低渗透砂砾岩油层相对渗透率曲线的形态及其变化特征

以宝浪油田低渗透砂砾岩储层为例，主要分析了低渗透储层相对渗透率曲线的形态及变化特征和影响相对渗透率曲线形态变化的原因。分析结果表明，低渗透砂砾岩储层的非达西渗流使油相的相对渗透率增大，使水相的相对渗透率减小。孔隙结构的非均质性，特别是粘土矿物的含量和注入水水质对相对渗透率曲线的影响都很大。     

安塞油田长6油层组长期注水后储层变化特征

在注水开发模拟实验及现场测试资料的基础上,以压汞实验、物性测试等方法对模拟实验前后岩芯进行分析,研究了安塞油田长6油层组长期注水开发后储层特征变化规律及成因。结果表明,随着注水量增加,渗透率总体明显降低,渗透率平均变化4.72%;水驱后孔隙度平均增加0.15%,而孔隙组合类型未发生明显变化;退汞效率平均降低4.39%;喉道中值半径变小但分布类型没变化;储层润湿性整体向亲水方向发展。低渗透储层特征发生变化的机理主要是：储层中颗粒和填隙物在注入水的冲刷作用下发生溶解、破碎和迁移,一部分被水冲出,一部分滞留在细喉道处形成堵塞,导致孔喉连通性变差,储层非均质性增强;注入水冲刷作用使储层岩石表面及孔喉表面性质发生变化,进而引起储层润湿性发生变化。     

储层流体及其在岩石孔隙中的核磁共振弛豫温度特性

温度是影响核磁共振弛豫的一个因素。目前国内各实验室所做的核磁共振实验测量大都局限在室温下,实验温度与地下储集层温度有很大差别,因此有必要研究温度对流体及饱和流体岩石的核磁共振弛豫的影响,提高核磁共振测井资料评价精度。本文选取自由水、不同粘度脱气原油、饱和水以及饱和变压器油的储层贝瑞砂岩和储层碳酸盐岩样品进行核磁共振变温实验,测量温度从25℃变化到90℃。结果表明:自由水和原油的核磁共振横向弛豫时间(T2)都随温度的升高而增大。温度对饱和水贝瑞砂岩和碳酸盐岩核磁共振弛豫的影响不同,饱和水贝瑞砂岩核磁共振横向弛豫时间随温度升高而减小,而饱和水碳酸盐岩横向弛豫时间随温度升高而增大。无论是饱和油的贝瑞砂岩或是饱和油的碳酸盐岩,其核磁共振横向弛豫时间都随温度升高而增大。温度对核磁共振弛豫的影响,会造成室温下得到的横向弛豫时间截止值(T2cutoff)与储层温度下的实际值有偏差,影响储层束缚水饱和度和渗透率的计算结果,建议在核磁共振测井资料解释及应用时应考虑温度的影响。     

用油水相对渗透率确定镇泾油田长6储层的产液情况

油水相对渗透率可以精确刻划出油、水二相流体在孔喉中的流动情况,通过阿尔奇方程准确求取储层的含水饱和度,建立适合镇泾油田的束缚水饱和度计算模型,并运用"岩心刻度测井"的方法,通过回归法,用实测油、水相对渗透率曲线求取琼斯方程中的区域参数,最终建立适合本区的油水相对渗透率经验公式。结果表明,用测井数据可以进行油、水相对渗透率的计算,并且完全满足评价储集层的产液情况。由此建立的油水相对渗透率解释模型,可以进行镇泾油田长6储层的油、水层的划分,并对油、水分异不彻底的储层进行测井评价,有着重要的参考价值。     

〖HT2H〗低渗透砂岩油层相对渗透率曲线特征、影响因素及其对开发的影响

低渗透储层油、水两相渗透率特征及其影响因素的研究,是认识、分析低渗透储层油、水两相渗流机理的重要途径,是合理开发油田的基础。本文在总结低渗透油藏油水相对渗透率曲线特征的基础上,对以火山岩、凝灰岩岩屑为主的岩屑砂岩相对渗透率曲线特征进行研究,并分析了其影响因素,研究表明低渗透储层的岩石学特征,碎屑颗粒的成份、结构,其表面的粗糙程度,及其粘土矿物的产状对相对渗透率曲线有明显的影响。这一研究成果对合理开发此类低渗透油田有着十分重要的意义。     

伊拉克X油田上白垩统Kh2段碳酸盐岩孔隙结构及其对原油动用的影响

论文以伊拉克X油田上白垩统Khasib组Kh2段碳酸盐岩储层为研究对象,主要探讨碳酸盐岩储层孔隙结构特征及其对原油动用的影响。论文使用铸体薄片、扫描电镜、高压压汞、恒速压汞、数字岩芯等多种技术手段相结合,定性、定量分析了Kh2段储层微观孔喉特征;通过对储层润湿性测试、低场核磁共振、两相相对渗透率测试等评价了Kh2段的原油动用特征。综合对比分析孔隙特征和原油动用特征,本文取得如下认识：① Kh2段主力产层的储层岩性为砂屑灰岩和生屑藻屑泥晶灰岩。其中,砂屑灰岩孔隙分布的非均质性强,优势通道显著,渗透性极佳,注水易发生“水窜”,生屑藻屑泥晶灰岩中孔隙分布相对均匀但孔隙之间连通性差,注入水难以波及,这是目前制约该油田提升原油采收率的重要微观地质因素;② 岩样测试的润湿性结果表明,Kh2段的样品大多显示亲油～强亲油的特性,这会导致注水开发过程中,毛管力成为驱油的阻力,进一步加剧注水开发的难度;③ 通过对Kh2段的砂屑灰岩和生屑藻屑泥晶灰岩进行油—水、油—气两相相对渗透率测试发现,在水驱油的情况下,它们的残余油饱和度较高,而采用氮气驱油可以显著降低残余油饱和度。因此,对于渗透性好但孔隙结构非均质性强、局部存在“优势通道”和孔隙结构较为均质但孔隙之间连通性差的碳酸盐岩储层,宜慎用注水开发,采用注气开发是较为合理的选择。     

碳酸盐岩储层参数对微观渗流的影响

针对碳酸盐岩油藏孔隙大小的双峰分布特征,首先利用计算机模拟建立了描述不同孔隙特征的大孔隙网络模型和微孔隙网络模型,在此基础上提出一种耦合算法构建出的同时描述大孔隙和微孔隙特征的碳酸盐岩双孔隙网络模型;然后,基于侵入-逾渗理论,模拟双孔隙网络模型中油水两相流体的一次驱替和二次吸吮过程,并建立了毛细管压力和相对渗透率的求解模型;最后,通过调整双孔隙网络结构参数,模拟水湿油藏条件下碳酸盐岩储层参数对相对渗透率曲线的影响. 结果表明,随着微孔隙比例因子和平均配位数的增加,油相相对渗透率曲线升高;随着双孔隙半径比的增加,油相和水相相对渗透率曲线下降,这对碳酸盐岩油藏渗流机理研究有着重要的指导意义.      

油气藏中沥青垫的研究进展

沥青垫是油气藏中沥青质相当富集的含油储层带，其沥青质的相对含量为２０％￣６０％，而对应的油层中其值不足２０％，沥青垫在凝析油气藏和轻质油藏中出现的频率高，常位于非渗透性隔层之上的高孔隙和较高水平渗透率的砂岩储层中，研究表明沥青垫的主要形成机理为：脱沥青作用，重力分离作用，生物降解作用和油－水相互作用，石油运移作用。     

欠饱和煤储层渗透率动态变化模型及实例分析

开发过程中因受应力压实效应和基质解吸收缩效应的共同影响,导致煤储层渗透率发生复杂的变化。目前,已有诸多学者建立一系列的煤储层渗透率动态模型。然而,对欠饱和煤层气藏开发过程中的不同生产阶段,何种效应对煤储层渗透率起主导作用仍未达成共识。本研究在总结已有的渗透率变化模型的基础上,分析欠饱和煤层气藏开发过程中的降压解吸特征、有效应力效应、基质收缩效应和克林肯伯格效应,并对现有的渗透率模型进行改进与对比分析,以达到定量分析欠饱和煤层气藏储层渗透率变化规律的目的,最后通过鄂尔多斯东南缘韩城煤层气田实例分析煤储层渗透率动态变化特征及其主控因素。结果表明欠饱和煤层气藏开发过程中渗透率动态变化特征可以临界解吸压力划分为两个阶段,前一阶段仅为有效应力效应作用阶段,后一阶段则受有效应力效应、基质收缩效应和克林肯伯格效应影响,且后两种效应随着储层压力的降低而进一步显现。对比分析显示SD改进模型在描述欠饱和煤层气藏渗透率动态变化上优于PM改进模型。因此,借助SD改进模型对韩城煤层气井进行实例计算,分析结果显示煤储层渗透率改善效果依次为3#>11#>5#,区内煤储层渗透率改善效果取决于含气饱和度,而渗透率应力伤害受控于地解压差。     

马岭油田北三区污水回注的实验研究

根据马岭油田北三区油田水性质，结合污水与地层水混合的静态实验结果分析，发现污水回注对地层可能引起不同程度的伤害。同时，模拟地层条件做岩心流动实验。将采出的污水回注到地层与地层水混合后，亦会使地层渗透率下降，且随着污水含量的增加，渗透率伤害程度增大。     

油气充注对塔中志留系沥青砂岩储集性影响的模拟实验研究

志留系储层原油演化成沥青过程中，沥青充填于粒间孔及填隙物中，占据了孔隙空间，残余孔隙率、渗透率很低。通过模拟实验的方法分析了油气充注对沥青砂岩储集性的影响，早期充填沥青少而残余孔隙率、渗透率很低的砂岩，晚期油气仍不能充注，是非储层；早期沥青均匀充填、充填程度高，残余孔隙率、渗透率低的砂岩，晚期低粘度稀油仍能充注，孔隙率、渗透率有大幅度提高，是有效储层；早期沥青充填较均匀，残余孔隙率相对较高，不同粘度的原油充注后，孔渗条件发生明显的改善。常温的实验表明，原油的物理性质是决定沥青砂岩能否再次充注的关键因素之一，稀油充注是志留系沥青砂岩成藏的必要条件。     

应用物理模拟研究碎屑岩储层物性演化特征:以胜利油区古近系沙河街组为例

为定量恢复地质历史时期碎屑岩储层物性参数的演化特征,以胜利油区古近系沙河街组为例,采用物理模拟实验对纯压实作用下不同的粒度、分选、沉积相类型及不同地层流体性质的砂岩储层孔隙度和渗透率的变化规律进行研究。结果表明:物源相同时,分选、磨圆类似的岩石,随着粒度的增大,孔隙度减小、渗透率则增大;而对于粒径范围相同、分选不同的岩石,其孔隙度和渗透率均同分选呈现较好的正相关性,即分选越好物性也越好。在不同地层流体条件下,储层抗压能力不同,酸性水介质条件下岩石抗压能力最小,且随着埋深增加孔隙度减少的速率相对较快;而在碱性水介质下,其孔隙度随深度的变化速率则相对较慢;当地层流体介质发生改变时,即酸碱度降低至中性水介质条件时,抗压实能力则会得到一定程度的恢复。总体上,碎屑岩储层的孔隙度同埋深基本呈现对数关系,渗透率与埋深均呈指数关系。模拟实验结果与实际埋深相对较浅的碎屑岩储层(小于2500 m)孔隙度演化特征吻合度较高,表明在浅层影响储层物性的因素主要为压实作用;而中深层的储层物性影响因素较多,其定量化研究还需综合考虑其它参数。     

西峰油田长8储层微观孔隙结构非均质性与渗流机理实验

为深入剖析超低渗储层微观孔隙结构非均质性对渗流机理的影响程度,选取鄂尔多斯盆地西峰油田长8储层有代表性的样品进行了真实砂岩微观模型水驱油和CT扫描水驱油驱替实验。通过真实砂岩微观模型水驱油实验发现,对于没有微裂缝存在的岩样,水驱油效果往往与渗透率成正比关系,而微裂缝的存在使得微观孔隙结构非均质性显得更加突出,渗流机理将完全改变,从而水驱油效果也表现出较大的差异。CT扫描水驱油驱替实验结果也表明,微裂缝的存在明显增加了孔喉微观非均质程度,使得水驱效果变差。而环压对具有双重孔隙介质储层的注水效果会产生较大影响。可见对于超低渗储层,微观孔隙结构非均质性是造成注入水波及效率不高、水驱油效果差的主要原因。     

多相介质煤岩体力学实验研究

基于自然煤样,水饱和煤样和气,水饱和煤样的三轴对比力学实验得出;自然煤样的弹性模量,抗压强度和体积压缩系数大于饱和水煤样的,饱和水煤样的又大于气,水饱和煤样的,而泊松比则正好相反;平行层理方向的应变大于垂直层理方向的应变;煤吸附气,水介质后,体积发生膨胀,煤体强度和机械能降低,指出了在地面开发煤层气过程中,随着气,水介质的排出,煤基质发生收缩,煤体强度提高,泊松比减少。上覆重力在煤储层水平方向的分量降低,煤储层渗透率得到改善。     

特低渗透砂岩油田开发贾敏效应探讨——以鄂尔多斯盆地中生界延长组为例

鄂尔多斯盆地中生界延长组储层是典型的特低渗透砂岩储层,属于细孔微喉型,非均质性强,注水开发中贾敏效应异常强烈.通过微观砂岩模型水驱油实验发现贾敏效应是油田注水开发中不可忽视的阻力.实验中贾敏效应主要表现为:①水驱油过程中注水压力不断变化;②贾敏效应的循环作用;③油滴受贾敏效应作用无法运移;④贾敏效应致使水驱中油相渗透率急剧下降,水相渗透率缓慢上升.通过注采系统提高注水压力无法消除贾敏效应,因此在注水开发中要以预防贾敏效应为主.     

微凝胶颗粒水分散液体系在多孔介质中的驱替机理

储层孔隙结构的非均质性导致水驱不均,不同大小孔隙（喉）之间形成优势渗流流动.在水驱开发中后期,剩余油高度分散在储层孔渗系统中难以启动,如何对孔隙尺度的水驱优势流动进行抑制的同时又确保不堵塞油流通道,使剩余油被高效采出,是当前提高石油采收率技术基础研究的主要方向.制作微观仿真储层孔隙结构与尺度的非均质性物理模型,开展了连续相驱替流体（聚合物溶液、交联聚合物凝胶）和微纳米柔性微凝胶颗粒水分散体系驱油机理的对比实验.实验表明,作为连续相的传统聚合物溶液依靠粘度无区分地增加大小孔隙中的流动阻力,从而赋予低渗层区小孔隙中的剩余油以驱动力,将这些剩余油携带采出,当粘度过大时,甚至难以启动剩余油;微凝胶颗粒分散液作为低粘水分散流体,其中的凝胶颗粒优先进入大孔隙,暂堵在喉道处并抑制相对大孔隙中的流动,同时注入水转向进入相对小的孔隙,将其中的剩余油活塞式推出,该过程在空间和时间上是不断重复的.本文从流度调整的角度对实验结果进行了分析,结果表明传统的连续相驱替流体是依靠提升注入水的粘度实现流度的调整,而微凝胶颗粒水分散体系是通过降低注入水的相对渗透率,并相对提高油相渗透率,从而实现对流度的高效调整.      

伊通盆地岔路河断陷粘土矿物特征及其对储层物性的影响

粘土矿物的类型和含量对储层的物性有着较大的影响。伊通盆地岔路河断陷储层属于中低孔、低渗储层。据粘土矿物X射线衍射分析,结合电镜扫描等资料分析研究,得出了储层的孔隙度、渗透率随粘土矿物的含量、成分、产状的变化关系。研究表明,粘土矿物的绝对含量与孔隙度和渗透率呈现负相关性,且其对渗透率的影响明显要比对孔隙度的影响大。随着伊利石含量的增加,砂岩的渗透率有减小的趋势;而随着高岭石含量的增加,砂岩的渗透率有增大的趋势,孔隙度随粘土矿物相对含量的变化不显著。     

储层物性的空间结构特征分析与预测—以青海尕斯库勒油田E3^1油藏为例

储层物性受诸多地质因素的影响，经常表现出强烈的非均质性。这种非均质性在一定的空间尺度上往往具有明显的结构特点。本文以青海尕斯库勒油田E3^1油藏为例，讨论了地质统计学方法在油田储层特性空间结构特征分析与预测中的应用。采用变异函数定量描述了孔隙度和渗透率的空间分布结构特征，并在此基础上利用克立格法进行了最成插值预测。结果表明，研究区储层物性（孔隙度和渗透率）具有显著的空间结构性特点，变程一般在800－2000m之间；不同小层的储层物性具有不同的空间结构方向性。这种特征主要沉积相带空间展布的影响，各小层孔隙度和渗透率的实验半变异函数均可用具有块金效应的球状模型来拟合并进行预测。作为验证，本文还采用“多重趋势面”预测模型对储层的孔隙度和渗透率进行了预测分析。     

注水开发对储层砂岩粒度分布的影响

通过对中国东部某油田老第三系沙河街组第三段中亚段砂岩储层注水开发前后粒度分布特征的对照研究，以及研究区块内由生产井带出沉积物粒度分布特征的对照研究，认为注水开发过程造成了储层砂岩极细砂粒级沉积物的丢失。由于这些极细砂的主要赋存状态是粗砂、以及砾级碎屑颗粒间的充填物，因而极细砂沉积物丢失可造成岩石物性和孔隙结构的一系列变化，尤其是渗透率的大幅度提高。同时也说明注入水的压差、流速、流体粘度和流动方式等物理学特征，以及储层本身的孔隙大小、孔隙度和渗透率等特征，在很大程度上是与极细砂级沉积物的搬运条件相适应的。     

地铁振动荷载对下穿越盾构开挖面孔隙水压力的影响

盾构穿越饱和砂土地层中的运营地铁时,在地铁列车振动荷载的作用下开挖面前方土体中会产生超孔隙水压力,影响开挖面稳定,通过动三轴试验对不同类型砂土在地铁列车振动荷载的作用下的超孔隙水压力增长规律进行了研究。研究表明,随着地铁列车振动荷载振幅的增大,超孔隙水压力逐渐增大,当振幅不大于10 kPa时,超孔隙水压力的增加并不明显;开挖面支护力减小,会使振动荷载对超孔隙水压力的影响增强,而且这种影响对土体竖向应力卸荷比土体水平应力卸荷更为敏感;在饱和松散细砂地层中,地铁列车振动荷载对超孔隙水压力的影响最为显著;地铁列车振动荷载引起的开挖面超孔隙水压力绝对数值不大,但能使泥水盾构泥膜承受的压力差至少减小约33%。