文摘
越来越难的常规油气勘探和开发石油和天然气资源开发了从传统到非传统的,和致密油储层的勘探和开发高度重视。针对影响因素的复杂性压裂后油水的渗流和水库复苏的不稳定性,本文以三叠系延长组致密砂岩储层在鄂尔多斯盆地南部为研究对象。基于微纳致密砂岩的孔喉特征,进行渗流实验和理论模型的渗流吸入。吸入和驱油的机理和影响因素在致密储层压裂后进行了分析。基于流体浮力和重力,分析油水自发流的数学模型建立了压裂后,及其影响因素进行了分析。实验结果表明,致密砂岩的孔隙喉咙主要在微米和亚微米尺度和储层渗透率与孔喉结构、油水界面张力、润湿性。压裂后,随着裂缝长度的增加,渗流速度逐渐降低。随着裂缝张开度的增加,增加浮力和重力对渗流速度的影响。与裂缝数量的增加,渗流速度也会增加。骨折有助于减少油滴核心表面的吸附,提高自吸和驱油效率的核心。 The research results provide theoretical data support for enhancing oil recovery and have important application guiding significance for the operational reliability of manufacturing systems with complex topology and the complexity and operability of production operations in manufacturing systems.
1。介绍
重要的是要研究制造系统的运行可靠性与复杂的拓扑结构和复杂性和可操作性在制造系统的生产工作。作为一个典型的应用程序的操作的可靠性制造系统与复杂的拓扑结构和在制造系统生产的复杂性和可操作性的工作,经济迅速发展,外部对石油的需求逐年增加,以及当前国内自主研发的油田已进入中后期阶段,和原油产量逐年减少,这对中国能源安全构成严重的威胁1- - - - - -3]。在能源短缺的情况下,它具有重要的战略和现实意义,不断提高石油资源的开发程度,随着石油工业的发展,传统的常规油气资源勘探和开发逐渐转向非传统的石油和天然气勘探和开发(4- - - - - -7]。面对日益严重的能源安全形势,中国增加了其在油气勘探和开发的努力,特别是非常规石油和天然气。近年来,随着科学技术的快速发展,非常规石油和天然气已经成为主要的能源开发。成功开发和商业化的页岩油气在北美,世界已经引发了繁荣发展的非常规油气(5,8- - - - - -10]。最重要的非常规油气储层,致密油储层的渗透率小于1 mD在空气中,形成一个覆盖渗透率小于0.1的医学博士和不到10%的孔隙度是一个典型的低孔隙度和低渗透率。致密油是一种致密储层中存在的石油和天然气资源,广阔的发展前景,它是世界上广泛分布。中国致密油资源丰富,分布在松辽盆地、准噶尔盆地、鄂尔多斯盆地和四川盆地的含油面积约5×105公里2和可采储量约25×109 t。与国内外致密储层的不断发展,生产力下降和生产下降的问题是不可避免的。因此,有必要研究提高原油采收率的方法在致密储层。同时,由于致密储层的特殊性,有必要调整和优化普通水库的解除方法应用于致密储层时,建立一个评价方法的适用性解除致密储层的方法,并给出不同的提升方法的限制11- - - - - -14]。
作为一种重要的非常规油藏,致密油储层复杂的物理条件,如超低渗透率和超低孔隙度,使单一的致密油的产量下降太快,处于低效率状态停留很长时间。有两个主要原因紧水库开发的困难。一方面,为油藏开发很难补充能量,紧水库,更难以被补充外部能量恢复。因此,消耗复苏紧水库的主要生产模式。另一方面,严格水库一般含水饱和度高,这使得石油遇到高阻渗滤过程中;所以,很难生产石油,这也导致了在中国致密油采收率低。大小、分布和分布的孔喉类型都是重要的因素影响了致密油的自吸能力,特别是紧水库的特点是物理性能差,非均质性强,明显的微尺度效应。因此,更重要的是要正确地理解致密油储层的微孔结构。然而,高体积位移后快速返排压裂裂缝可以达到预期的效果,增加生产。超低渗透致密油的自吸替代技术,压裂液破胶液通过毛细力或位移流体进入毛细管通道占据毛细管空间和驱动原油成大的渠道或骨折,从而提高紧原油的复苏。 In view of the complex influencing factors of oil-water spontaneous seepage after fracturing and the difficulty in predicting oil recovery, this paper conducts seepage suction experiments on the micro/nano-pore throat characteristics of tight sandstone, analyzes the oil displacement mechanism and influencing factors of tight reservoir after fracturing, analyzes the mechanical characteristics of oil and water phases in fractures, establishes the mathematical model of spontaneous oil and water seepage after fracturing, and analyzes its influencing factors. The research results can be used to improve the recovery of tight crude oil and can provide theoretical support for improving reservoir recovery.
2。文献综述
致密油储层具有低孔隙度、低渗透率、和许多微纳米孔,和传统采矿方法不能满足致密油储层的开发(15- - - - - -17]。目前,致密油的开发主要是通过水力压裂法和其他方法来改变水库,开放的内部裂缝储层,提高储层流体的流动性减少地层流体的渗流阻力提高渗透回收率。外国致密油和天然气生产技术主要包括以下几点:(1)水平井钻完井技术:紧水库低生产和一般生产周期长,和水平钻井技术的应用解决了这些问题。所以,它是利用国外致密油的主要方法。完成的主要方法包括智能完井、射孔完井套管固井后,裸眼井射孔完井,并结合桥塞完成;(2)水平井多级压裂技术:技术由几个部分组成,包括钻井和完井、水平井分段压裂,和微地震检测技术;和(3)其他裂缝和同步压裂技术和压裂技术,包括通道压裂技术在近年来开发的。
在现阶段,大多数紧水库是利用水驱。由于渗透率骨折和矩阵之间巨大的差异,仍有大量的剩余油富集在岩石矩阵块的后期注水开发。油田开发实践证明,毛细管压力自吸在紧水库是提高原油采收率的关键。因此,研究毛细管自吸法律具有重要意义的基础上,考虑紧水库的特点了解致密油藏的驱油机理。一些研究人员进行研究自发的愿望当致密储层包含大量的自然或人工裂缝在毛细力的作用下湿相流到矩阵。原油吸入位移主要发生在双重介质区域。在多孔介质的过程取代非润湿相流体的润湿相流体依靠毛细力叫做自吸。吸液率时骨折是缓慢的,润湿相流体的流入方向水库和流出的方向非润湿相实现平行的渗流是相同的。当断裂流体的渗流速度相对比较快,储层基质裂缝包围,和润湿相流体流入矩阵毛孔从四面八方,和流出的方向相反方向的非润湿阶段和润湿阶段的流入方向反向渗流。一些研究人员研究了毛细管压力、孔隙开发阶段渗透曲线,矩阵,裂缝渗透率,在静态和动态的方式。 The influence of matrix oil saturation on reservoir suction velocity is linearly related to capillary pressure, matrix permeability and residual oil saturation, exponential relationship with bound water saturation, and viscosity of crude oil under static conditions power index relationship [18- - - - - -21]。一些研究人员研究了渗吸和洪水的核心油与低渗透裂缝性储层在不同渗透率通过自发的裂缝渗流实验,得出结论,毛细力越高的油藏吸系统,更高的吸水过程。反向裂缝渗流石油生产初期的高吸油,石油产量将明显降低50个小时后,直到没有石油生产。渗透率小于2时,医学博士,自发的吸入和提取的程度随渗透率的增加,孔隙和喉结构越好,更有利于自发吸的效果。一些研究人员模拟致密砂岩储层的地质特征和流体性质和动态进行渗吸实验,表明与液体喷射压力的增加,核心渗漏的油析出率和排水加速22- - - - - -24]。注射速率加快,吸回收率显示改变先增加然后减少,和插头的大小浸润注射部分的增加,占用时间长,和交替注入的数量增加。它可以有效地改善储层的渗流复苏。一些研究人员已经研究了渗流的影响因素在紧水库和吸附法是不同的,渗透速率会影响吸水率。产生一定的影响,断裂致密储层的有效稠密矩阵的接触面积增加,和吸入的解决方案有效地降低了渗流阻力提高渗透回收率;当注水吞吐量增加吸入距离,大规模的体积压裂的变化(25- - - - - -27]。储层的润湿性和注水吞吐率有利于改善储层的原油采收率。一些研究人员进行了渗流影响因素研究的核心,主要核心本身的物理性质的影响,如渗透率的核心,孔喉结构的表面润湿性能的核心,流体性质的影响,包括原油粘度、渗滤液的矿化,油和水的界面张力,和外部条件的影响,包括边界条件、温度和压力。
在现有文献中,研究自吸的结果大多是针对裂缝储层或低渗透和超低渗透油藏,在致密储层的研究仍处于起步阶段。在国内还是在国外,现有的自吸机理,影响因素,模型,和生产经验难以移植到致密油的生产,和微纳米孔喉特征有很大的影响。因此,它是一种有效的方法来构建一个理论模型的渗流吸”来形容其微观结构研究的不规则致密储层的自吸机理。
3所示。研究区域的地质背景和研究方法
3.1。地质概况
鄂尔多斯盆地位于中国的中西部地区,盆地通常是矩形,北部和南部传播;北阴山延伸,大庆山边境附近,南秦岭山脉为界,东与吕梁山脉,Zhongtiao山,和西延伸到贺兰山Liupan山。研究领域是致密砂岩储层的鄂尔多斯盆地南部三叠系总面积约2600公里2位于甘肃省东部,和表面特征是黄土高原的沟地区黄河的中游,大多是多山的。沿着河谷地形东北逐渐上升,海拔900 - 1800米,平均海拔1400米。致密砂岩储层的勘探和开发主要是8,9,10长水库。第一组油藏系统开发后形成的大型内陆湖盆抑郁鄂尔多斯盆地沉积系统是一套由辫状河三角洲、曲流河三角洲、浊度的粉丝,和整个是由砂岩和泥岩medium-fine当地发展油页岩和含煤三明治层。有6在三叠系储层形成从下到上,所有的储层的发现,其中三叠系8,9,10是湖泊盆地发展的鼎盛时期,和的平均渗透率砂岩储层形成小于0.3×10−3μ米2,这是最典型的致密油储层。
3.2。样品制备和测试方法
目前,主要有两种方法来识别致密砂岩的孔喉结构,即图像分析方法和孔喉大小和结构参数的计算通过改变流体质量,体积,和压力。致密砂岩储层的微孔结构,进一步研究了高压压汞和薄切片实验。铸造薄片可以有效地分析储层空间和致密砂岩储层的孔隙类型,而高压压汞测试有助于进一步确定致密砂岩储层的孔隙分布特征。为了更好地理解实验岩心的微观孔隙结构,FE-SEM场扫描电子显微镜是用来进行实验分析几个具有代表性的紧凑的核心。FE-SEM场扫描电镜进一步证实,储层以微孔为主的喉咙,和主要类型是微观和纳米孔喉。传统的采矿方法的微米和纳米大小的孔喉,很难使用,开发效果不明显,经济效益低。如何有效地提高采收率的微米和纳米大小的紧水库是研究的重点。
这一次,10致密砂岩岩心渗流实验,选择矩阵的核心长度5.01 - -5.71厘米,直径约2.5厘米。磁导率为0.01 4 - 0.185 mD,孔隙度在3.4%和12%之间,而核心表现为弱亲水。在这项研究中,5个紧芯被选为物理压裂和压裂,一定是用细金属丝弯成u型夹芯压力压裂核心核心的裂缝,然后我们用胶水粘贴断裂的核心和前后的渗透率测量裂纹和其他参数。由于核心的纹理结构的差异,产生的裂缝压裂可能不是单一的穿透关节,但仍存在某些水平骨折,这是本文核心断裂分布,将核心分为单一和交叉压裂后裂缝。表1和图1显示的参数的比较核心压裂前后,特别是对于渗透率的变化,以及岩心孔隙度在8%和13.6%之间,渗透率范围是0.086 mD - 0.105医学博士和压裂后岩心渗透率大大增强,其中核心的普及率增长了451倍。
使用收集到的原油和煤油1:1配置模拟油,自然史MCR 301流变仪是用来测量的密度和粘度获得密度0 8 g / cm3粘度为4.8 MPa·s。测试中使用的地层水是2×104 mg / L的氯化钠溶液中,表面活性剂进行,容量法获得的。渗透的程度提取和渗透吸水率的核心是由使用0.01毫升吸滤瓶。张力器的SVT20接口是用于执行在不同渗漏的油水界面张力测量灌装样品管渗流和注入一滴模拟油在高离心力。作用下的离心速度6000 r / min,模拟油是拉伸和变形,射击捕捉是由高精度相机,和它的界面张力计算根据曲率的液滴。之后,核心板是润湿性测试,从核心和核心表第一抛光和平滑到渗透48小时,然后油滴之间的接触角,核心部分是由大功率显微镜测量。核心芯片持有人在样本框,添加油滴在核心部分和倒渗流解之间的接触和观察渗出的油滴和核心块通过调整样本框的位置和使用大功率显微镜照射。高性能显微镜焦距确保油滴和核心部分在屏幕的中心。拍照并保存他们使用量角器测量核心之间的角块和油滴,润湿角。
3.3。测试程序
由于流体性质和储层物理性质的差异,致密储层有不同的渗流规律和机制与传统的高渗透油藏,通常显示低速非线性渗流特征。狭窄的致密储层孔喉和复杂环境使油水频道,有很大的渗流阻力和固液界面相互作用,储层渗透率低。上覆有效应力有很大的影响在低渗透多孔介质的物理参数,影响渗流规律,偏离达西定律,提出了低速非线性渗流现象。
的裂缝直接影响裂缝的渗流过程,吸收率是裂缝打开时更快。作为核心的周围的压力增加,裂缝在核心开始关闭压力的作用下,逐渐的开放骨折减少。核心液体渗透率测量步骤是干燥的核心在100°C超过12 h和测量干重的核心。核心是稳定的重量后,核心是疏散12 h;使用地层水饱和度的核心;地方的核心抓手,调整设备,设置围压,通过恒定磁泵,泵的地层水和记录同时进口和出口的压力和流量的钳子,和流后的渗透率计算的核心是稳定的;通过增加围压、不同围压下的渗透率的核心是计算。图2显示核心样品的渗透率在不同围压5。核心逐渐的渗透率随围压的增加,和两个本质上是线性的,这是符合达西定律;即核心渗透裂缝张开度成正比,与岩心渗透率越大,裂缝就越大。
通过执行渗透测试压裂后,核心人物3显示了渗透测试的过程的核心压裂后,通过一个35°C孵化器。模拟储层温度,花时间解决触摸底部的核心为出发点的渗透时间,在不同的时间记录核心的渗流,并拍照记录更改的油滴表面的核心。
4所示。结果
4.1。测试结果
Hagen-Poiseuille定律(惠普法律)描述了稳定层流的不可压缩流体在水平管。1927年,行动J惠普法律适用于毛细管流和建立一个理想的储层毛细管束模型流,也就是说,孔隙流体的流动路径是相当于一组平行毛细管束半径不同。在核心有裂纹时,裂纹将渗透由于毛细力。裂缝是完全浸在水中时,裂缝主要受重力的影响,粘度、毛细力、浮力,裂纹端压力、裂缝渗流和裂纹张开,长度和倾角。油水界面张力与润湿角有关。为了分析不同因素对裂隙渗流的影响,本文基于控制变量的方法,使用MATLAB模拟和表2给出了裂缝渗流模拟所需的参数。(1)裂缝长度对裂隙渗流的影响。设置开放程度和裂缝的倾角根据表2的核心,并选择不同的断裂长度进行渗透试验。测试表明,渗流速度的核心与吸测试逐渐增加,但石油和水的吸收率减少随着裂缝长度的增加。渗流和抽吸过程中,由于不断裂纹,裂纹的毛细力不变,和之间的压力差的两端裂缝是主要的推动力量吸入的裂纹。随着渗透的继续,在裂缝被水赶出油,油水界面的高度增加,和内部流断裂的重量增加,导致减少浮力和流体的粘度。同时,流体在裂缝的综合力增加,和裂缝的渗流速率增加。因此,当裂纹开度是固定的,粘度是影响渗流速率的主要因素。(2)裂纹开口对裂隙渗流的影响。裂缝打开是一个重要的参数来描述裂缝的特点,以及不同裂缝开度设置,100μ10米,μm, 1μ0.1米,μ0.01米,μm等,模拟裂缝渗透。测试表明,随着裂纹的增加,裂缝渗流速度继续增加,当裂纹开度是100μm,裂缝渗流速度随油水界面的高度的增加,当裂纹开≤10μm,裂缝渗流速度随高度的增加的油水界面。同时,随着裂纹张开的增加,毛细力逐渐减少,但重力,浮力和流体的粘度随着压力的增加受到裂纹的两端。因此,当裂纹开度是肯定的,粘度是影响裂缝渗漏的主要因素,并增加裂缝打开可以有效改善裂缝渗透率。(3)裂纹倾角对裂隙渗流的影响。设置不同的裂纹倾角角度,0°、45°,60°、75°、90°,模拟裂缝吸入过程。当裂纹张开很小(裂纹张开是1μ米),裂缝渗透率的增加变化不明显裂纹倾向。与裂纹张开的增加,液体的重力和浮力的裂缝也增加,裂纹的毛细力降低了渗吸,和渗流速度随裂缝倾角的增加,同时,随着裂缝的倾角的增加,裂纹的流体粘度略有增加,这主要是由于裂纹的倾角的增加,导致压差的增加,浮力和重力组件两端的裂纹,裂缝中流体粘度增加。(4)界面张力对裂隙渗流的影响。裂缝长度、裂缝打开和裂纹倾角设置根据表2并通过。模拟了裂缝渗透改变油水界面张力,和油水界面设置为14.91 mN / m, 10.62 mN / m, 7.23 mN / m, 4.67 mN / m,分别和3.63 mN / m。因为每组样本取自相同的外径核心,基本物理性质、孔隙结构、润湿性是大致相同的。界面张力的作用裂缝渗流可以简单地调查没有其他因素的影响。当油水界面张力大,裂缝的渗流速度越大。这是由于油水界面张力的增加,毛细力的裂缝也增加,同时,裂缝渗流的作用下,水的粘度小于裂纹的滑油粘度。液体的联合力量增加,裂缝渗流速率增加。由于小裂纹的设置,重力和浮力对裂隙渗流的影响很小,和油水界面的高度的增加,液体的粘滞阻力逐渐减少,加速骨折吸收率。(5)的润湿角裂缝渗流的影响。目前,国内外研究人员提出了多种方法来分析润湿性。Amott自吸油排水法测试范围大的优点,明确数值定义,和小影响油气勘探和开发,广泛应用于核心润湿性的定量评价。裂纹表面的润湿角设置为0°,30°,50°、70°、80°和89°,分别。测试表明,随着裂纹的润湿角的增加,裂缝的渗流速率显著降低,并在这一过程中吸吸,长度时,打开,倾角,裂缝和油水界面张力保持不变,在裂缝流体的重力,浮力和压力差保持不变,液体的粘度在裂纹减少渗透的速度减少。这是由于这样的事实,断裂表面的亲水性降低润湿角的增加和骨折的毛细力减少,导致裂缝的渗流速率下降。相对润湿指数正相关,自吸复苏。自吸过程是一个过程,润湿相自发吸入到多孔介质毛细管压力取代非润湿相。对水湿油藏,水是润湿阶段和毛细管压力是自吸能力。因此,水湿润的程度越高,毛细管压力的作用越强。 The higher the proportion of pores that water can enter in the total pores, the more the oil expelled, and therefore, the higher the imbibition recovery factor.
4.2。比较石油压裂前后排水
为了研究骨折在核心愿望的影响,比较分析断裂的渗透吸水测试核心核心和矩阵,如表所示3和图4。每个核心的渗流结果给出,核心提取和渗流速度的程度进行了分析。
首先,干燥和权衡核心,真空包装,测试水饱和,和权衡湿重;驱油是在室温下进行实验油浸透了核心;最后,如果没有外部压力,核心是完全沉浸在水实验。这时,核心将self-absorb水和放油孔毛细管力的作用下。的过程中吸收水和排水油、核心质量将继续增加,由于油和水的密度差。用电子天平不断权衡核心和核心质量的变化记录。
从图可以看出4核心压裂后,由于裂缝的发展,核心提取和渗流速度的程度显著提高,和程度的核心提取后压裂增加至少10%;这是由于裂缝的存在增加吸力之间的接触面积和核心,提供一个渗透通道内液体流动的核心。
从渗流标本获得裂纹张开的程度有一定的影响的渗流裂纹,随着裂纹张开的增加,裂缝渗流率也增加。在这个实验中,核心11和16核心的骨折是相同的,但骨折开放两个非常不同的渗流速度的核心的核心16远远高于11日与模型是一致的结果。
根据每个核心的渗流,之间的关系程度的提取和每个核心的渗流速度和骨折在核心的数量比较。核心5是一个骨折,其恢复程度和渗流率高;16个核心是一个横断裂,虽然骨折的数量很大,但提取的程度是核心20和核心之间的5和渗流速度远高于其他两个紧密的核心。核心的渗流率大约是2倍5。因此,可以得出结论:核心骨折的数量有一定的影响的渗流速度的核心和核心渗流速度越大增加骨折的数量。同时,通过比较渗流速度曲线的三个核心,它可以发现,每个核心都有高渗流率在渗流的早期阶段,但渗漏率迅速下降,而核心骨折的数量的增加,渗漏率显著降低。
通过观察油滴表面的核心在渗流过程中,它可以从图中找到4渗透开始时,油滴出现骨折的核心,但是随着时间的增长,油滴就会逐渐变大,最终离开的核心。核心5和16漏是相同的,但是从核心表面上的油滴分布、数量的油滴表面吸附的核心16很小。这主要是由于骨折的不同分布在核心5和16个;16个核心是一个cross-fractured核心和骨折的数量更多。渗吸过程中,矩阵的石油渗流产生的排放通过断裂的核心因此,有更少的油滴表面的核心。油滴的半径吸附表面的核心5是非常大的,这是由于大型地层水和模拟油之间的界面张力,导致小油滴表面的核心离不开核心;随入渗时间的增加,油滴表面的核心积累形成大的油滴。核心16个油滴在裂缝主要集中生产,更核心的裂缝使油滴在核心更容易收集,也快速的输出的主要原因和大型渗流速度核心16渗流的开始。
5。结论
本文以三叠系延长组致密砂岩储层在鄂尔多斯盆地的南部为研究对象,进行核心渗透压裂前后注入实验,建立了渗流理论模型,分析了致密储层压裂后的渗漏排水机制及其影响因素,并建立了数学模型,油和水的渗透压裂后,分析其影响因素,为提高原油采收率提供理论数据支持。(1)多孔喉咙的致密砂岩主要是在微米和亚微米尺度,和渗透速率的储层孔喉结构相关,油水界面张力和润湿性。油水渗透速率随着裂缝长度的增加减少。与裂纹张开的增加,裂缝渗流的吸水率增加;随着裂缝倾角的增加,裂缝的渗流速率增加;在油水界面张力越大,裂缝渗流速度越大;与裂纹的润湿角的增加,裂纹的吸水率显著降低。(2)断裂裂缝是主要的渗流通道的核心,可有效减少吸附的油滴表面的核心。在渗流的开始,油滴第一次出现骨折的核心,随着时间的增加,油滴逐渐变大,最终离开的核心。随着裂缝的增加核心,核心表面吸附油滴的数量减少和吸附油滴半径的减少。 This work serves as an important reference to operational reliability of manufacturing systems with complex topology structures and complexity and operability of production jobs in manufacturing systems.
数据可用性
数据用于支持本研究的结果中包括这篇文章。
的利益冲突
作者宣称没有利益冲突。
确认
作者想说明真诚的感谢那些促成了这项研究的技术人员。