裂缝对致密砂岩储层应力敏感性及渗流特征影响研究

裂缝的存在对致密砂岩油藏渗流特征和开发效果有较大影响。选取松辽盆地北部致密砂岩岩样,采用恒定驱替压差、恒定净围压2种试验方法评价了人工裂缝对致密砂岩岩心应力敏感性影响,通过建立考虑启动压力梯度的油水相对渗透率计算模型,利用非稳态恒压法测定得到了致密砂岩储层岩心造缝前后的油水相对渗透率曲线,分析评价了裂缝对致密砂岩油藏渗流特征的影响规律。结果表明,带裂缝致密砂岩岩心具有强应力敏感性,增大孔隙内压可以促进裂缝开启,降低应力敏感性损害程度;裂缝的存在,使致密储层岩心油水相对渗透率曲线的共渗区范围增大,驱油效率增加,残余油饱和度下水相相对渗透率显著增大,改善了致密砂岩储层的整体开发效果。     

四川盆地东部下志留统龙马溪组页岩气藏应力敏感性及其对产能影响的定量评价

应力变化对页岩的渗透率影响较大,应力增加造成的渗透率降低对于页岩气储层产能会造成影响。通过四川盆地东部下志留统龙马溪组页岩气藏围压循环下的气测渗透率试验,建立了应力与渗透率的关系曲线。试验结果表明,应力敏感性对页岩渗透率的损伤具有明显的不可逆性,研究所用样本卸去围压后渗透率仅恢复至初始值的28%。采取有限元数值方法,基于质量守恒方程、达西定律、固体变形和孔隙弹性力学理论,建立了相应的流固耦合数值模型,用以定量表征相关参数和应力敏感性对产能的影响。模拟结果表明,在相同围压条件下,加压阶段弹性模量较大,卸压阶段弹性模量较小;沿岩心轴向方向,靠近出口处的渗透率和孔隙度较低,主应力较大;如果不考虑非线性应力敏感性效应,总产能计算结果可能被高估。     

考虑应力敏感的页岩气藏压裂水平井渗流模型建立与分析

在以纳米孔隙及裂缝发育为特征的页岩气储层中,由应力敏感带来的渗透率降低引起的渗流规律和产能预测研究具有重要理论和现实意义。通过试验研究,分析了应力敏感与渗透率的指数关系,定量计算了应力敏感引起的渗透率变化值。应用页岩气藏压裂水平井的等效渗流模型,在页岩岩样应力敏感性试验结果及分析基础上,建立了考虑应力敏感的渗流综合模型并得到单井产能方程。以威201-H1井为实例,应用已经建立的产能方程进行了应力敏感影响下的产能变化规律分析,结果认为,裂缝是应力敏感的主要来源,并且当储层孔隙越大即产量越大时,应力敏感越强,尤其是在压裂水平井初期影响最为强烈。由此,综合模型的建立及影响因素的分析为实际生产提供了参考依据。     

鄂尔多斯盆地长6油层组储层水驱窜流影响因素实验研究

依据鄂尔多斯盆地长6油层组储层的地质特征,研制了均质、非均质及裂缝型等3类模拟目标储层性质的人造岩心,并利用研制的储层模型开展了水驱窜流影响因素评价实验。实验可知,长6油层组储层受微观非均质性的影响,见水时间早且见水后含水率上升快,同时受微观非均质影响,驱油效率比中高渗透储层驱油效率低10%以上。岩心非均质程度增大,见水PV数逐渐减小,见水后含水上升快,当渗透率级差为50时,采收率比等渗透率均质油藏低12%。含裂缝的岩心中,注入水窜流严重,裂缝型特低渗油藏与同等渗透率均质油藏相比,采收率降幅近50%。     

长石溶蚀作用特征及对储层的影响——以鄂尔多斯盆地姬塬地区长4+5油层组为例

通过铸体薄片、扫描电镜、阴极发光、物性等综合分析,对姬塬地区长4+5油层组储层长石溶蚀特征、成因及其对储层的影响进行了研究。长石溶蚀的增孔、提高渗透性作用显著,面孔率平均增加了1.32%,渗透率平均增加了0.22mD。通过长石溶孔与储层孔隙度、渗透率的相关性研究,优选出了储集性能好(面孔率大于4%)、渗透率较高(大于0.6mD)的相对高孔、高渗区,为油田勘探开发提供了重要地质依据。     

某区块泡沫油形成原因及泡沫体积影响因素试验研究

针对大庆油田某区块形成泡沫油与邻近未形成泡沫油的区块开展了原油族组成、原油碳族成、地层水矿化度和油气界面张力测定对比研究。通过泡沫油岩心流动试验研究了不同溶解气油比、含水率、岩心渗透率、驱替压差对泡沫油体积的影响规律。结果表明:形成泡沫油与邻近未形成泡沫油的区块相比饱和烃含量高、轻质碳同位素含量高、地层水矿化度低、油气界面张力低。通过岩心后泡沫油体积随着原油中溶解气油比增大、含水率减小而增大。该研究条件(1.23~15.98mD)下岩心渗透率越小泡沫油稳定存在的时间越长。驱替压差越大,泡沫油稳定存在时间越长,但影响程度较弱。该研究思路及成果对生产过程中出现泡沫油区块的原因分析及高效开发具有借鉴意义和工程指导价值。     

特低渗透砂岩储层中贾敏效应探讨——以华庆地区长81储层为例

以华庆地区长81储层为例,采用真实砂岩微观水驱油试验（包括单一模型和组合模型）对水驱油现象及水驱油效率影响因素等进行分析,对贾敏效应进行直观的表征性探讨。研究结果表明,储层非均质性越强贾敏效应越严重;在一定程度上贾敏效应影响水驱油效率,使水驱中油相渗透率下降而水相渗透率上升;通过注采系统提高注水压力无法消除贾敏效应,因此该类储层在注水开发中应以预防贾敏效应为主。     

合水油田庄9区长82油层测井参数解释模型及储层评价下限标准

致密油层具有储集孔隙空间小,渗流能力差,非均质性强,岩性、电性变化大,油水关系复杂、流体测井识别难度大等特点,如何有效利用测井资料评价该类油层,对油田的勘探、开发具有重要意义.以鄂尔多斯盆地合水油田庄9区致密油层长82油层为例,充分利用测井、取心、录井、测试分析等资料,建立了合水油田长82油层测井参数解释模型:研究区开发井密度曲线较少,选用声波时差建立了孔隙度解释模型;孔隙度与渗透率相关性较好,利用两者交会图法获得渗透率模型;采用阿尔奇公式计算得到研究区的含油饱和度解释模型.并确定了储层评价下限标准:渗透率下限为0.1mD,孔隙度下限为8.0％,声波时差下限为220μs/m,电阻率下限为20Ω·m,含油饱和度下限为45％.该模型及下限标准为研究区致密油层的识别、储量的提交与升级提供了依据,也为复杂致密储层的测井评价提供了借鉴.     

陕北地区长8油层组储层特征及致密成因分析

储层质量分析是石油地质研究的基础,对油气勘探开发具有重要意义。通过大量的普通薄片、铸体薄片、扫描电镜以及阴极发光等分析测试资料,从储层岩石组构、岩石组分的角度对陕北地区长8油层组储层特征及致密成因进行了研究。研究表明,区内长8油层组储层以岩屑长石砂岩和长石砂岩为主,粒度细,填隙物含量高;孔隙类型主要为粒间孔,长石溶孔次之,为微孔-微细喉孔喉结构;储层物性较差,属特低孔、特低渗储层。储层岩石组构、岩石组分及成岩作用控制了储层质量。利用储层岩石组构估算了其原始物性,孔隙度为38%~42%,渗透率为5~10mD,原始物性一般。岩石组分中塑性碎屑含量高,抗压实作用弱,填隙物以碳酸盐胶结、绿泥石填隙为主,水云母、硅质次之,填隙物类型及较高含量影响了成岩作用及其强度,继而最终造成了长8油层组储层致密。     

合水油田庄51井区长6_3油层储层非均质性研究

通过对测井曲线、岩石薄片以及压汞等资料分析,对合水油田庄51井区长6_3油层的储层层内、层间、平面以及微观非均质性特征进行了定性分析。研究表明:长6_3油层的储层层内非均质性受沉积韵律和层内夹层的影响,整体表现为中等非均质性,其中长6_3~3小层的储层最为均质,长6_3~2小层和长6_3~1小层非均质性稍强,为均质-中等非均质;层间隔层较为发育,层间非均质性强;平面上,砂体的平面展布和物性平面分布受沉积相的控制,砂体侧向连通性较差,物性变化大,非均质性较强;微观孔隙结构受成岩作用影响大,会增强储层非均质程度。总体而言,研究区长6_3油层可被定义为中等-较强非均质性。