致密砂岩储层CO2驱油特征的核磁共振实验研究

利用核磁共振技术对致密砂岩储层不同渗透率级别基质岩心和裂缝基质岩心不同驱替压力下CO2驱油特征进行了研究,简述核磁共振原理及实验方法。表明:致密砂岩储层特低、超低渗透基质岩心在初始CO2驱替压力下,岩心毛细孔隙和微毛细孔隙区间的油不同程度被采出,随着CO2驱替压力增大,特低、超低渗透基质岩心毛细孔隙区间油的采出程度不断增加且累积采出程度不同。裂缝致密砂岩储层岩心,裂缝和毛细孔隙区间的油在初始CO2驱替压力下,岩心裂缝中的油及毛细孔隙中的部分油被驱替出来,CO2驱替压力提高毛细孔隙、微毛细区间油的采出程度和累积采收程度较小。致密砂岩储层特低、超低渗透基质岩心和裂缝致密砂岩储层岩心,随着CO2驱替压力增大毛细孔隙区间的部分剩余油成正比增加进入到微毛细孔隙区间改变储层剩余油分布。核磁共振技术能够深入研究致密砂岩储层CO2不同驱替压力阶段,岩心裂缝、毛细孔隙区间、微毛细孔隙区间油的采出程度和剩余油分布情况,对于研究致密砂岩储层微观驱油机理具有较重要的价值。      

超低渗透砂岩油藏微观渗流特征及驱油效率的影响因素

通过鄂尔多斯盆地超低渗透砂岩油藏油水相对渗透率测定和微观模型驱替实验,探讨超低渗透砂岩油藏微观渗流特征及驱油效率的影响因素.研究结果表明,超低渗透砂岩油藏储层相对渗透率曲线特征表现为:束缚水饱和度高,残余油饱和度高,驱油效率低,油水两相共渗区范围窄.随含水饱和度增加,油相相对渗透率急剧下降,水相相对渗透率上升缓慢,无因次采油指数和油井产量大幅度下降.超低渗透砂岩油藏微观驱替特征表现为:最终驱油效率低,随注入倍数增加,采收率和含水率增高.注入倍数为1~2 PV过程中采收率与含水率增加幅度较大;注入倍数在3~4 PV时,采收率和含水率增加幅度趋于平缓.超低渗透砂岩油藏影响驱油效率的因素可以分为反映油藏固有特征的内在因素和反映驱替条件的外在因素.     

利用核磁共振技术研究沥青质沉积对低渗储层孔隙结构的影响

为揭示CO_2驱过程中沥青质沉积对低渗储层基质孔喉的伤害机理,利用核磁共振技术对岩心样品进行了CO_2驱替前后的T2谱测试.结果表明:沥青质沉积量与驱替压力呈正相关,在CO_2-原油体系达到混相前后,沉积速率最大;渗透率伤害程度则随沥青质沉积量的增加而增大.在驱替初始,较小孔喉(0.1~10 ms)几乎无堵塞,较大孔喉(10~200 ms)出现少量堵塞;注入压力达到最小混相压力,CO_2与原油混相产生大量沥青质沉积,较小孔喉出现45.61%堵塞,较大孔喉堵塞21.31%;在驱替压力继续增大时,较小孔喉堵塞程度严重,最高可达55.22%.对于低渗砂岩储层,基质孔喉尺度越小,沥青质对其的伤害程度就越高.     

大庆油田水驱及聚合物驱油藏剩余油黏度特征研究

通过21件原油样品实验分析表明,原油烃类中高分子量组分C40^＋（％）与原油黏度存在良好的相关性;利用油田开发取心检查井油砂制备得到油藏剩余油样品44件,通过高温色谱检测得到剩余油烃类低C21^-、中C21～C40、高分子化合物C40^＋含量（％）,利用原油黏度与烃类C40^＋（％）的关系式预测了剩余油黏度;结合油田开发取心检查井的岩石渗透率、含油饱和度等资料,对聚合物驱和水驱油藏剩余油的流动性特征、剩余油性质、下步驱油方式等进行研究．实验结果表明,聚合物驱和水驱2种驱油方式油藏剩余油的烃类组成、黏度和流度都呈现非均质性特征,且前者的非均质性更加明显;聚合物驱与水驱油藏相比烃类C21^-（%）和C21～C40（％）较低、C40^＋（％）的较高,聚合物驱可能相对较多的采出原油的低等和中等分子量化合物,使聚合物驱剩余油中烃类C40^＋（％）增加、剩余油黏度变大、流度下降及流动性变差;水驱油藏剩余油以中黏油为主、有一定数量的低黏油,聚合物驱油藏剩余油以中黏油为主、有一定数量的高黏油;根据油藏剩余油黏度测定结果和流度比控制的最佳范围,确定不同油田及油藏剩余油的驱油方式和聚合物溶液黏度及浓度,为下一步油藏剩余油开发及提高采收率提供了新依据和新方法．     

特低渗透砂岩储层水驱油CT成像技术研究

通过水驱油岩心的CT成像技术,动态、定量、可视化地研究了特低渗透砂岩储层水驱油岩心的微观孔隙结构、含水饱和度分布、吸水能力及微观孔隙结构对驱油效率的影响.研究表明,实验岩心的CT值分布在1819~1961之间,与标准的Berea砂岩相比高出15%左右,属于典型的特低渗透砂岩储层.储层微观孔隙结构是影响油水分布的主要因素.特低渗透砂岩储层开发要高度重视无水采收率.储层致密和微裂缝发育的不均一性是特低渗透砂岩油田驱油效率低的根本原因.     

多尺度CT成像技术识别超低渗透砂岩储层纳米级孔喉

以鄂尔多斯盆地X地区长6储层为研究对象,利用多尺度CT成像技术、聚焦离子束扫描电镜技术,结合Avizo软件的强大数据处理和数值模拟功能,对研究区目的层岩石样品进行不同尺度孔喉分维数重构,建立三维超低渗透砂岩储层纳米级孔隙结构模型.研究表明,微米尺度下,超低渗透砂岩储层孔喉形态呈点状、球状和条带状及管状.储集空间类型以溶蚀微孔为主且多孤立分布,局部孔隙为片状,连通性较差.纳米尺度下,超低渗透砂岩储层孔喉系统整体较发育,孔喉形态呈球状、短管状.远离裂隙处多为孤立状,连通性较差,仅具有储集能力.微裂缝、粒间缝发育部位多为短管状,有一定连通性,相当于喉道.微观非均质性较强,岩样整体较致密,局部相互连通,溶蚀孔及裂隙对储集能力、渗滤能力具有控制作用.数值计算求得目的层A、Y、C三个样品的孔隙度分别为6.95%、5.55%、4.44%,渗透率分别为0.828×10^-3μm^2、0.115×10^-3μm^2、0.00065×10^-3μm^2.聚焦离子束扫描电镜与多尺度CT成像技术相结合能够定量表征超低渗透砂岩储层微、纳米级孔隙结构.     

致密油藏不同开发方式原油动用规律实验研究

致密油是重要的非常规石油资源,但由于其一次采收率低,需要开展提高采收率研究。由于致密油储层孔隙结构复杂,不同孔隙对产量的贡献差异很大,需要深入研究不同孔隙中原油的动用情况进而优化开发方式。本文采用核磁共振测试与驱替实验相结合的方法开展研究,直观反映不同注入条件下注入介质与原油的驱替过程,明确了注水和注CO₂两种开发方式不同孔隙中原油的动用规律。结果表明:水驱和CO₂驱不同孔隙区间原油动用程度随着驱替压差逐渐增大而增大;水驱和CO₂驱大孔隙中的原油绝大部分被动用,随着孔隙半径逐渐减小,原油动用的比例逐渐降低;小于0.01μm微小孔隙中CO₂驱动用效果明显好于水驱,致密油藏中CO₂更易进入小孔隙提高致密油采收率。      

基于数字岩心的砂砾岩中聚合物驱油的模拟研究

新疆油田砾岩油藏储量规模大,其岩性变化迅速,非均质性强、孔隙结构复杂,开采难度较大.目前,砂砾岩油藏经过几十年的注水开发,已处于高含水开采阶段.聚合物驱油技术对于砂砾岩油藏的进一步开发意义重大.本研究基于计算流体力学方法和数字岩心技术建立了一套模拟聚合物驱油的方法,实现了包含油驱水、水驱油、聚合物驱油和后续水驱四个过程的聚合物驱全过程模拟.利用该模拟方法,直观地展示出了油、水、聚合物在驱替过程中的变化,给出了压力、速度等物理场的动态变化,分析了水驱油及聚合物驱油过程中的流动规律.利用该方法可以方便地模拟多种条件下的聚合物驱油过程,进而优化聚合物驱的开发方案.该研究在砾岩油藏的聚合物驱开发中具有重要的应用意义.     

多油层强碱三元复合驱后驱油效率评价

强碱三元复合驱油技术能够提高驱油效率和扩大波及体积,大幅度提高采收率,展现出了老油田稳产接替的广阔前景.本文借助三元复合驱后取心井和新钻井资料,深化储层认识,评价驱油效率.通过室内岩心驱替、微观驱替等实验的分析,以及应用数值模拟、核磁共振、电镜检测、新钻井的电测曲线等技术手段,研究、评价强碱三元复合驱后储层不同部位的驱油效率,分析了驱油效率产生差异的影响因素.研究结果表明:层间和平面非均质性是影响三元复合驱驱油效率的主要因素,强碱三元复合驱后驱油效果与三元前对比增加了14.7个百分点,高水淹层厚度增加26.0%,岩石润湿性向亲水性转变.开展三元复合驱后驱油效率因素评价,为工业性推广过程中挖潜调整提供参考依据,进一步完善三元复合驱技术,提高采收率.     

水驱油实验电阻率分析及混合液电阻率计算新方法

南海西部海域涠洲W油田经过多年的注水开发已进入开发中后期,如何求准水淹层剩余油饱和度对开发调整具有重大意义.水淹层混合液地层水电阻率是计算剩余油饱和度的关键参数,从水淹层不同注入水驱替实验研究出发,提出一种新的水淹层动态混合导电模型,该方法首次引入动态的未被注入水混合的毛管束缚水变量,这个变量随着储层水淹程度变强逐渐从原生束缚水变为零.该方法数值模拟计算结果与岩心水驱油实验数据结果对比,表明新方法计算结果比常规物质平衡方法和并联导电方法精度高,研究结果可用于分析水驱油各种影响因素,并可在实际咸水、淡水水淹储层评价中定量确定剩余油饱和度.经南海西部油田涠洲W油田密闭取心资料的饱和度数据验证,文中新方法计算的含水饱和度符合实际情况,且简单实用.     

基于微CT技术的致密砂岩孔隙结构特征及其对流体流动的影响

以川西地区的须家河组致密储层岩石为研究对象,利用微CT技术结合Avizo软件先进的数学算法构建了三维数字岩心模型,可以表征砂砾岩储层岩石的孔隙结构特征,并将数字岩心和有限元软件Comsol结合,实现了基于数字岩心的水驱气模拟过程的可视化.并在此基础上开展了水驱气模拟,研究微观孔隙结构特征对岩心中气水两相流的影响.研究结果表明:致密砂岩岩心的孔喉分布状态主要呈连片状和孤立状,其中连片状孔隙在空间上连通性好,主要与残余粒间孔或粒间溶蚀孔有关,而孤立状孔隙在空间上多呈孤立分布,主要与粒内溶蚀孔有关;致密砂岩样品等效孔径主要分布范围在0.5μm以下,储层物性差的样品孔隙结构要比储层物性好的样品复杂,且前者的孤立孔隙多且小孔隙占比高,连通孔隙较少,其对渗透率贡献性少;在水驱气的过程中,岩心的微观孔隙结构将改变驱替前缘形状以及造成气水两相流中舌进现象;随着岩心孔隙度和渗透率增大,水驱气的驱替效率增大,残余气饱和度降低.     

CT扫描技术在微观驱替实验及剩余油分析中的应用

CT扫描技术不仅可以重建不同驱替液在不同驱替时刻的微观剩余油分布图像,而且通过X射线衰减系数换算成CT值,还可以计算岩心的孔隙度和含油饱和度参数,从而对实验岩心的非均质性和每一驱替过程不同驱替时刻的微观剩余油进行定量分析。分析认为实验岩心在不同驱替阶段微观剩余油类型之间存在量的转化。      

应用核磁共振成像(NMRI)技术研究复合剂驱油特征

本文应用核磁共振成像技术,在均值、非均值模型中研究了复合剂驱油动态实验过程。观察及分析了复合剂驱油特征和效果,对复合剂驱油段塞前缘进行了实时跟踪,得到了复合剂驱油段塞前缘油墙的形成及剩余油分布与运移的二维图像,给出了复合剂驱油后,剩余油的饱和度分布曲线。实验表明:在层状非均值地层中,若渗透率差异大,复合剂段塞主要进入高渗层,而波及不到低渗层,即复合剂波及效率低。若渗透率差异小,复合剂段塞大部分进入高渗层,有少部分进入低渗层,即复合剂波及效率较高。     

基于核磁共振测井的低渗透砂岩孔隙结构定量评价方法——以东营凹陷南斜坡沙四段为例

低渗透砂岩油气藏已成为油气增储生产的重要勘探开发目标,但孔隙结构复杂使得储层及其有效性难以准确识别.笔者利用物性、压汞、核磁等资料,对东营凹陷南坡沙四段(Es4)低渗透砂岩孔隙结构进行分析,划分出了3种类型.核磁T2谱与毛管压力曲线都在一定程度上反映孔喉分布,但常规方法利用T2谱重构伪毛管压力曲线所得到的孔隙半径与压汞孔喉半径有较大误差,而岩石孔隙自由流体T2与压汞孔喉分布对应关系更好,以此建立了不同孔隙结构类型二者之间不同孔喉尺度对应的关系式(大尺度:线性;小尺度:分段幂函数),可在井筒剖面上通过识别孔隙结构类型,进而利用核磁共振测井(NML)定量反演孔径分布,省去了构建伪毛管曲线环节,为低渗透砂岩储层有效性评价提供了直接依据,也是测井用于定量反演储层微观孔隙结构信息的有益探索.     

煤层中气水两相运移的NMRI试验研究

首次将先进的无损检测NMRI成像技术引入煤层中气水两相运移的研究领域,将自主设计研制的、可同时改变围压、轴压和孔隙压的、非磁性聚碳酸酯材料制成的三轴渗透仪置于NMRI成像仪磁体腔中,通过气驱水和水驱气NMRI试验 实时观测了气水流动规律.主要以水驱气NMRI试验为例,详细介绍了核磁共振三轴渗透仪和型煤试件的研制,并重点阐述了水驱气试验过程和相关参数,利用NMRI技术实时观测得到了不同时间沿驱替方向型煤试件水平剖面的NMRI成像图,最后对试验结果进行了比较分析,揭示了一些新的规律认识：(1)水驱替前缘具有不一致性,从NMRI试验角度验证了前人甲烷类气体赋存形式主要以吸附在孔隙内表面为主的重要结论;(2)煤试件存在优势驱替路径,且这种优势路径在驱替过程中基本保持不变,水驱气的优势驱替路径易产生在煤试件边缘,即煤孔隙裂隙发育区;(3)水驱流量变化决定了水驱前缘的运移速度,且对水驱气效果具有滞后效应;(4)水驱气初次驱替效果好于二次驱替效果;(5)水驱替气的顺序为：主要大裂隙—周边裂隙—周边孔隙.     

应用恒速压汞定量评价特低渗透砂岩的微观孔喉非均质性——以鄂尔多斯盆地西峰油田长8储层为例

为定量评价特低渗透砂岩的微观孔喉非均质性,以鄂尔多斯盆地西峰油田长8储层为例,利用先进的恒速压汞技术对孔喉参数进行了测试.结果表明,不同渗透率级别的样品,孔隙参数的差异小,非均质性弱,孔隙半径介于80～300 μm范围内;微观孔喉的非均质性主要体现在喉道特征参数上,喉道参数制约储层品质影响开发效果;样品渗透率越大,喉道半径越大,分布范围越宽,大喉道含量越高,同时大喉道对渗透率的贡献也随之增加,渗透性主要由占少部分的较大喉道来贡献;平均喉道半径和主流喉道半径与渗透率表现出了非常好的相关关系,渗透率越小,受喉道参数的影响程度越强.较大的孔喉比和较宽的分布区间是特低渗透砂岩储层的显著特点,也是开发效果差的主要原因,不同渗透率级别的储层,开发过程中应根据喉道大小及其分布范围区别对待.     

聚合物驱油层电阻率测井响应变化特征研究(英文)

油层注入聚合物溶液后,电阻率测井响应发生与水驱不同的变化特征,严重影响水淹层测井评价的效果。本文首先分析了聚合物溶液的导电性质,其次按照聚合物驱油层不同施工流程开展岩电实验研究,分析不同驱替阶段的岩石电阻率的变化特征。并对比分析聚合物驱与水驱油层电阻率测井响应的差异。结果表明,不同聚合物驱替饱含油岩心过程,岩心电阻率随饱和度变化呈现"w"型或"S"型和单调下降的形态;清水聚合物驱油层电阻率测井响应呈现弱、未水淹的特征;污水聚合物驱油层电阻率测井响应呈现与污水水驱相似的变化特征。     

时移地震监测水驱前沿的方法和应用研究

油藏开发过程的有效监测是合理开采油藏和提高采收率的关键之一.本文根据水驱油藏流体变化的基本规律以及其他实验和统计结果,讨论了长期注水开采油藏储层物性变化及其引起的弹性参数变化和地震响应变化特征,明确了水驱前沿的概念,提出了基于差异振幅和奇异值分析的时移地震监测水驱前沿方法.理论模型研究表明该方法是可行的.通过对东部地区某油田的两次三维地震数据处理、分析,确定了水驱前沿的位置,后钻的两口井证实了预测结果的准确性和方法的有效性.研究结果还表明,通过水驱前沿的监测并结合初期油藏描述的结果,时移地震可以很好地预测长期水驱油藏剩余油的分布.     

碎屑岩储层饱和度及水驱油效果岩心实验评价 ——以塔河油田九区三叠系开发区为例

利用核磁共振二维谱、在线测试技术,建立了扩散-弛豫二维谱技术分析岩心含油饱和度的方法;对不同井的不同层段岩心进行了不同驱替速度水驱油的核磁共振在线测试,通过对比不同时刻测试的核磁共振T2图谱的面积值和分布特征,计算不同孔隙区间油的采出程度,分析评价不同孔隙对整体采出程度的贡献率、水驱油效果以及剩余油状况.实验结果表明,...     

岩石孔喉道中表面粗糙度对油水两相流动的影响

岩石孔喉道中表面粗糙性是影响油水两相流动的重要因素之一.本文利用格子波尔兹曼数值模拟方法模拟了在光滑和粗糙孔喉道中的水驱油的流动特性,通过比较亲水和亲油的孔喉道模型中的含水饱和度、油水相对渗透率的变化,分析粗糙度对于流动特性的影响.结果表示:1)无论是亲水性还是亲油性模型,孔喉道表面的粗糙性对于油水流动都起阻碍作用;2)由于孔喉道表面粗糙元间空隙的存在,一部分油被圈闭于空隙中,不能实现完全驱替;3)水驱油的过程中,亲水性的孔喉道的含水饱和度和油水相对渗透率均高于亲油性孔喉道;4)在亲水性孔喉道中,粗糙性对含水饱和度和油水相对渗透率的影响更为明显,亲油性孔喉道次之;5)亲油性孔喉道的粗糙性增加到一定的程度后,它对流动的阻碍作用不再随着粗糙性的增加而逐渐增强.