特低渗油藏水驱剩余可动油分布特征实验研究

为了深入研究特低渗油藏水驱剩余可动油特征,结合核磁共振、常规压汞、油驱水和水驱油等实验技术对特低渗储层岩心进行了剩余可动油实验。结果表明,其T2截止值平均为34 ms,剩余油饱和度平均61.0%,可动油饱和度平均为61.72%,驱油效率平均为38.82%,剩余可动油平均为22.9%,剩余可动油较多。结合压汞实验结果,利用多元回归的方法建立了核磁共振T2谱与压汞孔隙分布的转换关系,分析了剩余可动油的微观分布特征。分析结果表明,剩余可动油主要分布在2.2~10.0μm的大孔隙中,剩余油中还有37.54%可以采出,特低渗透油藏水驱后还有较大的挖掘潜力。     

致密油藏岩芯全尺度孔喉测试方法及应用

综合利用高压压汞、低温氮吸附及核磁共振与离心相结合等物理模拟实验方法,建立了致密油岩芯全尺度孔喉测试方法。在此基础上,对比了长庆、大庆外围和四川等致密油区岩芯的全尺度孔喉分布特征。研究表明：全尺度孔喉测试方法与常规单一微观孔喉结构测试方法相比,较准确地测得了致密岩芯中包含微米、亚微米和纳米级的孔喉分布。当岩芯越致密,与高压压汞测试方法相比,全尺度测试的纳米级喉道分布更精确。与中高渗岩芯相比,致密油藏岩芯的微米级孔喉控制的流体较少;而亚微米和纳米级孔喉控制的流体较多;与致密砂岩相比,致密灰岩孔喉分布孔喉分布图谱峰值偏左,且跨度大,表明其非均质强。在相同渗透率条件下,长庆比大庆致密岩芯的亚微米级孔喉多,纳米级孔喉少,说明长庆致密油藏的开发效果应好于大庆致密油藏的开发效果。     

基于高压压汞法的泥页岩储层分形研究——以松辽盆地青山口组湖相泥岩为例

基于高压压汞数据,以松辽盆地青山口组湖相泥岩为例,首次利用分形理论研究泥页岩孔隙结构分形特征.根据毛管压力曲线和J函数曲线的分形几何公式获得泥页岩过渡孔(10~100 nm)分形维数.过渡孔分形维数与泥页岩组成、结构(有机地球化学参数TOC、S1、S2,孔隙结构)之间关系分析表明:过渡孔分形维数随TOC含量增加而呈现先降低后趋于平缓的趋势;中值孔径相比较平均孔径、最可几孔径,与过渡孔分形维数相关性最强;黏土矿物中不同组分对孔隙的影响不同,从而泥页岩过渡孔分形维数与黏土矿物含量相关关系均较差;石英受自身脆性、溶蚀作用及次生加大等作用的影响,与过渡孔分形维数相关性较差;过渡孔孔隙结构越复杂,非均质性越差,汞越容易滞留其中,退汞效率越低.     

松辽盆地青山口组页岩的压汞孔隙结构及其地质意义

对松辽盆地青山口组页岩样品进行高压压汞测试,按墨水瓶孔喉模型计算页岩的孔喉比,分析页岩的孔隙结构参数对含油率的影响.结果表明:青山口组页岩的孔隙度为5.0％～8.0％,平均孔径为7.2～13.5 nm,平均孔喉比为4.9～36.2;页岩的汞滞留量为61％～84％,页岩的孔隙连通性整体较差;页岩以纳米孔隙为主,微米孔隙较...     

松辽盆地北部陆相泥页岩孔隙特征及其对页岩油赋存的影响

综合应用气体吸附、高压压汞和扫描电镜方法对松辽盆地白垩系陆相泥页岩内部微观孔隙特征进行刻画,进而结合岩石热解、全岩矿物分析等实验手段对泥页岩孔隙发育的控制因素及其对含油性的影响进行分析。结果表明:研究区泥页岩孔隙类型以片状黏土矿物的层间微孔隙为主,裂缝发育程度不高,孔隙级别以微孔和介孔为主,泥页岩孔隙发育总体受控于埋深和次生孔隙发育情况,有机孔隙对页岩油储层不具有重要意义;油源充足的情况下,泥页岩含油性明显受控于孔隙度,其中直径大于20 nm孔隙是页岩油的主要赋存空间,在进行页岩油勘探开发时应着力寻找较大孔隙发育的甜点区;龙虎泡阶地南部与齐家-古龙凹陷交界处青山口组含砂岩或砂质薄夹层的泥页岩层系中泥岩次生孔隙发育,含油性高,易于压裂,是松辽盆地北部页岩油勘探开发的首选区域。     

核磁共振研究致密砂岩孔隙结构的方法及应用

基于核磁共振的原理,推导T_2弛豫时间与孔隙半径的关系,由孔喉比将孔隙半径转换为喉道半径,结合压汞喉道半径分布,利用插值和最小二乘法,将岩心100%饱和水的核磁共振T_2谱转换为孔喉半径分布,并将核磁孔喉分布曲线应用到油田开发评价中。以鄂尔多斯盆地延长组致密储层为例,结合岩心驱替试验,利用转化的核磁孔喉分布对研究区块储层的孔隙结构、可动流体和可动油分布以及可动流体喉道半径下限进行研究。结果表明:研究区块孔隙结构复杂,发育微米级和纳米-亚微米级孔喉,孔喉半径均值在0.095~1.263μm,0.001~0.01μm的孔喉内束缚流体分布较多,可动流体主要分布在喉道半径大于0.01μm的孔隙内,水驱主要动用喉道半径大于0.1μm的孔隙内的油,研究区可动流体喉道半径截止值平均为0.013μm。     

鄂尔多斯盆地陇东地区长7致密油藏储层特征

利用铸体薄片、扫描电镜和恒速压汞等先进的技术和方法,研究了陇东地区长7致密储层的物性特征,岩石学特征、结构特征和孔喉特征。结果表明,陇东地区长7储层属于特低孔超低渗透储层,岩石主要是岩屑砂岩,并且填隙物含量高,其中水云母对喉道的切割作用是研究区成为致密油藏的重要原因;孔隙类型以微孔为主,喉道细微,储层物性主要由喉道来决定。     

吉木萨尔页岩油藏人工裂缝渗透率变化规律

为研究吉木萨尔页岩储层人工裂缝渗透率在油藏生产过程中的变化规律,基于新疆吉木萨尔页岩油藏储层条件,开展不同闭合压力、不同岩性、不同铺砂浓度对裂缝渗透率影响实验.结果 表明:随着油藏开发程度不断加深,人工裂缝渗透率逐渐降低,主要分为两个阶段,且不同铺砂浓度存在差异.第一阶段:高铺砂浓度下闭合压力小于20 MPa,低铺砂浓度下闭合压力小于15 MPa,支撑剂嵌入和破碎共同导致渗透率急剧降低,降低幅度分别为60.16％、82.21％.第二阶段:高铺砂浓度下闭合压力20 ～35 MPa,低铺砂浓度下闭合压力15 ～35 MPa,仅发生支撑剂破碎使得渗透率下降相对较慢.同时,由于泥岩强度较粉砂岩强度更大,支撑剂嵌入深度较低,使得在同等条件下,泥岩储层比砂岩储层的人工裂缝渗透率更大.     

页岩油藏提高采收率技术及展望

通过调研近二十年国内外页岩油藏提高采收率技术的室内研究和现场应用,结合页岩油藏储层特征,总结了开发过程中的难点,并针对各类提高页岩油藏采收率技术的作用机理,讨论了对页岩油藏的适应性.研究表明,注气是页岩油藏补充地层能量的最佳方法,二氧化碳和天然气是常用的注入介质,但其作用机理还有待深入探讨;通过改善储层润湿性来提高渗吸...     

不同渗透率岩芯孔径分布与可动流体研究

为了解释通过压汞毛管压力曲线计算原始含油饱和度偏大的原因,对所选择的样品分别进行核磁共振、高速离心以及常规压汞实验,并将实验结果进行对比,分析了不同孔径区间核磁可动流体饱和度和压汞进汞饱和度的区别并解释了其原因。实验结果表明：超低渗储层岩芯（0.1 mD < K < 1.0 mD）的压汞进汞饱和度要明显大于核磁共振可动流体饱和度,分析认为出现这种差别的主因是小喉道所控制的核磁可动流体体积与压汞进汞量差别较大造成的;特低渗储层岩芯（1.0 mD < K < 10.0 mD）的压汞进汞饱和度可能依然高于核磁共振可动流体饱和度;渗透率较大的储层岩芯（渗透率K>10.0 mD）的总核磁可动流体饱和度与压汞进汞饱和度相差不大,压汞进汞体积与核磁可动流体均主要分布在半径大于1.00 μm的喉道区间中。     

吉木萨尔页岩油藏人工裂缝导流能力动态变化规律

为研究吉木萨尔页岩油藏人工裂缝导流能力动态变化规律,基于新疆吉木萨尔页岩油藏储层条件,采用钢板、岩板和粒径相同的陶粒和钢砂,开展不同闭合压力裂缝导流能力实验。结果表明:随着闭合压力增加,裂缝导流能力逐渐降低,导流可分为3个阶段。第一阶段,闭合压力小于20 MPa,支撑剂被压实;第二阶段,闭合压力为20～60 MPa,支撑剂随着闭合压力增加嵌入岩板深度增加;第三阶段,闭合压力为30～60 MPa,支撑剂随着闭合压力增加破碎率逐渐增大。裂缝导流能力降低的因素主要有3个:支撑剂被压实、支撑剂嵌入岩板和支撑剂破碎,影响程度及大小为压实(72.03%)>嵌入(14.28%)>破碎(8.64%)。     

恒速压汞及核磁共振在低渗透储层评价中的应用

通过对渗透率的统计,重新认识和划分了宝浪油田宝北区块的主力层及非主力层.应用恒速压汞技术和核磁共振技术对宝北区块的储层物性进行了重新评价和划分.应用核磁共振技术对水驱油效率以及不同孔隙级别内流体的动用程度进行了研究,并从微观理论上对低渗透岩心中的大孔隙低采出程度、小孔隙高采出程度以及高渗透率岩心中的大孔隙高采出程度、小孔隙低采出程度进行了研究和解释,为油田的后续开发技术政策界限研究及开发认识提供了理论依据.     

页岩气储层毛管压力曲线分形特征

通过分形理论利用毛管压力曲线分析页岩储层的孔隙分布特征,研究储层内部的复杂孔隙结构。根据四川盆地上三叠统页岩储层样品的实测毛管压力曲线,结合前人的研究成果,总结出2类页岩储层毛管压力曲线;分段拟合计算分形维数后,发现压汞曲线只有部分段的分形维数在合理范围内。说明利用分形维数研究页岩储层孔径分布时,要对曲线进行分段拟合。此外,证明了毛管压力曲线能够反映孔径>150nm的中孔的孔隙半径分布。     

川南龙马溪组页岩核磁渗透率新模型研究

为了更加快速有效地进行页岩渗透率的测试,以四川盆地南部下志留统龙马溪组页岩为研究对象,进行页岩低场核磁共振和高速离心实验。以脉冲渗透率为标准,对比分析目前常用的4种岩石核磁渗透率模型的相对误差,这4种模型中只有扩展后的SDR模型相对误差较小,其他3种模型误差很大,不适用于页岩核磁渗透率的计算。为了进一步减小页岩核磁渗透率的计算误差,在SDR模型的基础上建立一种新的页岩核磁渗透率的单参数模型。结果表明,新模型相关系数可达到0.967,与脉冲渗透率的相对误差平均为18.31%,证明新模型能更准确地计算页岩的核磁渗透率,为页岩渗透率的测试提供了一种新的快速、无损、有效的实验方法。     

陆相页岩油储层水力压裂裂缝形态的试验

水力压裂技术是在页岩油气藏中建立人工裂缝网络的一种重要方法,但由于各储层地质条件的差异性以及页岩具有的强非均质性,使得水力压裂裂缝形态十分复杂.为了了解长7陆相页岩油储层页岩水力压裂裂缝网络的形成机理,将室内真三轴水力压裂试验与基于计算机断层扫描的3D可视化模型相结合,初步探讨了水平应力差异系数、压裂液黏度和天然不连续面对岩样水力压裂裂缝形态的影响.结果 表明:页岩水力压裂裂缝形态按照复杂程度可以分为三类,即单一裂缝,鱼骨状裂缝和网状裂缝;低水平应力差异系数和低黏度压裂液有利于形成复杂的裂缝网络,较为合理的条件为水平应力差异系数为0 ～0.53,且压裂液黏度为0～17.1 mPa·s,在此条件下易形成鱼骨状裂缝或网状裂缝;此外,平行于层理面的天然不连续面有利于形成复杂裂缝网络,但是过多的天然不连续面开启是不利于主水力裂缝的形成和扩展.     

Magnetic and mineralogical characteristics of reservoir rocks in the Yakela oil field, northern Ta rim Basin and their implications for magnetic detection of oil and gas accumulations

The evidence about hydrocarbon migration within reservoir rocks in two wells has been obtained according to results of magnetic and mineralogical analysis of the Kapushaliang Group reservoir rocks from wells S15 and S4 located at the Yakela oil field, Tarim Basin. Results show that the secondary alteration associated with oil and gas accumulations above oil and gas field is predominantly magnetite mineralization, and that sulfur alteration occurs commonly at oil-water boundary and their products are generally pyrite and pyrrhotite, except for magnetite alteration which is closely related with hydrodynamical conditions in situ. The spherical magnetite grains of cauliflower microtexture on surface extracted from oil-bearing cores are secondary magnetite related with hydrocarbon microseep-age and their diameters are usually less than 50 μm.     

致密油藏直井体积压裂非稳态渗流问题

针对致密油藏直井体积压裂的非稳态渗流问题,建立了考虑启动压力梯度和压敏效应的两区复合模型,利用稳态逐次逼近非稳态的半解析方法进行求解,分析致密油藏直井体积压裂后压力传播规律,以及影响压力传播的主要因素.计算结果表明:当存在启动压力梯度和压敏效应时,流体渗流阻力增大,压力传播速度减缓,压力传播半径变小,最终导致井底流压降低,井口流量减少.对于两区复合模型,压裂改造区内渗流阻力小,压力传播速度快,体积压裂改造范围越大,压力传播速度越快,压力传播半径越大.对于定井底流压情形,改造区域半径越大,油井产能越高,但是当改造半径大于一定值后,改造半径的扩大对于提升油井产能的作用不再明显.