裂缝型变质岩油藏注气驱机理及驱替效率实验研究

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碳酸盐岩缝洞型油藏流动机理

碳酸盐岩缝洞型油藏流动机理
碳酸盐岩缝洞型油藏流动机理与岩石物性、缝洞结构、流动介质的性质以及地层压力等因素有关。

在碳酸盐岩中，岩石的孔隙度较低，主要是由岩石微小的孔隙和晶隙组成，因此岩石本身的储集空间有限。

而岩石中存在的裂隙、缝洞则成为储集和运移油气的主要通道。

缝洞型油藏的流动机理主要包括两个方面，即孔隙流和裂缝流。

在孔隙流中，油气主要通过孔隙之间的毛细作用和重力作用来运移。

而在裂隙流中，油气主要运移于岩石裂隙中，裂隙间的毛细作用对流动的影响相对较小。

流动介质的性质对油藏的流动机理影响很大。

例如，饱和度对孔隙流和裂隙流的影响不同。

在孔隙流中，高饱和度会导致毛细作用效应减小，从而影响油气运移；而在裂隙流中，高饱和度会增加裂隙间的连通性，从而增加油气运移速度。

地层压力对油藏的流动机理也有重要影响。

地层压力越大，孔隙和裂隙的有效应力就越大，油气的运移速度也会随之增加。

此外，地层压力还可以改变孔隙和裂隙的大小、形态和分布，从而影响油藏的物性。

综上所述，碳酸盐岩缝洞型油藏的流动机理是多方面因素共同作用的结果，需要进行综合研究和分析。

火山裂缝型油藏氮气泡沫驱技术研究与应用

火山裂缝型油藏氮气泡沫驱技术研究与应用【摘要】火山裂缝型油藏是一种特殊的油气藏类型，具有较大的开采难度。

为了充分利用和提高这类油藏的采收率，氮气泡沫驱技术成为一种有效的开发方式。

本文首先分析了火山裂缝型油藏的特点，然后介绍了氮气泡沫驱技术的原理以及在这类油藏中的应用情况。

对氮气泡沫驱技术的研究进展和优势进行了阐述。

在总结了这项技术的研究成果，并展望了未来的发展方向。

通过本文的探讨，可以更深入地了解火山裂缝型油藏中氮气泡沫驱的应用及发展前景，为这一领域的研究和应用提供重要参考。

【关键词】火山裂缝型油藏、氮气泡沫驱、技术研究、应用、研究背景、研究意义、特点分析、技术原理、进展、优势、研究成果、未来展望。

1. 引言1.1 研究背景火山裂缝型油藏是一种特殊类型的油气藏，其地质构造复杂，孔隙洞至小，岩石非均质性较强，油气运移能力较差，采收难度大。

传统采油技术已经不能满足火山裂缝型油藏的高效采收需求。

寻找一种适用于火山裂缝型油藏的新型采油技术显得尤为迫切。

本研究旨在深入分析火山裂缝型油藏的特点，探讨氮气泡沫驱技术原理，总结氮气泡沫驱在火山裂缝型油藏中的应用情况，回顾氮气泡沫驱技术研究进展，评估其优势，从而为火山裂缝型油藏的高效开发提供理论和实践支持。

1.2 研究意义火山裂缝型油藏是一种特殊的油气藏类型，具有裂缝发育、储层非均质性强等特点，是我国油气勘探开发中的重要资源。

由于储层裂缝间隙大、孔隙度低、油水相对渗透率差等特点，使得火山裂缝型油藏开发难度较大，传统的采收方法面临着诸多困难和挑战。

氮气泡沫驱技术是一种新型的油田采收技术，通过在水中溶解氮气并产生泡沫，改善了水驱油藏的相对渗透率，提高了驱油效果，适用于高渗透率油藏和对传统采收方法敏感的油藏。

在火山裂缝型油藏中，利用氮气泡沫驱技术能够有效提高油气采收率，降低开发成本，提高油田开发效益。

本研究旨在探索氮气泡沫驱技术在火山裂缝型油藏中的应用潜力，为我国火山裂缝型油藏的高效开发和利用提供理论支持和技术指导。

裂缝性碳酸盐岩油藏可视化模型水驱油实验

３２垂直与水平放置的水驱实验－
３裂缝性油层较厚时，驱后油层顶部可能会有）水
２大量剩余油。水驱过程中裂缝上方的残余油，以考对可
图
虑进一步注气驱替。
参考文献
［］Ｓｎ１ｕＷｅ，ｕｈｈｏｈｒｃｒａｉｆｗｔｒｉｅｔｎｉｏｉＱＺｉａ．Ｃａａｔｉｔｎｏａｅｎｃｉｎｌｗｅｚｏｊｏ
ｐｒｅｂｅｏｋｕｉｇｓｎｓｎｃｏｍｏｅ［．Ｐ６６，０４ｅｍａｌｃｓｄｔｅｒ— ｄｌＡ］ＳＥ８９４２０．ｒｎａｏｍｉ［］吴小斌，燕，卫．尔多斯盆地三角洲前缘不同沉积微相砂岩２银孙鄂
驱替速度对网络裂缝的影响也较明显
断
块
油
气
田
沿大裂缝流动产生水窜，而导致采出程度变差：从而注入速度过低，注入水的驱替能量过小，不易进入较小的
裂缝，裂缝中的原油驱替不出而滞留在裂缝中，及小波
岩心的水驱油研究表明，润湿相流体（）当大的非油相
部分局限于枝又结构，尤其是在含油饱和度接近残余油饱和度时更是如此。当注人水绕过它时，叉中的油枝由于毛细管力而被捕集和隔绝，因此形成角隅状。膜
的现象，及效率较高，波因此采出程度偏高。

《2024年缝洞型碳酸盐岩油藏流动机理研究》范文

《缝洞型碳酸盐岩油藏流动机理研究》篇一一、引言缝洞型碳酸盐岩油藏因其独特的储层结构与地质特性，成为石油工业领域的研究重点。

了解并掌握其流动机理对于提升油田开采效率及经济效益具有至关重要的意义。

本文将重点对缝洞型碳酸盐岩油藏的流动机理进行研究与分析，为石油开发提供理论依据与指导方向。

二、碳酸盐岩储层基本特性碳酸盐岩储层以其多孔性、多缝性及复杂的洞穴系统为特点，这些特性为油气的储存提供了良好的条件。

储层中的裂缝和洞穴系统为油气提供了流动通道，同时也影响了油气的分布与流动规律。

三、流动机理分析1. 流体在缝洞系统中的流动流体在缝洞系统中的流动受到多种因素的影响，包括储层岩石的物理性质、流体本身的性质以及地质构造等。

流体的流动往往在裂缝和洞穴系统中形成复杂的网络结构，表现出非线性流动的特点。

2. 毛细管作用力对流体的影响毛细管作用力是影响缝洞型碳酸盐岩油藏流体的关键因素之一。

由于储层岩石的多孔性，毛细管作用力在油水的运移和分配中起到重要作用，尤其是在油气采收过程中，毛细管力对采收率有显著影响。

3. 流体在多孔介质中的渗流流体在多孔介质中的渗流是一个复杂的过程，涉及到流体的物理性质、多孔介质的特性以及流体与岩石之间的相互作用。

多孔介质中的渗流规律对于预测油藏的产能及制定开采策略具有重要意义。

四、研究方法与实验分析1. 实验室模拟实验通过实验室模拟实验，可以更好地理解缝洞型碳酸盐岩油藏的流动机理。

实验中可以模拟不同地质条件下的流体流动过程，观察流体在多孔介质中的分布和流动规律。

2. 数值模拟分析利用数值模拟技术对缝洞型碳酸盐岩油藏进行建模和分析，可以更准确地预测流体的流动状态和分布规律。

通过对比模拟结果与实际生产数据，可以验证模型的准确性，并为优化开采策略提供依据。

五、结论与展望通过对缝洞型碳酸盐岩油藏的流动机理进行研究，可以得出以下结论：1. 缝洞型碳酸盐岩储层的流动机理受到多种因素的影响，包括储层岩石的物理性质、流体本身的性质以及地质构造等。

裂缝性潜山气驱试验与研究

裂缝性潜山气驱试验与研究针对裂缝性潜山油藏在开发后期，“高水高、采出程度高”与“压力低、采油速度低”的矛盾问题，实施了气驱。

总结见效特征：油井含水率持续下降; 注气见效与注水见效的对应关系发生变化; 纵向上高部位气窜严重，影响注气效果。

该研究为同类油藏气驱提供了借鉴。

标签：裂缝;潜山油藏;气驱引言裂缝性潜山油藏具有纵向有效厚度大、裂缝发育的储层地质特征，微裂缝是主要的储集空间类型。

在注水开发中后期后，产能降低，含水率上升，保持地层压力与控制含水的矛盾突出。

近年来，潜山油藏的气驱研究已经取得阶段性进展，各类油藏的先导试验也取得一定成果。

注气提高潜山油藏采收率具有更多优势，一方面注入气能够进入注水无法波及的微细裂缝，提高波及体积;另一方面可以提高驱油效率。

1 概况1.1 地质特征杜家台古潜山开发目的层为上中元古界长城系大红峪组。

含油面积2.55Km2，地质储量为1049×104t，标定采收率为19.4%，可采储量203×104t。

1.2.1构造特征杜古潜山是一斜坡背景上北西侧受断层控制的东缓西陡，东西不对称，向南倾没的古地貌山头。

1.2.2 岩性特征杜古潜山储层岩性主要为变余石英岩，占85%以上;局部发育呈条带状，分布侵入岩主要为花岗岩和闪长斑岩。

1.2.3 储层特征杜古潜山油藏的储集空间有三种类型，宏观裂缝、微裂缝和少量溶孔。

微裂缝是主要的储集空间类型，裂缝孔喉半径一般为0.16～100m?m。

1.2.4 油层发育及油藏类型杜古潜山属裂缝性潜山油藏，基本属于纯油藏。

1.2.5 流体性质地下原油密度约为0.7806 g/cm3，原始气油比为40-65m3/t，平均溶解系数为0.38-0.47m3/m3.MPa，体积系数 1.127-1.196。

地层水平均总矿化度为4415.0mg/L，水型为碳酸氢钠型。

1.2.7温度压力杜古潜山油藏原始地层压力约为22.8MPa，饱和压力为9.61MPa，原始压力系数为1.003。

裂缝内驱替速度对渗吸效果的影响

裂缝内驱替速度对渗吸效果的影响通过改变裂缝内驱替速度(0~60.0mL/h),对低渗透岩心进行动态渗吸实验,实验结果见图3。

当驱替速度为0时裂缝岩心完全自发渗吸。

将切割好裂缝的岩心垂直放入装有水的容器中,由于毛细管力的作用,水渗吸入基质中将油替换出来,在浮力的作用下油自动从裂缝中部浮到岩心上端部,最后浮到容器顶部。

由图3a可知,完全由毛细管力作用(驱替速度为0)时,渗吸效率最低,仅为4.9%。

仅渗吸效率高,而且渗吸速度快。

当驱替速度加快时,裂缝中的水还没有与基质中的油产生交渗流动就被驱替出来,导致渗吸效率低,渗吸速度慢。

3.2基质润湿性对渗吸效果的影响由图1所示,裂缝油藏动态渗吸是在毛细管力与黏性力共同作用下产生的。

在毛细管力的作用下水渗吸到基质中,将基质中的油替换出来,替换出来的油在黏性力作用下沿着裂缝从进口流到出口。

当岩石表现为亲水时,毛细管力为驱动力。

当岩石表现为亲油时,毛细管力为阻力。

由于露头岩心强亲水,研究不同润湿性对渗吸效果的影响时,需要改变油藏岩石的润湿性。

通过硅油加石油醚对露头岩心进行处理,改变岩石的润湿性,具体方法与步骤见文献[19]。

不同润湿性裂缝岩心的渗吸实验方法与驱替速度对渗吸效果影响的实验方法相同。

进行动态渗吸实验时,固定围压为15MPa,驱替速度为6.0mL/h,实验结果见图4。

强亲水岩心的渗吸效率最高,为32.2%,弱亲水岩心渗吸效率次之,中性岩心的渗吸效率最低,为2.9%,亲油岩心的渗吸效率为12.9%。

由于亲油岩心的水湿指数较高,为0.09,表现为吸水排油能力较强;而中性露头岩心的水湿指数较低,为0.01,吸水排油能力较弱,导致渗吸效率最低。

由图4b可见,强水湿岩心不仅渗吸效率高而且渗吸速度快。

由于毛细管力与接触角的余弦成正比,接触角越小,岩心表现为亲水,毛细管力越大,吸水排油能力越强,渗吸效率越高,因此对于润湿性为亲水和弱亲水的低渗透油藏,采用动态渗吸的方法有利于提高采收率。

《2024年裂缝性特低渗透油藏物理模拟实验方法及其应用》范文

《裂缝性特低滲透油藏物理模拟实验方法及其应用》篇一裂缝性特低渗透油藏物理模拟实验方法及其应用一、引言随着全球能源需求的不断增长，特低渗透油藏的开发利用逐渐成为石油工业的焦点。

其中，裂缝性特低渗透油藏因其独特的储层结构和渗流特性，对开发技术和方法提出了更高的要求。

物理模拟实验作为研究此类油藏的有效手段，能够为实际生产提供有力的技术支持。

本文将介绍裂缝性特低渗透油藏物理模拟实验的方法，并探讨其在实践中的应用。

二、实验原理物理模拟实验以实际地质条件为基础，通过对油藏储层结构和流体的特性进行简化与再现，对油气开采过程中的各种现象进行观测和分析。

其核心思想是通过物理模拟方法模拟储层内部的多尺度孔隙结构和复杂的流动过程，揭示特低渗透油藏的渗流规律。

三、实验方法（一）实验设备裂缝性特低渗透油藏物理模拟实验需要使用专门的物理模拟设备，包括模拟储层、流体注入系统、压力测量系统等。

其中，模拟储层应能够模拟实际储层的孔隙结构、裂缝分布等特性。

（二）实验步骤1. 准备实验样品：根据实际储层条件制备相应的实验样品，如模拟岩心等。

2. 建立实验装置：搭建物理模拟设备，设置相关参数，如压力、温度等。

3. 注入流体：通过流体注入系统向模拟储层注入原油或其他流体。

4. 观测记录：通过压力测量系统等设备观测并记录实验过程中的各种数据。

5. 数据分析：对收集到的数据进行处理和分析，得出结论。

四、应用实例以某裂缝性特低渗透油藏为例，采用物理模拟实验方法对储层特性和流体流动规律进行了研究。

首先，通过物理模拟设备建立与实际储层相似的物理模型；然后，向模型中注入原油，观测其渗流过程；最后，通过压力测量等手段收集数据，分析得出该油藏的渗流规律和开发策略。

根据实验结果，优化了开采方案，提高了采收率。

五、结论与展望裂缝性特低渗透油藏物理模拟实验方法为研究此类油藏提供了有效的手段。

通过物理模拟实验，可以更准确地了解储层的特性和流体的流动规律，为实际生产提供有力的技术支持。

变质岩裂缝性潜山油藏注气提高采收率研究

变质岩裂缝性潜山油藏注气提高采收率研究杜建芬;李家燕;郭平;杨素云【摘要】X油藏是变质岩裂缝性潜山油藏,岩性复杂,含油幅度高,受裂缝发育影响,储层非均质性强,可借鉴的经验少,为保持高产稳产,采用合理的人工能量补充方式,迫切需要研究注气提高采收率的可行性.该文用网状缝制造技术对天然岩心造缝后在模拟地层温度108.5 ℃、地层压力34.47 MPa下,开展了纵向顶部气驱、底部水驱和水平衰竭长岩心驱替实验研究.结果表明,纵向顶部气驱油效率最高,驱油效率为73.88%;水平衰竭驱替次之,为56.01%;纵向底部水驱油效率最低,为54.65%,说明该油藏比较适合顶部伴生气驱或干气驱.【期刊名称】《石油实验地质》【年(卷),期】2010(032)005【总页数】4页(P509-512)【关键词】变质岩;长岩心实验;注气提高采收率;裂缝性潜山油藏【作者】杜建芬;李家燕;郭平;杨素云【作者单位】西南石油大学,石油工程学院,成都,610500;西南石油大学,石油工程学院,成都,610500;西南石油大学,石油工程学院,成都,610500;辽河油田分公司,长城煤层气开发公司,辽宁,盘锦,124000【正文语种】中文【中图分类】TE341在我国近年来发现的油藏中，关于变质岩潜山油藏的相关报道还比较少，如何提高此种油藏的采收率已成为当务之急[1-2]。

变质岩储层属特殊储层，变质程度深，受裂缝发育影响，储层非均质性强[3-4]。

X油藏是变质岩裂缝性潜山油藏[5]，岩性复杂，含油幅度高，可借鉴的经验少，为保持高产稳产，采用合理的人工能量补充方式，迫切需要研究注气提高采收率可行性[6-7]。

由于气具有易流动、降粘、体积膨胀、扩散、降低界面张力等作用[8]，如果压力高时还有可能达到混相驱，因此注气应用于此类油藏应该有优势[9]。

为此，在室内开展一系列长岩心驱替实验研究，分析各种驱替方式的驱油效率，从而验证注气驱的可行性。

1 实验条件岩心驱替实验是在华宝HBCD-70高温高压长岩心驱替装置上完成的，其实验测试流程见图1。

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程为非混相驱。由于裂缝的收缩性远大干基质，衰竭采出的原油可以看作是裂缝的贡献。同时，由于基质与裂缝之间的
渗透率相差极大，因此在初期的驱替过程中，裂缝中的原油可以被完全驱出。结合以上分析，可以由最终实验结果得出基
质与裂缝系统各自对采收率的贡献。关键词：基质与裂缝；最小混相压力；长岩心实验；贡献率中图分类号：ＴＥ３１１文献标识码：Ａ
Ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔａｌｒｅｓｅａｒｃｈｏｆｇａｓｉｎｊｅｃｔｉｏｎｄｉｓｐｌａｃｅｍｅｎｔｍｅｃｈａｎｉｓｍａｎｄｅｉｃｆｉｅｎｃｙｉｎｔｈｅ
ｔｈｔａｔｈｅｗｈｏｌｅｐｒｏｃｅｄｕｒｅｉｓｉｍｍｉｓｃｉｂｌｅｄｉｓｐｌａｃｅｍｅｎｔ．Ｃｏｎｔｒａｃｔｉｌｉｔｙｏｆｆｒａｃｔｕｒｅｓｉｓｍｕｃｈｌａｒｇｅｒｔｈａｎｍａｔｒｉｘ，ｔｈｕｓｔｈｅｏｉｌｒｅｃｏｖｅｒｙ
（西南石油大学，四川成都６１０５００）
摘要：采用物理模拟实验的方法，做注气膨胀实验，评价天然气在原油中的溶解性。通过数模和细管实验，确定目前地层
压力和温度下的最小混相压力。开展双重介质变质岩油藏顶部注天然气，底部注水长岩心驱替实验（岩心夹持器呈３Ｏ。倾斜），得出了裂缝和基质分别对采收率的贡献。驱替压力２５．６ＭＰａ和３８．６ＭＰａ，均小于最小混相压力，实验中天然气驱替过
ｅｘｐｅｉｍｅｒｎｔｏｎｔｈｅｄｏｕｂｌｅｍｅｄｉｕｍｍｅｔａｍｏｒｐｈｉｃｒｅｓｅｒｖｏｉｒｒｏｃｋｃｏｒｅｓｉｓｃｏｎｄｕｃｔｅｄｔｏｇｅｔｔｈｅｒｅｃｏｖｅｒｙｏｆｔｈｅｃｏｎｔｉｒｂｕｔｉｏｎｆｒｏｍｔｈｅ
ｆｒａｃｔｕｒｅｄｍｅｔａｍｏｒｐｈｉｃｒｏｃｋｒｅｓｅｒｖｏｉｒ
ＬｉｎＲｅｎｙｉ，ＳｕｎＬｅｉ，ＬｉａｎｇＹｕａｎｄＨｕａｎｇＫｕｎ
（ＳｏｕｔｈｗｅｓｔＰｅｔｒｏｌｅｕｍＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙ，Ｃｈｅｎｇｄｕ，Ｓｉｃｈｕａｎ６１０５００，Ｃｈｉｎａ）
油气藏评价与开发
第５卷第２期
ＲＥＳＥＲＶＯＩＲＥＶＡＬＵＡＴＩＯＮＡＮＤＤＥＶＥＬＯＰＭＥＮＴ２０１５年４月
裂缝型变质岩油藏注气驱机理及驱替效率实验研究
林仁义，孙雷，梁宇，黄垄
ｍａｔｉｒｘａｎｄｆｒａｃｔｕｒｅｓｒｅｓｐｅｃｔｉｖｅｌｙ，ｉｎｃｌｕｄｉｎｇｎａｔｕｒｌａｇａｓｉｎｊｅｃｔｉｏｎｏｎｔｈｅｔｏｐａｎｄｗａｔｅｒｉｎｊｅｃｔｉｏｎａｔｔｈｅｂｏｔｔｏｍｏｆｔｈｅｌｏｎｇｃｏｒｅ（ｔｈｅ
ｃｏｒｅｈｏｌｄｅｒｉｓ３０。ｔｏｔｈｅｈｏｉｒｚｏｎｔａｌｄｉｒｅｃｔｉｏｎ）．Ｔｈｅｄｉｓｐｌａｃｅｍｅｎｔｐｒｅｓｓｕｒｅｉｓ２５．６ＭＰａａｎｄ３８．６ＭＰａ，ｌｏｗｅｒｔｈａｎｈｅｔＭＭＰ，ｍｅａｎｉｎｇ