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。     

应用压力感知胶片测定岩石连通空隙的分布

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.     

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。     

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。     

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。     

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。     

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。     

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。     

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。     

姬塬地区低渗砂岩储层微观非均质性表征

为表征鄂尔多斯盆地低渗储层的微观非均质性,采用铸体薄片、扫描电镜、压汞等测试手段,研究姬塬地区低渗砂岩储层微观非均质性特征及影响因素,并结合多参数模糊聚类分析,将储层微观非均质性划分为较弱、中等和较强3类.通过真实砂岩模型水驱油实验,刻画了3类不同非均质程度模型的流体运动及水驱前缘形态的差异性.室内测试分析研究、地质学定量统计分类及真实砂岩模型水驱油实验相结合的综合研究方法,真实反映低渗储层微观非均质性,对同类储层研究具借鉴意义.     

单砂体高部位油水倒置分布的成因机制

成藏地质条件的复杂多变控制了油水分布的复杂性和多样性,尤其是在低渗透油藏中。断层圈闭油藏和岩性油藏中存在一种类似的油水倒置分布样式,即由单砂体高部位向低部位,依次为水层、含油水层、油水同层、油层、油水同层、含油水层、水层。通过分析两种油藏类型中低渗透砂体储层高部位油水倒置的控制因素,探讨了油水倒置的两种成因机制。分析结果表明,断层圈闭为主的油藏中,造成油水倒置的主要原因是断层封闭性的历史性差异,其次是储集层物性和渗透率级差;而上倾尖灭砂体岩性油藏中,造成油水倒置的主要因素是储集层物性及其变化,尤其是储层层内非均质性。同时,分析结果进一步表明,油水倒置系统中,存在低电阻率油层。     

松辽盆地南部腰英台油田低阻油层的成因及识别

低电阻率油气层是一类电性上比较特殊的油气层,由于在测井结果中不易与水层区分,故被作为一类重要而特殊的油层进行研究。腰英台油田青山口组油层是低电阻率油层,作者分别在勘探和开发阶段通过地质和地球物理方法对其进行了深入的研究。结果表明,引起腰英台油田青山口组低阻油层的主要因素是岩性、岩石结构和地层,直接原因是:存在储层砂岩颗粒细、粘土含量高、孔隙结构复杂引起的高束缚水;较为富集的分散状黄铁矿在油层中形成电子导电网络降低了油层的电阻率;油层中砂泥岩薄互层中的泥岩夹层抑制了砂岩层感应测井响应。对低阻油层的判断可能由于各地区地质特征的不同而采用的方法有所不同;青山口组低阻油层主要是通过地质试验技术、可动水饱和度、自组织特征映射等方法确认的。     

致密砂岩储层与常规砂岩储层成藏动力学特征的差异性:以松辽盆地北部三肇地区扶余油层砂岩储层为例

为了研究三肇地区扶余油层砂岩储层特征,采用三维CT扫描技术和恒速压汞技术,对储层微观孔喉结构特征进行表征。结果表明,常规砂岩储层的孔喉大量发育,连通性好,为微米级孔喉。致密砂岩储层孔喉非均质性强,孤立零散分布,连通性差,以纳米级孔喉为主。微观孔喉特征的差异决定了油气充注、运移、聚集及渗流机理等成藏动力学特征具有差异性。通过对该区扶余油层砂岩储层的高压压汞实验、浮力与毛细管阻力公式计算及岩芯流动实验进行分析,认为油气在常规砂岩储层中初次运移动力是超压,二次运移及聚集的主要动力是浮力,油气以侧向运移为主,断层和砂体的匹配是主要的运移通道,流体流动状态呈达西渗流规律;油气在致密砂岩储层中运移动力为超压,油气以垂向运移为主,流体呈低速非达西渗流现象,以活塞-推挤的方式聚集。由于常规和致密油藏成藏动力学特征的差异,决定了油藏地质特征及分布的差异。三肇地区常规油藏主要是远距离、构造高部位聚集,上油下水规律明显,受构造控制;致密油藏主要是近距离、源下聚集,"甜点区"富集,圈闭边界不明显。     

深水砂质碎屑流沉积:概念、沉积过程与沉积特征

在总结国内外相关文献的基础上,对砂质碎屑流的相关概念、沉积动力学过程及沉积特征进行系统梳理,并对争议问题进行了讨论。砂质碎屑流是一种富砂质具塑性流变性质的宾汉塑性流体,代表一个从黏性至非黏性碎屑流连续系列,具有中—高碎屑浓度(体积浓度25%～95%)、较低的泥质含量(体积浓度可低至0. 5%)、湍流不发育。其沉积物以块状砂岩、含碎屑逆粒序砂岩沉积为代表,局部可见滑动剪切构造和液化漩涡构造。砂质碎屑流的形成多经历滑动→滑塌→砂质碎屑流→浊流的有序演化过程;滑水作用和基底剪切润湿作用是克服砂质碎屑流与基底剪切摩擦拖拽的重要机制,流体强度则是克服上覆环境水体混入稀释的重要原因;砂质碎屑流头部和边部优先固结沉积,进而控制流体整体沉降。砂质碎屑流是形成深水块状砂岩的主要原因之一,砂质碎屑流在相对低流体效率的深水重力流沉积环境广泛发育。     

安塞油田坪桥区、王窑区长6油层储层特征及驱油效率分析

分别在坪桥、王窑二区块取芯后制作了真实砂岩微观孔隙模型,并利用该模型在室内进行了油水两相渗流试验。结果表明王窑区长 6油层的驱油效率 (40 34 % )高于坪桥区 (30 48% )。分析认为二区块孔隙结构的差异,特别是孔隙结构微观非均质性的差异是造成它们驱油效率差距悬殊的根本原因。     

Numerical modelling of the dynamic process of oil displacement by water in sandstone reservoirs with random pore structures

In order to maintain the production rate of a reservoir and improve the displacement efficiency, it is crucial to have an in-depth understanding of the process of oil displacement by water. However, with respect to the conceptualization of porous media of a reservoir, very limited efforts have been made to the pore structures inside the reservoirs. In this paper, the pore structures of a sandstone reservoir were generated by using the method of random growth algorithm. Based on the randomly generated model, a theoretical model to describe the dynamic process of oil displacement by water in the sandstone reservoir was established, and then corresponding numerical modelling was performed. The effects of the displacement velocity, the viscosity ratio of oil-water phase and the porosity of reservoirs on the displacement performance were also analyzed. Results show that due to a great difference in the viscosity between oil and water phases, the moving interface of water phase is not uniform, and the viscous fingering occurs, tending to proceed along the direction with the minimum flow resistance. There is not a linear relationship between the displacement velocity and the displacement efficiency. Too high displacement velocities do not lead to much better displacement efficiency, while a higher pressure drop is caused.Choosing a proper displacement velocity is indispensable in practical engineering. A lower oil-water viscosity ratio is more favorable to obtain high displacement efficiency. Under the present simulation conditions, when the viscosity ratio is 1.2, the displacement efficiency reaches 96.2% at a moderate Reynolds number. The porosity is not a sole factor determining the displacement performance. Even for the same porosity, the shape and length of preferential flow paths are different and randomly distributed,causing a different displacement performance. A large tortuosity tends to result in a low hydraulic conductivity and displacement efficiency.     

库车坳陷迪那2构造油气运聚模拟实验

为了研究油气运聚过程, 以迪那2构造为地质模型, 在构造特征、储盖组合、油气来源分析的基础上建立油气运聚过程物理模拟的二维实验模型.通过模拟实验, 揭示: (1)断层是迪那2构造中油气运移的主要通道; (2)泄压区是油气运移的有利指向区; (3)毛管力及浮力在渗透性相近的砂岩中起重要作用; (4)油气总是选择优势通道运移, 在沿断层运移的同时, 也向两侧砂体中扩散; (5)油驱水之后的气驱油运移通道具有继承性的特点.      

微生物矿化作用改善不同孔隙砂岩抗冻融特性试验研究

砂岩是地质遗迹和石质文物最为常见的岩石类型,冻融循环导致的风化劣化是引起其发生地质灾害的主要原因。降渗加固是解决该问题的根本途径。文章引入国际上新型的岩土体加固技术—微生物诱导碳酸钙沉淀（MICP）,以中粒砂岩和微粒砂岩为例,通过开展MICP处理和冻融循环试验,研究其改善不同孔隙砂岩抗冻融特性的可行性,分析其改善机理。研究结果表明：（1）MICP作用能显著提高两类砂岩的抗冻融特性,主要改善机理是MICP过程生成的碳酸钙不仅填充了岩石孔隙,减小了孔隙水的体积和冻融损伤作用力,同时也加强了岩石颗粒之间的胶结强度,但孔隙因素对该过程有一定影响;（2）3轮次MICP处理后的岩样在冻融循环40次后未见明显表观破坏,而未经处理的岩样当冻融循环达到40轮次时在棱角处出现局部表观破坏且中粒砂岩破坏程度略大于微粒砂岩;（3）40轮次冻融循环作用后,中粒砂岩和微粒砂岩岩样孔隙率增加率从17.0%和14.8%降低到了4.4%和6.3%,质量损失率从0.22%和0.14%下降到了0.04%和0.02%,吸水率从6.8%和4.4%减小到了0.75%和1.5%,波速降低率从18.5%和12.4%降低到了7.3%和3.8%;（4）由于中粒砂岩孔隙大于微粒砂岩,其碳酸钙沉淀效率更高,有效处理深度更深,表层孔隙间距更大,从而在进行相同轮次MICP处理时,其孔隙率降低率、吸水率降低率、质量增长率、波速增长率均较大。     

陕北志丹油田樊川区长61低阻油层成因分析与识别方法

陕北地区延长组发育低（特）渗储层,除发育通常的高阻油层外,还极易形成低阻油层;因此,低阻油层的发现,极大拓宽了该区石油勘探和开发的领域。根据志丹油田樊川油区长6¹的石油地质特征,结合大量实验和生产数据资料的分析对比,对该区低阻油层的成因机理及宏观控制因素进行了分析。结果表明:长6¹储层的孔隙结构复杂导致束缚水饱和度增高,高地层水矿化度、高泥质含量及放射性砂岩的存在,是低阻油层得以形成的主要原因。通过大量实际试油和测井资料的对比可见,应用计算自然电位与自然电位曲线重叠法可以快速直观显示其含油性,声波时差-深电阻率的交会图与自然伽马-深电阻率交会图相结合可有效识别低阻油层。对区内85口探井进行了测井资料的二次解释,在长6发现了初次解释所遗漏的45个低阻油层,油层数由原来的117个增加到162个,净增27.8%。