模拟低渗透油藏聚合物驱过程。在江苏油田沙7断块的应用结果表明,基于非线性模型建立的数值模拟方法能够考虑低渗透油藏聚合物驱过程中启动压力梯度的影响,模拟计算结果与矿场实际生产数据更加吻合,为低渗透油藏化学驱的方案优化与动态预测提供了有效的技术与方法。     

引入启动压力梯度计算低渗透砂岩油藏注水见效时间

用常规的压力传播的导压系数公式预测的低渗透油田注水见效时间,通常与实际情况相差很大。针对低渗透砂岩油藏存在启动压力梯度的特点,以具有启动压力梯度的渗流公式为基础,求出地层稳定生产时径向流产量公式及压力分布公式,用物质平衡法来求解出低渗透油田注水见效时间与注采井距的关系。低渗透油田压力波传播时间与压力梯度关系密切,注水见效时间与启动压力梯度成正比,与井距的立方成正比。该方法用于宝中区块合理井距的确定,方案实施后,实际注水见效时间与计算值相符。     

低渗高温油藏聚合物驱研究

针对江苏油田沙七断块低渗高温中盐储层的特点,通过室内聚合物性能评价及注入性实验,探究了该类型区块聚合物驱应用的可行性。对低相对分子质量的梳形聚合物、磺化聚合物和普通聚合物进行初选,梳形聚合物的抗温耐盐能力良好,1000 mg/L聚合物清水溶液的黏度为22.4 mPa·s（25℃）、10.1 mPa·s（83℃）,1000 mg/L聚合物污水溶液的黏度为10.6 mPa·s（25℃）、5.7 mPa·s（83℃）。对4种梳形聚合物（M=480×10⁴～1550×10⁴）进行进一步筛选,其剪切黏度保留率为89%～100%,在83℃老化90 d后的黏度保留率为88.5%～95.1%,抗剪切能力和热稳定性均较好。注入性实验表明,聚合物溶液注入压力随聚合物相对分子质量和浓度的增加而增大;相对分子质量1000万的梳形聚合物溶液可以注入到渗透率50×10^-3μm²的人造岩心中,随聚合物浓度的增大,低相对分子质量的聚合物溶液也有良好的流度控制能力;相对分子质量1000万的梳形聚合物溶液会堵塞渗透率小于30×10^-3μm²的天然岩心,相对分子质量616万的梳形聚合物溶液可以满足渗透率20×10^-3μm²天然岩心的注入性要求。沙七储层聚合物驱宜选用相对分子质量616万的梳形聚合物HF62208。     

引入启动压力梯度计算低渗透砂岩油藏注水见效时间

用常规的压力传播的导压系数公式预测的低渗透油田注水见效时间,通常与实际情况相差很大。针对低渗透砂岩油藏存在启动压力梯度的特点,以具有启动压力梯度的渗流公式为基础,求出地层稳定生产时径向流产量公式及压力分布公式,用物质平衡法求解出低渗透油田注水见效时间与注采井距的关系。低渗透油田压力波传播时间与压力梯度关系密切,注水见效时间与启动压力梯度成正比,与井距的立方成正比。该方法用于宝中区块合理井距的确定,方案实施后,实际注水见效时间与计算值相符。     

低渗透油层岩石启动压力梯度影响因素的试验研究

利用渗透率小于1×10-3μm2的油层岩样,试验研究了地层油通过岩石渗流启动压力梯度的影响。结果表明,粘度大于1·0mPa·s的地层油通过渗透率小于1×10-3μm2的地层岩石渗流时,均具有启动压力梯度,且启动压力梯度随岩石渗透率的减小和原油粘度的上升而增大;岩石的亲油性增强,启动压力梯度增大;含有束缚水的岩样的启动压力梯度大于不含有束缚水的岩样。     

低渗油藏用聚合物微球/表面活性剂复合调驱体系

针对低渗油藏多发育微裂缝、非均质性严重、水窜严重,常规调驱技术难以发挥有效作用的难题,对实验室自制的聚合物微球(聚丙酰胺类微球)/表面活性剂(烷醇酰胺型表面活性剂)复合调驱体系展开研究。在复合调驱体系配伍性评价的基础上,优化了复合调驱各段塞的注入参数,评价了复合调驱体系的驱油性能。结果表明：聚合物微球与表面活性剂具有良好配伍性,最优的复合注入体系为0.4 PV聚合物微球溶液(2000 mg/L)+0.3 PV表面活性剂溶液(2000 mg/L),在水驱基础上平均提高采收率幅度达15%以上。聚合物微球/表面活性剂复合调驱技术在裂缝性低渗油藏中具较强适应性。     

低渗油藏超细聚合物微球的制备及性能评价

针对裂缝性低渗油藏多发育微裂缝、非均质性严重、水窜严重,常规调驱技术难以发挥有效作用的难题,以丙烯酰胺、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸钠为共聚单体,以过硫酸铵为引发剂、N,N-亚甲基双丙烯酰胺为化学交联剂、锂皂石为物理交联剂、Span80和Tween80为复合乳化剂、环己烷为油相,采用反相乳液聚合合成了一种耐温耐盐耐剪切的超细聚合物微球,并对其静态性能、封堵性能和提高采收率性能进行了评价。结果表明:超细聚合物微球为圆度很好的球形微米颗粒,初始平均粒径为8.5μm,膨胀性能良好,在20℃的模拟地层水中吸水48 h后粒径能达到初始粒径的8倍左右。该微球具有较好的耐温、耐盐和耐剪切性能,平均封堵率为88.39%,平均提高采收率21.37%。长庆油田H392区块S井的矿场试验表明:调驱后注水井注入压力升高,井组含水率由93.5%下降至74.2%,产油量增加125%。     

一种确定低渗透油藏启动压力梯度的新方法

原油中的表面活性组分在多孔介质的孔道壁面上吸附形成了边界层,从而使得低渗透油藏的启动压力梯度远大于中高渗油藏的启动压力梯度。首先分析了边界层的形成及影响因素,然后建立一个孔隙网络模型来进行渗流模拟。通过在孔道中引入边界层,可以利用孔隙级网络模型作出压力梯度与渗流速度之间的关系曲线,即渗流曲线。由渗流曲线便可进一步确定启动压力梯度。该方法首次在确定启动压力梯度时直接考虑了边界层的影响,而且将孔隙级网络模型的应用进一步扩展到了低渗透油藏。     

七东1低渗砾岩油藏聚合物驱配方设计及应用*

为提高砾岩油藏采收率,针对七东1区砾岩低渗储层强非均质性、水驱采出程度低、剩余油饱和度较高等特点,在七东1区实施聚合物驱。通过理论计算、聚合物注入性及流动性分析、天然岩心驱油实验,对聚合物相对分子质量和注入浓度进行了筛选,并在七东1区进行了矿场应用。结果表明,七东1区低渗砾岩储层可注入浓度不高于1000 mg/L、相对分子质量400×10~4以下的聚合物,采收率可提高4%数9%。针对低渗透油藏特点,形成了驱油体系与油藏流体等黏驱替流度控制技术。试验区于2016年1月全面注入相对分子质量为350×10~4、质量浓度为800 mg/L的聚合物溶液。截至2019年2月,聚合物驱阶段产油8.01×10~4t,阶段采出程度14.5%,降水增油效果明显。图6表6参14。     

中高渗胶结油藏聚合物驱后非均相复合驱技术

双河油田始新统核桃园组Ⅳ1-3层系具有高温和中高渗的特点,聚合物驱后进入特高含水阶段,需要进一步提高采收率技术。非均相复合驱油体系兼具扩大波及体积和提高洗油效率的作用,可以有效调整剖面,控水增油。基于黏弹性和界面活性,研究了非均相复合驱油体系的长期热稳定性,利用单根岩心研究其注入性和运移方式,利用双管并联岩心驱替实验评价其驱油效果。研究结果表明,非均相复合驱油体系为黏弹性复合体系,弹性占主导地位。其黏度较聚合物驱油体系高58%~197%,弹性模量较聚合物驱油体系高67%~227%。界面张力处于10^-3 mN/m数量级,具有良好的洗油作用。非均相复合驱油体系具有良好的长期热稳定性,老化180 d后,黏度和弹性模量保留率超过100%,界面张力仍处于10^-3 mN/m数量级。非均相复合驱油体系注入性好,能够在高强度聚合物驱后进一步提高采收率16.93%。非均相复合驱油体系的运移方式为运移、堆积、封堵、变形通过,通过启动低渗区被毛细管力束缚的剩余油,使油相饱和度显著降低。将非均相复合驱的应用范围从低温、高孔高渗疏松油藏拓展到了高温、中高渗胶结油藏。     

低渗油藏非达西流启动压力梯度的确定方法

针对低渗透油层低速非达西流启动压力梯度的 6类确定方法进行了全面的论述和评价。准确地确定低渗油藏的启动压力梯度 ,对搞好低渗透油田的开发具有重要意义