王哲, 曹广胜, 白玉杰, 王培伦, 王鑫

2023, 30(1): 1-13. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.01.001

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低渗透油藏储量丰富,具有广阔的开发前景,但其具有孔渗条件差、储层非均质性强、吸水能力差等特点,开发过程中面临的技术难度较高。针对该问题,通过调研,对低渗透油藏提高采收率技术进行了论述。研究结果表明:低渗透储层(10.0~50.0 mD)主要通过聚合物驱、聚合物-表面活性剂二元驱、微生物驱及深部调驱的方式进行开发;特低渗透储层(1.0~10.0 mD)主要通过表面活性剂驱、泡沫驱和纳米材料驱等方式进行开发;超低渗透储层(0.1~1.0 mD)主要通过渗吸法、CO₂驱、N₂驱及空气驱等方式进行开发。逐步完善驱替介质的驱油机理,研发低成本、高效的环保型驱油体系并推进其在矿场实践中的应用,将一直是中国低渗透油藏开发的发展趋势。该研究可为低渗透油藏的高效开发提供技术支持。

剩余油研究方法综述

汪洋, 黄延明, 同鑫, 葛政廷, 陈峻, 吴頔, 吉少文, 肖飞

2023, 30(1): 14-21. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.01.002

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为更加全面了解剩余油的研究方法,通过调研方式对国内外剩余油研究方法及应用进行全面总结。结果表明:沉积微相、微构造、储层流动单元等分析方式以地质基础研究为出发点,是进行剩余油研究的基础;岩心分析法、微观渗流模拟、物理模拟、核磁成像技术是微观剩余油研究的重要手段,从微观角度对剩余油分布特征进行描述;物质平衡法、数值模拟技术是宏观剩余油研究的重要手段,也是油田开发调整的基础数据;测井技术、化学示踪剂监测法、四维地震等方法是剩余油研究手段的有益补充;动态分析方法需要将多专业获取资料进行综合应用,去伪存真,相互验证,从而获取准确的剩余油研究结果。该成果为开发中后期油藏剩余油研究提供借鉴。

断裂输导形成上覆油气藏有利部位预测方法及其应用

肖雷

2023, 30(1): 22-28. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.01.003

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为明确含油气盆地断裂输导形成上覆油气藏的分布规律,在断裂输导形成上覆油气藏所需条件研究的基础上,通过确定下伏油气藏分布区、下伏油气藏断盖配置不封闭区、上覆油气藏断盖配置封闭区和油气沿断裂运移有利部位,四者叠合建立了一套断裂输导形成上覆油气藏有利部位的预测方法,并将其应用于海拉尔盆地贝尔凹陷霍多莫尔地区断裂输导南屯组油气至大磨拐河组形成油气藏有利部位的预测中。结果表明:贝尔凹陷霍多莫尔断裂输导南屯组油气藏油气至大磨拐河组中形成油气藏的有利部位主要分布在霍多莫尔鼻状构造核部的3个局部区内,有利于断裂输导南屯组油气藏油气至大磨拐河组中形成上覆油气藏,与目前贝尔凹陷霍多莫尔地区大磨拐河组已发现油气分布相吻合,表明该方法用于预测断裂输导形成上覆油气藏有利部位是可行的。研究方法对含油气盆地断裂输导形成的上覆油气藏勘探开发具有重要的指导意义。

下扬子宣城地区二叠系孤峰组页岩气勘查方法研究

张旭, 桂和荣, 洪大军, 孙艳坤, 刘宏, 肖万峰, 陈科夫, 杨志成

2023, 30(1): 29-35. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.01.004

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针对下扬子宣城地区复杂地质条件下二叠系页岩气勘查难度大的问题,基于岩石物性测试,运用高精度重力、高精度磁法、复电阻率法(CR法)进行联合勘查,探讨复杂地质条件下有效的页岩气勘查方法。研究表明:宣城地区孤峰组页岩具有“弱磁、低密度、中低阻、高极化”特征,含炭硅质页岩具有明显的低电阻率、高极化率特征,主要影响孤峰组的侵入岩体(花岗斑岩)具有“弱磁、低密度、低阻、低极化”特征。在宣城地区魏墩一带孤峰组页岩气勘查过程中,应用高精度重力、高精度磁法寻找弱磁、低重力地区,推断岩体分布情况;然后在岩浆岩不发育区布设CR法剖面,选择低电阻率(小于1 000.00 Ω·m)、高极化率(大于4.00%)的位置来布设钻井进行验证,共钻遇视厚度达50.89 m孤峰组含炭硅质页岩、硅质泥岩,取得了良好的应用效果。研究内容对宣城地区乃至下扬子复杂地质条件区富有机质页岩层段识别和页岩气“甜点”区优选具有重要的指导意义。

基于嵌入式多尺度裂缝模型的地质建模方法及应用

唐圣来

2023, 30(1): 36-40. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.01.005

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裂缝性油藏存在储集层发育孔、缝、洞多重介质,储层精细刻画难度大的问题。为准确描述裂缝性油藏储层发育的空间展布特征,利用测井、钻井资料和岩石物理测试数据建立关键井的嵌入式多尺度裂缝储层的地质和岩石物理模型,开展多重介质的连通传导率研究和嵌入式裂缝地质建模技术研究,并利用该模型对流花油田裂缝性储层进行数值模拟研究。研究结果表明:基于多尺度嵌入式裂缝模型的地质建模可以对构造、断层等大尺度裂缝和等效原理下的小尺度裂缝进行精细描述和数值模拟研究,单井动态指标拟合率达到90%以上;流花油田数值模拟研究表明,该油藏维持各井现有采液速度持续开发,大部分井不会发生严重水淹,风险较高的井主要位于工区的东北侧边缘断层附近。该研究可为同类油藏地质建模、数值模拟研究、开发方案的制订提供参考。

川中龙女寺地区硅质岩特征及其对储层岩溶改造的影响

林怡, 韩少瑞, 夏茂龙, 曾德铭, 贾松, 廖明光

2023, 30(1): 41-49. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.01.006

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川中安岳气田震旦系灯影组灯四上亚段普遍发育硅质岩,其对储层岩溶改造的影响尚不明确,有必要对其开展研究。为此,基于岩性、测井响应特征,进行了详细的岩心、薄片观察描述,利用硅质岩基本特征、储层对比图以及硅质岩平面图,开展川中龙女寺地区灯四上亚段硅质岩对储层岩溶改造影响的研究。结果表明:研究区硅质岩主要为藻纹层硅质岩、纯硅质岩和含云硅质岩;硅质层在灯四上亚段分为2段,硅质层上下储层良好,平面上硅质岩厚度向东北以及东南方向减薄;硅质岩因桐湾运动产生了裂缝,并遭受溶蚀扩大,无法阻挡岩溶流体下渗;断层切穿硅质层对岩溶储层的改造无影响,因此,硅质岩对储层岩溶改造影响较小。该研究成果为台内龙女寺地区寻找储层发育有利区奠定了基础。

二连盆地大庙凹陷油气富集规律及有利目标优选

邱文波, 蔡秦秦, 张雪锐, 蒋少龙, 郭龙, 袁子琦

2023, 30(1): 50-56. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.01.007

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针对二连盆地大庙凹陷的构造发育格局以及油气高产富集规律认识不清的难题,利用沉积相研究以及测井地震联合反演的技术手段,研究了二连盆地大庙凹陷的构造发育格局、储层发育模式以及油气高产富集规律,明确了二连盆地大庙凹陷的资源潜力和有利目标区。研究结果表明: 大庙凹陷早期主要为冲积扇—扇三角洲—湖泊沉积体系,其中,冲积扇扇中的砂砾岩、远砂坝中的细砂岩及滨浅湖中的砂砾岩是良好储层发育段,半深湖—深湖泥岩是良好生油层发育段;二连盆地大庙凹陷有利油气富集区主要围绕富烃洼陷分布,并优选出二连盆地大庙凹陷阿尔善组、腾一段为有利勘探目标,预计资源量为150.44×10⁴t,部署井位1口,预计产能可达10 t/d。研究成果对拓展二连盆地有利油气资源接替区具有重要意义。

火山岩储层分类方法在克百断裂带一区石炭系的应用

罗旭东, 邓世坤, 冯芸, 唐彬, 彭立才, 李响

2023, 30(1): 57-64. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.01.008

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针对克百断裂带一区石炭系火山岩储层分类难度大且分类标准不统一的问题,利用钻井、测井、测试等资料,分析影响该区火山岩储层分类的8个重要参数:岩性、岩相、基质孔隙度、裂缝孔隙度、渗透率、储集空间类型、岩相厚度和火山机构相带,依据研究区储层特征对这些参数赋值并进行相关储层分类数据计算,结合各单井储层分类成果,得到研究区石炭系火山岩储层分类方法和分类标准。研究结果表明,依据火山岩储层分类指标值(RCI)可将一区石炭系火山岩储层分为3类:Ⅰ类(0.6≤RCI＜1.0)、Ⅱ类(0.4≤RCI＜0.6)、Ⅲ类(0.0≤RCI＜0.4),其中Ⅰ类储层最好、Ⅱ类储层较好、Ⅲ类储层最差。将研究成果应用于未参与制订标准的16口井的储层分类中,准确率达到93.8%,表明该分类标准适用于研究区。研究成果对该区石炭系火山岩储层的分类与预测具有重要指导意义。

川中地区侏罗系大安寨段沉积相及有利岩石组合分析

黄董, 曾德铭, 王兴志, 谢圣阳, 张芮, 张少敏, 郭奕浩

2023, 30(1): 65-73. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.01.009

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针对川中地区侏罗系大安寨段沉积相划分不精细,有利岩石组合及有利勘探区不明确的问题,利用3口全取心井的岩心描述和6条野外剖面观察结果,结合薄片鉴定、测井解释及有机地球化学分析方法,对研究区岩石类型、沉积相类型、沉积相分布及沉积模式、岩石组合及有利勘探区进行研究。研究结果表明:岩石类型划分为10种;沉积相划分为滨湖、浅湖、半深湖3个亚相,以及半深湖泥、生物滩、重力流等10种微相;公山庙—莲池—营山一线为沉积中心,为半深湖环境,识别出C、D、E共3种岩石组合类型;南充—渠县—仪陇一线为呈环状发育的浅湖环境,识别出A、B、F共3种岩石组合类型。研究成果可由常规致密油拓展至页岩油勘探领域,通过TOC、孔隙度、渗透率、压裂效果等评价指标,认为A型岩石组合在断裂和裂缝匹配下,是致密油碳酸盐岩的有利勘探组合,F型为最有利页岩油勘探组合,主要分布于浅湖相大一亚段—大二a亚段。研究成果对页岩油下一步勘探有重要指示意义。

基于物质平衡方程的CO₂理论构造埋存量计算新方法

崔传智, 李安慧, 吴忠维, 马思源, 邱小华, 刘敏

2023, 30(1): 74-78. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.01.010

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为进一步提高盐水层中CO₂埋存潜力评价的准确性,基于物质平衡方法,建立CO₂构造埋存过程的物质平衡方程,在对CO₂可埋存地下体积准确计算的基础上,提出了一种新的CO₂理论构造埋存量计算方法。结果表明:新方法计算的CO₂理论构造埋存量,与面积法、容积法相比,误差更小,仅约为10%;新方法可同时预测CO₂增压埋存条件下和保压埋存条件下的理论构造埋存量,且随着注入时间或注采比的增加,CO₂理论构造埋存量和地层压力均呈现不断增加的趋势。该方法对CO₂构造埋存量研究及CO₂注入量实时动态控制具有重要意义。

基于CT扫描的蒸汽驱岩心孔隙结构特征及相渗分析

李爱芬, 高子恒, 景文龙, 付帅师

2023, 30(1): 79-86. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.01.011

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为明确蒸汽驱对疏松砂岩稠油油藏孔隙结构特征的影响,以LDB油田为例,应用CT技术扫描不同蒸汽驱阶段岩心,构建三维数字岩心模型,提取孔隙网络模型,获取不同蒸汽驱阶段的岩心孔隙度、绝对渗透率及孔隙结构相关特征等参数,并通过流动模拟得到相对渗透率曲线,开展定量统计及分析。结果表明:随着蒸汽驱的进行,岩心孔隙空间变大,平均孔隙半径、平均喉道半径、孔隙度及渗透率均增大,渗流能力变强,孔隙结构得到改善。研究成果可为稠油油藏蒸汽驱开发设计提供技术支持。

微生物＋化学复合驱提高高凝油油藏采收率室内实验

温静, 肖传敏, 郭斐, 杨灿, 马静, 李晓风, 易文博

2023, 30(1): 87-92. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.01.012

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针对高凝油油藏析蜡冷伤害、水驱采收率低的问题,运用微生物高通量测序分析、化学驱实验评价方法,利用岩心物理模拟与CT扫描等手段,提出了微生物+化学复合驱组合提高高凝油采收率技术,研制了微生物化学复合驱配方,该体系兼有化学驱大幅度提高驱油效率及微生物降低原油蜡质组分双重优点,最后通过物模实验优化了微生物与化学驱配方段塞组合。实验结果表明:微生物+化学复合驱较水驱提高驱油效率35.19个百分点,较单一化学复合驱可提高驱油效率7.27个百分点,单位质量聚合物增油量提高了1.16 t/t。该研究为高凝油油藏开发后期方式转换、提高采收率提供有效接替技术。

地层油气高温相态实验一致性检验方法

宋甲邦, 于海洋, 王崧臣, 刘进博, 胡疆, 汪洋, 赵力彬

2023, 30(1): 93-99. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.01.013

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针对PVT实验一致性检验方法不适用于高温油藏的问题,提出了一种针对高温油气藏相态实验结果一致性的系统检验方法,该方法通过使用高温平衡常数计算法对物质平衡法、Hoffman法进行修正,并综合两者与组分校验法对相态实验的组分数据以及定容衰竭实验数据进行一致性检验,可以更准确地判断实验结果。选取塔里木油田博孜104凝析气样品A和博孜7井区挥发油样品B 2个高温油气藏流体的组分数据与定容衰竭实验数据开展一致性检验,其结果验证了文中方法的有效性和可靠性。该研究对于明确高温下地层油气特别是挥发油和凝析气的相态特征具有重要意义。

砂砾岩油藏原位乳化提高采收率实验研究

罗强, 李明, 李凯, 宁朦, 贺伟, 杜代军

2023, 30(1): 100-106. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.01.014

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针对砂砾岩油藏非均质性强的特点,提出了一种原位乳化提高采收率技术,对新型W/O型乳化体系(DMS)开展了乳化性能、降低界面张力性能以及驱油性能研究,同时与油田现场用聚合物-表面活性剂二元体系进行了对比。实验结果表明:不同含水率下DMS能够与原油发生乳化形成W/O型乳液,随着含水率的增大,乳液黏度增高,在含水率为70%时黏度达到最大值,为原油黏度的9倍,远高于二元体系的黏度,流度控制能力更强;DMS能够定向吸附于油水界面,将油水界面张力降低至0.12 mN/m;受拉伸卡断作用,在DMS的作用下油水发生原位乳化形成W/O型乳液,乳液粒径为0.5～6.0 μm;砂砾岩岩心进行DMS驱以及后续水驱能够提高采收率18.6%,当渗透率级差为10时,二元驱及后续水驱能提高采收率24.0%,而DMS驱以及后续水驱能够提高采收率35.3%,表现出更好的流度控制以及吸水剖面改善能力。研究结果为砂砾岩油藏提高采收率提供理论支撑。

浅薄层普通稠油油藏聚合物驱提高采收率研究与应用

王凤娇, 徐贺, 刘义坤, 王永平, 吴晨宇, 李盖宇

2023, 30(1): 107-113. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.01.015

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J-XC区块属于高孔高渗普通稠油油藏,油层埋藏浅、厚度薄,由于水驱过程黏滞阻力过大、水驱波及范围小、储层动用程度低、水驱采收率低,需转换开发方式,开展聚合物驱油方法提高采收率研究。在聚合物注入性评价的基础上,采用岩心流动实验和数值模拟方法开展聚合物驱注入参数和注采关系优化,对聚合物注入质量浓度、注入量、注入速度,以及井网井距、注采比等进行优化,从而获得最佳注入参数和注采关系。结果表明:聚合物相对分子质量为2 100×10⁴、注入质量浓度为1 500 mg/L、注入量为0.400倍孔隙体积条件下,可保证聚合物的可注入性和高利用效率;油藏工程参数优化方案为采用五点法井网,合理注采井距为150 m,注入速度为每年注入0.070倍孔隙体积,不同厚度油层根据其最优单井日注入量配注,注采比为1.1~1.2。矿场先导试验表明,目标井组增油降水效果显著,截至2021年6月,累计注入聚合物0.228倍孔隙体积,累计增油量为5.06×10⁴t,提高采收率6.75个百分点,含水率最高下降幅度达15.8个百分点。研究成果对于浅薄层普通稠油油藏聚合物驱参数优化和油藏工程设计具有借鉴意义。

表面活性剂协同低盐度水驱提高致密油藏采收率研究

李婷, 谢安, 倪振, 刘永萍

2023, 30(1): 114-119. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.01.016

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为探究表面活性剂协同低盐度水驱提高致密油藏采收率机理,以新疆油田某致密砂岩油藏为研究对象,通过自制实验装置,研究了不同注入速度、溶剂配比等条件下,低盐度水驱、表面活性剂驱及二者协同作用对采收率的影响。结果表明:表面活性剂协同低盐度水驱能有效发挥协同优势,提高致密油藏采收率;注入速度过低时表面活性剂能有效改造孔喉界面,但水驱能量不足,注入速度过高时易诱发油水界面锥进,且表面活性剂改造孔喉界面效果有限,导致驱油效率随注入速度的升高先升高后降低;注入速度为0.3 mL/min条件下,低盐度水(NaCl质量分数为0.1%)和十二烷基苯磺酸钠阴离子型表面活性剂(质量分数为0.4%)按7∶3质量配比,驱油效率最高,可达89.79%,相较于单流体驱至少提高了29.83%。现场应用表明:致密油藏单井产量严重衰减后,利用表面活性剂协同低盐度水驱,能有效提高采收率,月产量提升约47%。研究成果可为同类致密油藏高效开发提供借鉴。

聚合物-表面活性剂二元抗盐体系注入性能评价

周泉, 张世东, 周万富

2023, 30(1): 120-125. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.01.017

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针对M油田目的层油藏物性差、非均质强、矿化度高等问题,研究了新型双烷基甘油醚衍生表面活性剂(diGE-EO)的耐温抗盐性能,并利用霍尔曲线对比研究了聚合物和聚合物-表面活性剂二元抗盐体系的注入性能,分析了聚合物-表面活性剂二元抗盐体系提高M油田目的层原油采收率的可行性。研究结果表明:双烷基甘油醚衍生表面活性剂(diGE-EO)在质量浓度高于3 500 mg/L时依然保持较好的抗盐性能,在85 ℃条件下放置超过45 d,仍能使油水界面张力降至5.73×10^-3mN/m,处于超低界面张力范围,可满足高矿化度油藏开发的要求。同时分析了聚合物-表面活性剂二元抗盐体系的注入性能。结果表明,当聚合物溶液质量浓度达到1 500 mg/L、岩心渗透率低于200 mD时,单独注入聚合物难度增大;存在表面活性剂情况下,注入性能得到明显改善。该结果为M油田二元复合驱项目方案设计及现场实施提供了室内实验基础。

深层碳酸盐岩气藏改建储气库注采能力预测方法及应用

王容, 李隆新, 刘晓旭, 罗瑜, 张娜

2023, 30(1): 126-133. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.01.018

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深层碳酸盐岩气藏改建储气库具有高低压变化幅度大、应力敏感、强非均质性等特点,采用常规方法计算其注采能力会导致产能误差大。针对上述问题,考虑应力敏感和气体物性变化的影响,对二项式产能方程进行修正,在此基础上建立了适合深层碳酸盐岩气藏改建储气库的注采能力计算方法,并结合四川盆地沙坪场石炭系气藏开展实例计算,进行影响因素分析。结果表明:对于Ⅰ、Ⅱ类孔缝组合模式储层,气井合理采气量在低压下受流出动态控制,在高压下受冲蚀流量限制,合理注气量在高压下受流出动态控制,在低压下受冲蚀流量限制;而对于Ⅲ类孔缝组合模式储层,气井合理注、采气量主要受流出动态控制。应力敏感对气井最大注气量的影响为0.81%~9.69%,气体物性参数变化的影响为5.15%~35.29%;现有井筒结构条件下,当注气量为55×10⁴~70×10⁴m³/d时,摩阻压力损失可达10 MPa;当油管内径从62.0 mm增至112.0 mm,最大注气量可增至2.6倍。研究结果可为深层碳酸盐岩储气库注采能力计算提供技术支撑,对该类储气库的建设运行具有指导意义。

考虑黏滞性低渗透油藏数值模拟应用研究

李浩, 冯玉福

2023, 30(1): 134-138. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.01.019

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针对低渗透油藏剩余油预测精度低的问题,以鄂尔多斯盆地延长组长7致密油藏为例,运用油藏数值模拟理论,引入黏滞性运动方程,描述低渗透油藏压力传播的方向和大小,将其成果运用到剩余油研究中,并对剩余油富集区优化部署挖潜井。研究结果表明:随着生产时间的延长,不考虑黏滞性会导致采收率偏低,见示踪剂情况证实了黏滞性对生产的影响;考虑黏滞性的低渗透油藏数值模拟结果生产历史拟合较好,单井拟合率达到89%;数值模拟结果表明,剩余油富集区主要位于水线两侧,为井间难以波及或注采不完善区域。在剩余油富集区域部署的挖潜井初期日产油为12.8 t/d,较邻井提高了近4倍,区域部署挖潜井预计增加可采储量9.27×10³t。研究成果对同类油藏剩余油挖潜和后期调整有借鉴意义。

考虑多层吸附诱导流的页岩微纳米孔道渗流分形模型

胡世旺, 张赛, 汪振毅

2023, 30(1): 139-146. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.01.020

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针对页岩气渗流过程模拟难度大的问题,运用分形理论描述页岩气储层微观结构,基于吸附层多层吸附现象,考虑了压力敏感效应和真实气体效应,推导了微纳米页岩气的质量流量表达式,建立了页岩气微纳米分形表观渗透率模型。通过数值模拟与昭通页岩气田A1井实际生产数据进行对比,验证了模型的准确性。结果表明:孔道表面吸附气层数对压力变化的敏感性较高,对温度变化的敏感性较低;受压力敏感效应的影响,页岩气扩散阻力随之增大,使得表观渗透率下降;随着气体压缩因子的增大,吸附层厚度增加,吸附区截面面积占比提高,同时,页岩孔道的压力敏感效应使得孔道直径减小,吸附气诱导流随之先减小后趋于平缓,使得页岩气整体表观渗透率减小。研究成果可为页岩气数值模拟提供部分理论基础,通过控制影响页岩气分形渗透的主控要素提高页岩气压裂开发采收率。

砾岩油藏水驱剩余油分布特征及技术对策

任梦瑶, 石强, 辛骅志, 刘志强, 周志亮

2023, 30(1): 147-153. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.01.021

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针对准噶尔盆地百口泉油田百21井区砾岩油藏水驱控制程度低、井网极不完善的问题,以油藏工程方法与储层地质学为指导,应用动、静态资料开展储层构型精细研究,分析油藏构造、沉积、储层非均质特征以及油水分布规律,完善注采井网。研究结果表明:文中提出的“层系异策、分区调控、单井分类、方式优化”的注水优化调整思路对百口泉油田十分有效。通过开展百21井区三叠系剩余油分布特征以及油藏注采井网研究,应用流线模拟技术综合分析识别出56个优势渗流通道,提交动用石油地质储量975.00×10⁴t,累计增油16.60×10⁴t。该研究对同类油藏的注采井网完善及高效挖潜具有借鉴作用。

循环冲击载荷作用下页岩孔隙结构演化特征

王宇, 翟成, 邵昊, 唐伟, 石克龙

2023, 30(1): 154-160. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.01.022

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为研究循环冲击载荷作用下页岩气储层孔隙结构演化规律,以四川省长宁县五峰组页岩为研究对象,基于霍普金森压杆实验系统与微米CT系统,分别获取低速、中速和高速循环冲击载荷下页岩的动力学响应特征,并对冲击前后页岩孔隙结构进行分析。研究表明:动态冲击应力-应变曲线显示,低速循环冲击岩样动态弹性模量随循环冲击次数的增加不断升高,承载能力逐渐增强;中速及高速循环冲击岩样则呈现先压密后损伤的力学响应特征;提高循环冲击载荷,页岩连通裂隙的表面积、体积及分形维数升高,绝对渗透率上升,表明提高循环冲击载荷可使岩样形成复杂孔隙网络,具备更好的渗流能力;中速及高速循环冲击导致岩样内部孔隙扩展贯通,中速循环冲击岩样的孔隙度较原始岩样提升一倍,孔隙分布的空间离散性增强。该研究可为页岩气储层多级脉冲燃爆压裂工艺的相关研究提供理论支持。

油滴的宏观聚并机制及油膜分子之间的微观相互作用研究

黄斌, 南晓函, 王一竹, 傅程, 朱月明, 张璐, 郭伟, 王思琪

2023, 30(1): 161-168. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.01.023

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为研究油滴聚并过程中油滴之间的微观相互作用,通过有限元模拟方法,结合乳状液稳定性实验与分子动力学模拟技术,研究了油井采出液中乳化油滴的聚并行为,并分析了油滴聚并的影响因素。研究结果表明:2个油滴在聚并过程中液膜位置处流体流速较高,聚并完成后达到稳定;油滴尺寸与聚并时间并不存在明显的对应关系,当2个油滴半径不同时,较大的油滴移动位移较小;初始时刻,油膜和水相之间存在明显的界限;碳链越长,乳状液越稳定,在碳原子数量相同的条件下,原油组分对乳状液稳定性的影响由小到大为饱和烃、碳碳双键、碳碳三键、环烷烃;沥青质含量升高是造成乳状液体系乳化能力和乳化稳定性增强的主要原因。该研究对提高原油油水分离效率,降低原油储运成本有重要意义。

致密储层纳米增注技术研究与应用

金永辉, 王治富, 孙庆名, 李源流, 王波, 陈义哲

2023, 30(1): 169-174. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.01.024

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针对魏家楼致密储层油藏注水压力上升快的问题,引入了纳米增注技术,通过微细管和岩心驱替实验装置对纳米增注技术的增注原理和影响因素进行了分析。结果表明:纳米增注剂能够改变岩石润湿性,可使亲水储层改变为中性或亲油储层,减少亲水储层孔喉表面形成的水膜的厚度;纳米增注剂还可吸附在孔喉表层,使孔喉表层的水化膜剥离,增大孔喉有效半径,降低流体阻力,从而增加地层吸水能力。微细管驱替实验表明,质量分数为0.010%的纳米增注液,对直径为50～100 μm的微细管降压效果较好,降压率最大可达30.1%;天然岩心驱替实验表明,纳米增注液注入量为1倍孔隙体积、吸附时间大于36 h时,降压效果较好,降压率达40.0%。魏家楼油田降压增注现场试验结果表明,纳米增注剂能使注水井注入压力降低2.4 MPa。该研究结果对致密储层油藏高压欠注井治理具有很好的应用价值。

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