合水地区长6油层微观渗流特征及驱油效率影响因素研究

对鄂尔多斯盆地合水地区长6油层组超低渗透储层的微观渗流特征及驱油效率影响因素进行深入研究,为提高采收率提供了科学依据。研究以真实砂岩微观模型渗流实验为主要手段,结合铸体薄片、扫描电镜、压汞等方法对孔隙结构、岩石类型等进行测试。研究表明,研究区长6油层的渗流特征以网状驱替和均匀驱替为主,指状驱替甚少;不同的驱替类型对应不同的最终驱油效率,均匀驱替模型最终驱油效率最高,指状驱替模型最低。储层物性中渗透率是影响驱油效率的主要因素,孔隙度次之;适当地提高驱替压力能够有效地提高驱油效率;提高注水体积倍数也能适当地提高驱油效率;非均质性对驱油效率也有一定的影响。     

鄂尔多斯盆地长7油层微观渗流特征及其影响因素研究——以胡尖山油田安83区为例

鄂尔多斯盆地长7油层是近期才发现的新层系,对长7的认识还很匮乏,关于鄂尔多斯盆地长7油层微观油水渗流特征及其影响因素认识仍是空白。以胡尖山油田安83区长7油藏为例,通过真实砂岩模型对长7储层进行了微观渗流特征实验研究,为油田有效开发提供科学依据。研究结果表明,研究区长7油层微观油水两相驱替类型主要为非均匀驱替,均匀驱替后的含油饱和度和水驱油效率高出非均匀驱替类型10%以上;两相驱替中的绕流是形成簇状束缚水和簇状残余油的主要原因;储层孔隙结构的非均质性和驱替压力是影响微观水驱油效率的主要因素。     

特低-超低渗透砂岩储层微观水驱油特征及影响因素:以鄂尔多斯盆地马岭油田长8_1储层为例

为了更加深入地探究特低-超低渗透储层油水的微观流动特征及其表现出差异性的因素,以马岭油田长8_1储层为代表,对典型样品进行了微观渗流实验,并结合物性、铸体薄片、扫描电镜、恒速压汞及核磁共振等多种实验测试结果对储层流体的微观驱替机理及导致驱油效率高低不同的因素进行了研究。结果表明:研究区块长8_1油藏按微观渗流通道类型可分为溶孔-粒间孔型、溶孔型、微孔型3类,其驱油效率逐类降低,不同微观渗流通道类型样品的渗流特征表现出较大的差异性,其中溶孔-粒间孔型样品平均驱油体积为0.010 cm~3,最终平均驱油效率高达45.60%,驱替效果最为理想。储层微观条件中,喉道半径大小及分布状况对驱油效率的大小起决定性的作用,物性和可动流体饱和度两者对驱油效率的大小均具有较低程度的控制作用;外部实验条件中,对驱油效率产生较大控制作用的为注入水体积倍数和驱替压力。因此,在油藏实际水驱采油过程中应当采用较为合理的注水压力和注入水体积倍数。     

超低渗储层微观孔隙结构及剩余油分布特征——以吴起油田白豹地区长4+5为例

储层的微观孔隙结构定性定量表征可以为油藏后期高效开发奠定地质基础。本次研究利用铸体薄片、扫描电镜、高压压汞等实验手段,对吴起油田白豹地区长4+5超低渗储层的微观孔隙结构进行表征,并建立起研究区孔隙结构划分标准。在此基础上,制作真实砂岩模型,通过油水两相渗流实验反映孔隙结构好坏,通过微观可视化油水驱替实验对不同孔隙结构水驱后微观剩余油存在类型及成因进行分析。结果表明：Ⅰ类孔隙结构组合类型为粒间孔-溶孔,油水两相渗流特征最好,水驱后微观剩余油主要以小面积连片簇状形式存在,驱油效率为35%;Ⅱ类孔隙结构组合类型为溶孔-残余粒间孔,油水两相渗流特征接近Ⅰ类,储渗能力及水驱效果最好,驱油效率为43%,水驱后微观剩余油主要以簇状、环状形式存在;Ⅲ类孔隙结构组合类型为晶间孔-溶孔,其物性最差,油水两相渗流特征最差,驱油效率仅为21%,水驱后微观剩余油以连片簇状形式存在。研究区成岩作用及孔隙中的填隙物含量主要影响孔隙结构发育,从而影响不同孔隙结构在水驱过后的微观剩余油分布。     

低渗透油藏微观渗流特征及影响因素研究:以鄂尔多斯盆地姬塬地区长6油层组为例

通过微观砂岩模型对鄂尔多斯盆地姬塬地区长6油层组微观渗流特征进行了研究,并结合铸体薄片、扫描电镜、恒速压汞等对物性、孔喉等与驱油效率之间的关系进行了分析。结果表明,研究区长6油层组渗流分为指状渗流、网状渗流和均匀状渗流,研究区岩石可分为剩余粒间孔型、溶孔型和溶孔-剩余粒间孔型3种,不同类型岩石渗流特征不同,其驱油效率也不同。溶孔-剩余粒间孔型岩石驱油效率高,溶孔型岩石驱油效率低。非均质性是影响驱油效率的主要内部因素,物性、孔喉等对驱油效率的影响较弱。外部因素中注水压力和注入水倍数对驱油效率影响大,相比于注入水倍数,提高注水压力对提高驱油效率效果更好。     

X-CT扫描成像技术在特低渗透储层微观孔隙结构及渗流机理研究中的应用--以西峰油田庄19井区长82储层为例

鄂尔多斯盆地上三叠统延长组河流-湖泊三角洲相砂岩储层物性受沉积--埋藏--成岩等因素控制.特低渗透储层具有其独特的微观孔隙结构和渗流机理.应用X-CT扫描成像实验技术进行砂岩岩心微观孔隙结构水驱油驱替实验,通过CT扫描切片图像观察分析了注入水微观驱替渗流机理及不同注入压力下的水驱油效率变化分布规律(实验岩心的水驱油效率最高为62%,最低为42%,平均为51. 6%),定量评价了储层微观孔隙结构特征.实验表明低孔、低渗和储层微观双重孔隙结构是造成注入水启动压力、水驱油效率差异大的根本原因;而较强的微观孔隙结构非均质性,是造成注入水波及效率不高、水驱油效率较低的主要原因.     

特低渗储层渗流特征及影响因素——以安塞油田长10储层为例

通过岩心观察、测井及各类分析测试资料,对安塞油田长10储层岩石学、储层物性等特征以及储层渗流特征进行研究。结果表明:长10储层砂岩主要岩石类型为长石砂岩和岩屑长石砂岩,岩石的分选中等到好,磨圆度为次棱角状,胶结类型以孔隙、孔隙—薄膜为主;长10储层孔隙度平均值为10.51%;渗透率平均值为0.39×10-3μm2,属典型的低孔-特低渗储层。长10储层无水期驱油效率平均值为19.12%;含水95%时的驱油效率平均值为34.87%,含水98%时的驱油效率平均值为39.56%,最终驱油效率平均值为42.66%。可动流体饱和度平均值为29.07,可动流体孔隙度平均值为2.85%,可动流体参数主要受物性、孔隙发育程度、粘土矿物含量及其赋存状态和孔喉特征参数的共同影响。     

超低渗透储层孔隙结构对渗流特征的影响

为认识特低渗透储层成岩相分布以及微观渗流特性,尤其是孔隙结构对岩石渗流能力的控制作用,以合水地区长6层为研究对象,利用油水相渗、真实砂岩微观水驱油、核磁共振等实验,分析了不同成岩相储层的渗流特征,并结合恒速压汞、高压压汞实验测试结果及产油能力,探讨了不同成岩相孔隙结构与渗流规律的内在联系。结果表明,储层岩石孔隙中的油能否被驱出主要取决于连通孔隙的喉道参数,优势成岩相储层孔喉半径及有效喉道体积大,流体易于流动,驱油效率高;孔喉半径比大、孔喉分布范围窄、孔隙结构非均质性强是不利成岩相储层渗流能力差和驱油效率低的主要原因。     

西峰油田长8储层微观孔隙结构非均质性与渗流机理实验

为深入剖析超低渗储层微观孔隙结构非均质性对渗流机理的影响程度,选取鄂尔多斯盆地西峰油田长8储层有代表性的样品进行了真实砂岩微观模型水驱油和CT扫描水驱油驱替实验。通过真实砂岩微观模型水驱油实验发现,对于没有微裂缝存在的岩样,水驱油效果往往与渗透率成正比关系,而微裂缝的存在使得微观孔隙结构非均质性显得更加突出,渗流机理将完全改变,从而水驱油效果也表现出较大的差异。CT扫描水驱油驱替实验结果也表明,微裂缝的存在明显增加了孔喉微观非均质程度,使得水驱效果变差。而环压对具有双重孔隙介质储层的注水效果会产生较大影响。可见对于超低渗储层,微观孔隙结构非均质性是造成注入水波及效率不高、水驱油效果差的主要原因。     

鄂尔多斯盆地西峰油田长81储层微观孔隙结构特征及其对水驱油特征的影响

针对鄂尔多斯盆地西峰油田长81储层孔隙结构非均质性强、含水上升快、注水压力较高等问题,应用粒度、物性、X射线衍射、铸体薄片、扫描电镜、常规压汞、真实砂岩微观水驱油模型等实验资料,探讨了储层微观孔隙结构特征及其与水驱油效率的关系。根据毛管压力曲线特征形态及相应参数的分析,将长81储层孔隙结构分为A类、B类、C类、D类4种类型。研究表明,4种类型的孔隙结构对应的储集空间不同,水驱油路径和驱油效率具有明显的差异。喉道半径大小及分布形态是影响水驱油效率的关键;渗透率和孔隙度越高驱油效率越高。同时,储层岩石孔隙结构越好,水驱油效率也越高。综合分析表明,应用微观孔隙结构特征与水驱油效率的关系为寻找相对优势储层和提高油藏认识提供了可靠依据。     

三角洲前缘厚层砂岩孔隙结构及微观渗流特征——以吴仓堡地区长6储层为例

依据薄片、压汞、扫描电镜、物性分析及油水驱替实验资料,对吴仓堡地区三角洲前缘亚相长6厚层砂岩储层的岩石学特征、孔渗特征、孔隙结构特征、成岩作用、微观渗流特征等进行深入研究,分析影响储层储集性能的主控因素。结果表明,受东北物源控制的长6厚层砂岩储层具有成分成熟度中等、结构成熟度较好的特点,储集空间主要为残余粒间孔和粒间溶孔、粒内溶孔,为典型中低孔、特低渗储集层;储层储集性能主要受沉积微相和成岩作用控制。对储层发育影响最大的成岩期位于中成岩A期,中等压实－粘土膜胶结残余粒间孔发育成岩相和弱压实-残余粒间孔+溶蚀孔隙发育成岩相是最有利储层发育的成岩相带。根据微观渗流特征,可划分出4种驱油类型,微观孔隙结构比宏观物性更能反映储层的本质特征。     

马岭油田南二区延9油藏注水开发储集层特征变化研究

为了解马岭油田南二区延9油藏长期注水后储层特征的变化及产生机理,通过室内物理模拟实验方法,结合矿场2口检查井取心分析结果,研究了注水前后储层物性、孔喉特征和渗流特征的变化。结果表明:长期注水后,由于注入水对储层的作用主要集中在孔隙的喉道部分,储层渗透率明显增大,孔隙度增加较小;储层物性的增加主要与水洗后粘土矿物含量的降低、水洗程度、储层初始渗透率大小和裂缝的开启有关,其中裂缝开启对储层物性的影响最显著;水洗后储层岩石表面油膜脱落,岩石润湿性由亲油性变为亲水性。以上综合作用的结果使油水两相流动能力增强、两相区范围变宽,水驱油效率增大。可见马岭油田南二区延9油藏注水开发中储层的变化有利于油田开发。     

利用微观水驱油模型实验对储层进行流动单元的划分

采用微观水驱油模型实验测得西峰油田庄19井区长82储层26块样品的渗透率、水驱前含油饱和度以及在不同注入倍数、不同注入压力下的剩余油饱和度和驱油效率,以此参数为基础,应用统计分析软件SPSS将样品划分为E类、G类和M类3类流动单元。结合试验动态观察和数据分析,不同流动单元类型有着不同的渗流通道、驱替方式、驱油效率以及压力对驱油效率的作用。     

基于砂岩微观孔隙模型的水驱油效果研究——以张天渠油田长2油层为例

应用砂岩微观孔隙模型驱替实验技术,首次研究了张天渠油田长2油层在注水开发过程中的水驱油微观机理、孔隙结构与水驱油效率的关系。通过不同驱替压力、注入水倍数下的水驱油效率驱替实验证明油层孔隙结构的非均质性直接影响水驱油效果。分析了不同渗透率砂岩模型的驱替压力、注入倍数与驱油效率之间的相互关系以及残余水、残余油的分布特征,认为非活塞式驱油、绕流、卡断是残余油形成的主要原因。该实验研究为科学、合理地制定油田注采方案、提高水驱油效率提供了可借鉴的理论依据。     

苏北盆地沙埝油田阜三段储层微观特征及其与驱油效率的关系

在对沙埝油田阜三段储层微观特征进行研究的基础上,利用真实砂岩微观模型水驱油实验得到驱油效率,探讨了物性和孔隙结构特征对驱油效率的影响,解释实验中出现渗透率相近的样品驱油效率却相差较大的特殊现象,并对退汞效率作为驱油效率的准确性进行分析。结果表明,储层岩石碎屑颗粒粒度细、分选较差、填隙物含量高,且经历了较强的压实作用,是造成孔隙喉道细小、非均质性较强的主要原因;驱油效率随物性变好、喉道变大而提高,但其与喉道分选性的关系较为复杂,大喉道一方面加剧了喉道间的非均质性,另一方面则提供了孔隙间良好的连通通道,分选较好的小喉道则保证了注入水的均匀推进;驱油效率主要受物性与最大连通喉道控制;真实砂岩微观模型水驱油实验所得的驱油效率与压汞实验所得的退汞效率相关性较好,但在低值区存在一定差异。     

低渗-特低渗油藏渗流特征及影响因素:以鄂尔多斯盆地安塞油田侯市-杏河地区长6油藏为例

安塞油田侯氏-杏河地区长6油藏属于低渗-特低渗油藏,针对导致该油藏注水开发过程中一系列问题的复杂多变的渗流特征,利用油水相渗实验与核磁共振实验,通过分析曲线特征与重要渗流参数分布将研究区油藏储层分为3类,并结合物性测试、恒速压汞、X衍射等实验结果,分析物性、孔喉结构、黏土矿物以及注水方式对渗流特征的影响。结果表明:3类油藏的渗流参数依次变差,渗流能力减弱;束缚水饱和度受黏土矿物含量的影响程度较大;驱油效率与渗透率和喉道半径呈正相关,与孔喉半径比呈负相关,且受微观均质程度以及注入压力以及注入水体积影响;可动流体饱和度随渗透率的增大而增大,主要受控于孔隙与喉道分布及二者的空间配置关系。从好到差的3类油藏对应的初期产量、稳产周期依次降低。储层因素通过影响渗流特征,进而对开发特征产生影响。     

特低渗储层不同成岩相孔隙结构对渗流特征的影响——以姬塬油田长2层为例

利用压汞实验、铸体薄片、扫描电镜和油水相渗试验获得的各类特征参数,分析不同成岩相储层油水两相的相互干扰特征,探讨对比两相流体共渗时储集空间、孔喉网络类型以及产量递减等方面的差异,实现流体在特低渗层内渗流规律的定量表征,并结合产油能力,着重探讨孔隙结构对渗流特征的影响。结果表明:储层岩石孔隙中的油能否被驱出主要取决于喉道参数,物性越好的储层,喉道半径越大,残余油饱和度越高。油驱水过程中,油相开始流动时连续相临界饱和度的大小与该驱替压力下油相可以进入的孔隙和喉道体积有关,尤其是喉道体积。孔、喉间差异越小,分选、分布越均匀,非均质越弱,岩石渗流能力越强,水驱效率越高。     

三重介质储渗系统与水驱油机理探讨——以塔河油田为例

探讨了塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏三重介质储渗系统的识别，划分和与之相对应的水驱油机理，具有高孔低渗特征的岩块系统主要靠自吸排油方式水驱油，在驱替压力和重力作用下，高孔高渗特征的洞穴系统水驱油近乎均匀推进，低孔高渗特征的裂缝系统水驱油易发生指进和突进。     

渤海湾盆地垦利L油田古近系沙三上段优质储层物性控制因素

为明确渤海湾盆地莱州湾凹陷垦利L油田古近系沙三上段储层物性特征及影响因素,综合利用铸体薄片、扫描电镜、X衍射、孔渗测试、地层测试等多种分析测试手段,结合区域构造背景、沉积体系等相关研究成果,探讨了沙三上段储层物性控制因素,并在油田注水开发中开展了应用。研究结果表明：沙三上段储层平均孔隙度为28.9%,平均渗透率为762.7×10^-3 μm²,属于高孔高渗储层,储集空间以原生粒间孔为主,可见次生粒间孔和铸模孔,微裂缝发育;微裂缝平均宽度为180 μm,微裂缝的存在提供了高效渗流通道,使地层孔渗测试结果明显优于岩心测试数据;优质储层的分布主要受体系域、断裂活动和埋藏作用的影响,水进体系域厚层净砂岩是形成优质储层的物质基础,微裂缝发育提高了渗流能力,快速埋藏减缓了储层孔隙水的排出和储层物性的降低。根据优质储层发育特征及生产动态资料,优化水井分层配注,降低平面及纵向上水驱不均,实现了油田均衡驱替。     

CO2驱微观可视化技术在超低渗储层中的应用可行性研究:以鄂尔多斯盆地为例

CO₂驱油是提高特低渗、超低渗油藏驱油效率的重要途径,但目前由于匮乏CO₂驱油微观可视化实验技术,制约了CO₂驱油微观机理研究及驱油效果评价。本研究提出特低、超低渗油藏高温高压下CO₂驱油微观可视化实验技术,为该类油藏CO₂驱油机理研究提供良好的研究手段。以鄂尔多斯盆地超低渗储层为例,利用首次研制成功的高温、高压、防暴真实砂岩模型,成功进行了CO₂驱油微观可视化实验研究,首次镜下观察不同相态CO₂在超低渗储层复杂孔喉中驱替原油的动态现象,重新认识超低渗油藏注CO₂驱油时不同孔喉结构中CO₂赋存状态和渗流规律。结果表明,储层微观孔喉结构,尤其是孔喉大小分布的均匀程度,对CO₂驱油效率的重要影响超出预期,直接决定着CO₂能否进入储层以及其后的渗流路径。CO₂驱油微观可视化实验技术可有效进行CO₂驱油微观机理研究及驱油效果评价研究,并为后期进行油藏矿场试验提供指导意见。