低渗致密砂岩渗透率应力敏感性试验研究

储层岩石中孔隙流体压力的变化会引起有效应力发生变化,进而导致渗透率的改变,引发储层岩石渗透率应力敏感现象。以试验研究了不同围压下渗透率随孔隙流体压力的变化规律,试验包含了老化处理和升降内压4个回路,每个回路是在围压不变降低和增加孔隙流体压力下实现的,采用稳态法采集每个测试点的数据。试验结果表明,渗透率随着孔隙流体压力的降低而减小,随着孔隙流体压力的增加而增加;在低围压下渗透率的变化幅度较大,在高围压下,则变化幅度较小;在不同围压回路下,净应力相等的点对应的渗透率不相等;渗透率在随孔隙流体压力的变化中呈现出“台阶式”变化。根据Bernabe的模型计算了渗透率有效应力系数,结合Bernabe的观点分析计算结果发现渗透率呈“台阶式”变化是微裂缝随应力的变化而发生变形的表现。对试验岩样进行了储层岩石应力敏感性评价,结果表明,该低渗致密砂岩储层表现为中等应力敏感。     

基于声学数据反演定量评价致密砂岩储层微裂隙应力敏感性新方法

设计试验方法流程对塔中地区深层致密砂岩储层岩样进行不同围压条件下声学测试,提出基于声学数据反演定量研究致密砂岩储层微裂隙应力敏感性的评价方法。通过Biot相洽理论和DEM理论组合模型分别对岩石裂隙密度?和孔隙纵横比?进行反演,探讨了不同围压条件下岩石?、?的变化规律,并对微裂隙应力敏感性进行评价。结果表明:?随围压的增加而降低,?随围压的增加而增加,这主要是由于微裂隙的闭合引起的;根据不同围压条件下?值降低幅度可以确定发生闭合的裂隙或依然保持张开的裂隙所占的百分比;在较高围压条件下依然具有较大?值的样品应力敏感性较弱,反之,应力敏感性较强;定义试验中岩石内部孔裂隙性质发生急剧变化的点为转折点,发现该点对应的?值相差不大,该值可视为该致密砂岩储层的裂隙共性特征,并可作为裂隙相对发育程度的对比指标;分别探讨了?值(围压65 MPa)及所定义转折压力与岩石孔隙度间的相关性,结果表明,两者正相关性均非常好,对于该地区深层低渗致密砂岩储层而言,存在低应力敏感性的有利类型裂隙受岩石物理性质影响程度最大。     

基于砂岩型铀矿原状岩心的渗流特性试验研究

为研究不同围压、不同组合形式下疏松砂岩的渗透率变化规律,以砂岩铀矿原状岩心为试验对象,采用自行研制的HKY-1型长岩心渗流试验仪进行了应力-渗流耦合试验。笔者分别从围压、排列次序和长度占比三个方面开展试验研究,结果表明:1)梯度围压条件下,两段岩心组合后的整体渗透率与围压呈负相关,符合二次多项式函数衰减规律;2)围压梯度递增,多段岩心组合中不同岩性试样孔隙尺寸的差异逐渐减小,细砂岩的排列次序对整体渗透率的影响也随之减弱;3)5 MPa围压作用下,当两种试样长度占比为1∶1时,组合试样的整体渗透率与目标试样长度占比之间的变化规律符合幂指数分布,粗砂岩组递增,细砂岩组递减,中砂岩组为近似水平分布。     

利用周期振荡法测试超低渗储层的渗透率

渗透率是储层最重要的物性参数,也是油气开发的基础。随着页岩气、致密砂岩油气等非常规油气的开发,迫切需要开展超低渗透率（<0.1×10-3 μm2）测试,对测试方法和仪器都提出了挑战,是非常规油气开发研究的难点。目前我国石油工业中主要采用稳态法和脉冲衰减法进行超低渗透率测试,在测试精度、稳定性和测试周期方面还存在不足,探索高精度超低渗透率的方法十分重要。分析了室内渗透率测量的稳态法、脉冲衰减法和周期振荡法3种方法原理,在三轴应力下进行了岩石超低渗透率对比测量。结果表明,相比稳态法和脉冲衰减法,周期振荡法具有稳定性好、精度高、用时短的优点,建议引入非常规超低渗透储层渗透率测试。对周期振荡法的设备要求和数据处理方法进行了讨论,提出采用快速富里叶变换（FFT）、互谱法等信号处理方法提高数据信噪比,提高超低渗透率的测试精度和稳定性。     

基于CT扫描的致密砂岩渗流特征及应力敏感性研究

认识低渗透储层的渗流特征对油气开采和储层改造具有重要意义。为此,研究利用微CT扫描技术对致密砂岩岩样进行扫描,据此建立了能够精细刻画岩样的微观模型,运用COMSOL模拟了流体在岩石孔隙中的渗流特征,研究了致密砂岩的渗流特征及应力敏感性。研究结果表明:流体入口和出口间压差固定时,岩石的渗透率保持不变,与入口出口压力的具体数值无关;不同方向的岩石模型计算渗透率处在同一数量级但有微小差异;在侧向压力作用下,渗流路径变窄,通过渗流路径的整体速度下降,渗透率下降,但在孔隙相对较大的地方,由于路径变窄,流体速度较未加压力前略有上升。      

川南地区龙马溪页岩气体滑脱效应实验研究

针对页岩储层气体滑脱效应特征及其影响机制不清问题,选取四川盆地长宁地区志留系龙马溪组页岩样品,开展了低温氮气吸附孔隙结构表征实验,并利用非稳态脉冲衰竭方法测量了不同围压下氦气、氮气在页岩岩心上的气体渗透率,分析了平均孔隙压力、气体类型、围压对滑脱效应的影响,建立了滑脱因子的预测关系式。结果表明:压力低于2.5 MPa时,页岩气体滑脱效应不能忽略。由于"分子筛效应"的影响,页岩克氏渗透率与测试流体介质类型有关,以氦气为流动介质测试得到的克氏渗透率大于以氮气为流动介质的测试结果。滑脱效应与气体类型有关,龙马溪组页岩的氦气滑脱因子约为氮气滑脱因子的1.7倍。利用滑脱因子计算得到围压为10～40 MPa时,氦气在页岩上的有效渗流孔径为113～166 nm,氮气的有效渗流孔径为66～99 nm,均远大于液氮吸附法测试的平均孔径。建立了龙马溪组页岩气体滑脱因子与克氏渗透率的幂函数关系,为页岩气流动模型的建立提供了基础。     

一种改进的通过压汞来计算致密砂岩渗透率经验方法:以鄂尔多斯盆地姬塬地区长7致密砂岩为例

利用Winland公式可以从压汞测试数据中快速合理地预测渗透率,但对于致密砂岩油藏,由于滑脱效应的存在,常规方法测得的地层样品渗透率和实际有一定差距,克氏渗透率能更真实地反映致密砂岩储层的实际情况。利用压汞曲线中孔隙半径的几何加权平均值(RWGM)预测了鄂尔多斯盆地姬塬地区长7致密砂岩地层渗透率:通过鄂尔多斯盆地长7致密砂岩样品的孔隙度、克氏渗透率和进汞曲线的测试数据,利用多元线性回归分析,得到研究区克氏渗透率、孔隙度和RWGM之间的经验公式。相比于Winland公式,RWGM公式在致密砂岩储层中可以更好地预测渗透率,对致密砂岩的开发有重要作用。     

复杂岩性储层渗透率-应力敏感性及其对气井产能的影响

采用变流压定围压试验方式,在高温、高压条件下模拟了气藏开发过程,研究了复杂火山岩气藏储层渗透率应力敏感性,对比了变流压定围压与常规的定流压变围压方式评价储层应力敏感性的异同。试验结果表明,火山岩储层渗透率随着孔隙压力的减小而减小,渗透率减小主要发生在孔隙压力从40 MPa下降至25 MPa的变化区间,渗透率损失率与其初始渗透率之间的相关性较差,这与常规沉积砂岩储层具有一定的差别。变流压定围压试验评价的应力敏感性强于定流压变围压评价结果,气藏储层有效应力变化范围内两种试验评价的应力敏感性结果差异更大。基于渗流力学理论,推导得到考虑应力敏感性的气井产能方程。计算结果表明,考虑应力敏感性时气井无阻流量约为不考虑应力敏感性时的63.28%,应力敏感性对气井产能的影响随着生产压差的增大而增大。     

深层致密砂岩储层脆性指数评价新方法

储层岩石脆性评价是储层压裂改造方案设计的重要基础工作,对储层压裂改造效果有着重要影响。以准中地区深层致密砂岩储层为研究对象,开展了0~90 MPa多级围压下的岩石三轴试验,分析了围压变化对于岩石脆性的影响。针对现有脆性指数对目标储层岩石脆性评价效果不理想的情况,基于应力-应变曲线中的能量转化关系建立了新的脆性指数模型,包括岩石峰前峰后脆性指数和综合脆性指数。研究结果表明:试验围压对岩石脆性评价有着显著影响;岩石峰前脆性随围压增大先增加后减小,峰后脆性和综合脆性随围压增大而递减;研究区储层含砾细砂岩的脆性较细砂岩的脆性小,脆性差异主要表现在峰后脆性。      

基于特低渗砂岩覆压试验渗透率方向性特征分析

由于地质成因的不同,岩石渗透率往往具有不同程度的大小和方向性差异,即呈各向异性的特点。目前,岩石渗透率方向性特征的理论和试验研究仍然不足,缺乏岩石渗透率各向异性量化评估。基于国内CCUS场地储层砂岩,沿正交方向钻取岩芯试件若干,完成瞬态法覆压渗透率测试。试验结果表明,特低渗砂岩正交方向渗透率随围压（上覆岩层压力）加载呈幂律函数递减,当围压加载至20 MPa以后,正交方向渗透率差异性逐步降低,即渗透率由各向异性逐步向各向同性过渡,且储层砂岩竖向渗透率压力敏感系数普遍低于水平侧向。通过建立一种空间坐标系下渗透率计算模型,将岩石内部渗流规律等效为空间正交方向渗透率模型,并借用统计学标准差定义提出渗透率各向异性系数?k,将不同岩性储层岩石渗透率不均匀性作归一化处理,定量地描述了覆压试验过程中试件渗透率各向异性的变化规律。     

致密储层应力敏感性研究

在油田开采过程中,地层压力逐渐下降,作用在岩石颗粒上的有效应力增加,这种效应使岩石发生形变,产生应力敏感,使得岩石的渗透率减小,从而影响到流体的流动及产能,给高效、合理地开发带来许多困难和问题。为此,对大庆油田低渗透致密岩心进行了应力敏感性试验,考虑其微观孔隙结构特征及黏土矿物的赋存状态,提出了新的毛管模型,并研究了单毛管在应力作用下的变形规律。研究表明：应力敏感程度与岩心的渗透率初值具有较好关系,随着渗透率降低,应力敏感性变强,渗透率损失率与渗透率初值具有乘幂递减关系。基于弹性力学理论,应用新的毛管模型,通过对单毛管在应力作用下的变形规律研究,从应力敏感性微观作用机制角度解释低渗透储层与中高渗透率储层在应力敏感性上的差异。这些研究对该低渗透致密储层的合理开发及合理生产工作制度的确定具有重要意义。     

不同孔隙类型火山岩储层渗透率应力敏感特征

针对火山岩气藏储层岩石孔隙结构复杂、矿物组成及成岩机制与沉积砂岩不同等特点,选取尺寸较大的不同孔隙结构全直径岩芯进行渗透率应力敏感试验研究。试验结果表明,低渗火山岩气藏岩芯具有较强的应力敏感特征,岩芯渗透率的减小主要发生在有效应力小于20 MPa的范围内,但当有效应力大于30 MPa后,渗透率仍然具有一定程度的减小,这与低渗沉积砂岩具有明显的差别。岩性差异所引起的矿物组成、颗粒胶结等因素对火山岩渗透率应力敏感特征影响较小,孔隙结构差异是导致岩石渗透率应力敏感强弱差异的主要原因,其中裂缝型岩石应力敏感性最强,致密型和孔隙型岩石应力敏感性相对较弱。反复加载试验表明,钻井取芯所引起的应力释放是导致岩芯渗透率应力滞后效应的根本原因,2次加载和卸载过程中岩石孔隙发生的主要是弹性变形。岩芯高围压下的地层渗透率平均仅约为地面渗透率的50%。     

鄂尔多斯盆地马岭油田长7致密储层古今构造应力研究

构造应力是油气运移与富集的控制因素之一,古今构造应力状态的研究对油气勘探与开发具有重要意义。利用流体包裹体测温、古地磁裂缝定向、声发射法和微地震监测、岩石压缩试验和水力压裂法分别对鄂尔多斯盆地马岭油田长7致密储层古今构造应力进行研究。结果表明:长7致密储层裂缝发育关键期为燕山运动Ⅳ幕,其水平最大主应力方向为84°,有效应力大小为44 MPa;现今水平最大主应力方向为76°,而现今水平最小主应力有效应力大小为15 MPa。     

异常高压气藏储层参数应力敏感性研究

异常高压气藏开采过程中,由于流体的产出,使储层岩石受力发生改变并使储层岩石发生弹塑性变形;而弹塑性变形反过来又影响到储层的孔隙度和渗透率,因此研究储层孔隙度和渗透率应力敏感性具有极其重要的意义。基于岩石力学的基本理论,推导出异常高压气藏岩石变形规律及变形方程,以此理论推导指导试验,将理论研究与实验规律相结合,在模拟地层条件下,对实际岩心样品进行了储层应力敏感性实验研究。实验研究表明,该方法能精确的描述储层孔隙度和渗透率应力敏感性,实验结果与理论推导结果完全吻合,进一步证明了理论推导的正确。     

Relationship between porosity and permeability with stress using pore volume compressibility characteristic of reservoir rocks

Effective stress is one of the most important parameters which strongly affects pore volume compressibility curve, which is used in assessing the reservoir rock properties. It causes change in porosity as well as permeability of the reservoir rocks. In the present study, pore volume compressibility characteristics of the reservoir rocks at different effective stresses were used to derive the relationship of porosity and permeability with the effective stress. To this end, analytical processes for deriving the porosity–stress and permeability–stress relationships are discussed in relation to the reservoir rocks. As a result, a porosity–stress formulation is proposed which is in good agreement with the experimental data. Also, two formulas are proposed for permeability–stress relationship; one on the base of Kozeny–Carman permeability–porosity model and the other one is based on a differential form of permeability–porosity relationship. After calibrating the required coefficients for one sandstone and three limestones, it was concluded that the first permeability–stress model is the upper bound correlation while the latter is the lower bound. Furthermore, it is shown that the latter has better agreement to the real experimental data of the sansdstone samples, while the first one is close to the experimental observations from limestone samples. Also, it is concluded that structure of pores is a key factor on permeability–stress relationship, so that there is a significant difference between the experimental data and the proposed relationship for a limestone sample with vuggy pore spaces.     

基于岩石颗粒排列方式的低渗透储层应力敏感性分析

以颗粒堆积模型为基础,考虑了低渗透岩心颗粒不同排列方式和不同变形方式,建立了毛管束模型,并通过颗粒Hertz接触变形原理对毛管变形量进行计算,研究毛管和多孔介质应力敏感性定量表征关系,通过有效毛管分数和毛管变形规律探讨了低渗透储层应力敏感性的作用机制。研究表明,低渗透储层的应力敏感性主要表现为渗透率的应力敏感性,相比于渗透率应力敏感性,孔隙度应力敏感性较弱;低渗透储层应力敏感性与岩石颗粒排列方式、颗粒变形方式、岩石微观孔隙结构、固液界面作用力和启动压力梯度效应等密切相关;考虑有效毛管分数和毛管变形量的多孔介质应力敏感性量化模型可从应力敏感性微观作用机制角度解释低渗透储层应力敏感性。     

鄂尔多斯盆地延长组致密油成藏控制因素

鄂尔多斯盆地延长组发育我国典型的低渗透和特低渗透油气资源,其油藏呈现出储层致密、储集砂体预测难度大、成藏机理复杂等特征.目前,根据勘探开发实践,长庆油田成功实现对渗透率大于0.3×10^-3μm²油藏的开发,目前正在开展渗透率为(0.1~0.3)×10^-3 μm²致密砂岩储层的技术攻关.笔者结合国外最新致密油气资源研究成果和鄂尔多斯盆地延长组低渗透油藏的特征,从延长组致密油分布、致密油流体特征、赋存状态、储集体和致密油形成的控制因素入手,对鄂尔多斯盆地延长组致密油形成与分布规律进行了探讨.确定了延长组致密油形成的控制因素:①长7优质烃源岩分布范围广,生烃强度大,为致密油形成提供了充足的油源供给和资源基础;②大面积广泛展布的复合叠加的碎屑岩储集体,为致密油藏形成提供了储集空间;③油页岩与致密砂岩互层共生,形成了近源成藏的有利配置关系;④成藏期生烃增压,致密储层石油充注程度高,为致密油形成提供了运移动力.