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。     

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.     

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。     

华庆油田长8超低渗透砂岩油藏水驱微观机理

为探讨超低渗透砂岩油藏水驱开发中不同级别孔隙的动用及残余油赋存等问题,对鄂尔多斯盆地华庆地区延长组长8段典型岩样开展水驱油核磁共振实验。定义区间驱油效率、驱油效率贡献,根据核磁共振T2谱形态,分弛豫时间＜10ms孔隙区间、弛豫时间＞10ms孔隙区间、总孔隙区间讨论饱和油状态和水驱最终状态各孔隙区间的含油饱和度、动用含油饱和度、残余油饱和度、驱油效率贡献、区间驱油效率及其与渗透率的相关关系。研究表明,渗透率＜0.07×10-3μm2,原油主要赋存在弛豫时间＜10ms孔隙区间;渗透率＞0.07×10-3μm2,原油主要赋存在弛豫时间＞10ms孔隙区间。弛豫时间＞10ms孔隙,油气富集程度对渗透率更敏感。渗透率越低,弛豫时间＞10ms孔隙的区间驱油效率越高,但其总体积偏低,故水驱开发早期产量高,产量递减快（弛豫时间＜10ms孔隙的区间驱油效率增加缓慢）,这与该类油藏水驱开发特征相吻合。无论渗透率如何低,弛豫时间＞10ms孔隙区间的动用含油饱和度、驱油效率贡献始终高于弛豫时间＜10ms孔隙区间。油藏水驱开发阶段,调整挖潜的对象始终在弛豫时间＞10ms孔隙部分。水驱结束后,渗透率大于0.48×10-3μm2的油藏,残余油主要集中在弛豫时间＞10ms孔隙;渗透率＜0.48×10-3μm2的油藏,残余油主要集中在弛豫时间＜10ms孔隙,这为油藏水驱开发后实施提高采收率技术指明方向。     

高角度层状不整合油藏勘探开发方法：以水平油田为例

水平油田石炭二叠系油藏为一受平缓角度不整合面控制的高角度层状不整合油藏,其主力油层为上古生界二叠系上石盒子组奎山、万山含砾石英砂岩段。油层含油高度低,单层厚度小,地层倾角大,在平面上呈窄条带状分布,油田勘探、开发难度大。利用水平井的“切顶穿越”技术,把水平轨迹设计在平缓不整合面下、垂直于高倾斜储层的走向,最大限度地发现了油层,降低了勘探风险。通过水平井预探、评价,优选主力开发单元,并经精细油藏描述     

含泥质砂岩油藏水驱后的速度变化特征分析

分析了含泥质砂岩油藏长期水驱后的变化情况,抽象地给出了含泥质砂岩油藏水驱后的模型,并从这一模型和静态时间平均方程出发,推导出了动态的时间平均方程.用这一方程分析了含泥质砂岩油藏水驱后速度的变化情况,得出了一个很有实际意义的结论,即含泥质砂岩油藏水驱后速度一般呈降低的趋势,这与纯砂岩油藏水驱后的速度变化刚好相反.     

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。     

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.     

不同提液方式对强水驱海相砂岩油藏驱油效率影响的实验研究

南海东部海相砂岩强底水驱稠油油藏经过多年开发,面临油田综合含水高、采出程度低的问题,油井提液是改善开发效果、实现稳产增产的重要措施,目前国内外关于不同提液方式对驱油效率的影响研究较少。为此,基于PY油田主力油藏典型渗透率级别天然岩心,开展了实际油藏条件下的水驱油核磁共振实验研究,分析了高含水期中不同提液组合方式下驱油效率的变化,从不同孔隙类型的动用程度揭示了影响驱油效率变化的内在因素并优选出适合该类型油藏的提液方式。实验结果表明:在多次控幅提液方式下,较于其他提液方式驱油效率平均提高了6.08%,能大幅提高微孔与小孔的动用程度,孔隙动用程度平均增加了7.76%,提液效果最佳。该成果为海相砂岩稠油油藏制定合理提液技术政策提供了依据。     

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。     

探讨无机垢对低渗/超低渗透岩性油藏影响——以华庆油田长81油藏为例

依据注水开发过程中的矛盾,探讨无机垢对低渗/超低渗透岩性油藏影响。在储层特征与水质实验分析研究的基础上,开展真实砂岩微观模型水驱油对比实验。华庆油田长81油藏孔喉结构的非均质性强弱是由喉道结构特征决定,地层水为CaCl2型,洛河层注入水为NaHCO3型;注水开发过程中产生的主要无机垢为CaCO3,少量的MgCO3、CaSO4、BaSO4与SrSO4混合无机垢;无机垢对油藏的伤害是一个动态变化过程,表现为相对较好的物性和孔隙组合类型驱油效率损失率大于相对较差的物性和孔隙组合类型、驱替压力与倍数增大驱油效率损失率增大。注水开发过程中配伍性差产生的无机垢引起孔隙结构非均质性、贾敏效应与压敏效应增强,降低驱油效率,影响开发效果。     

西峰油田长8油藏致密油层与非油层注水差异性实验

针对西峰油田长8油层较厚而干层、水层等夹层较多,分层射孔难度大,射孔后实施笼统注水的实际,为明确注水过程中油层、水层、干层吸水的差异性,搞清油层吸水特征,选用30块岩心进行了并联水驱流动实验。研究结果表明,当油、水层渗透率相近岩心低压并联驱替时,早期产出水是水层水,后期产出水既有水层水也有油层水;在油层渗透率大于干层条件下合注水驱时,最早的产出水来自于油层,在干层出水后,产出水仍主要是油层水;在k油=k水k干条件下合注水驱,最早出现的产出水来自于水层,而不是油层或干层,随着驱替过程的进行,干层水和油层水相继产出;在k油k水k干条件下在低压驱至残余油之前,最早的产出水是油层和水层共同产出的,之后干层水才产出。研究结果对于正确认识油层、水层及干层在互层合注条件下油层水淹规律与剩余油分布规律,制定合理开发措施有重要指导意义。     

储层物性与水驱油微观渗流特征——以鄂尔多斯盆地长9与延10油层组为例

选取鄂尔多斯盆地长9、延10储层的岩心,制作真实砂岩微观模型,进行微观渗流特征的试验研究,分析储层物性与渗流特征的联系,为油层组提高采收率提供科学依据。长9、延10储层物性差异较大,延10储层渗透性明显高于早期沉积的长9储层。实验结果表明,不同物性的储层微观渗流特征明显不同,物性较好的延10储层以均匀状驱替为主,而物性较差的长9储层则多为指状和网状驱替;此外,高孔高渗的延10储层的最终驱油效率显著高于低孔渗的长9储层。研究还发现,在水驱油后期,高孔渗的延10储层的驱油效率持续增长,而较低渗透率的长9储层则增长缓慢乃至停滞,这为高含水期的不同物性的储层采取不同的应对措施指明了方向。     

弧东油田馆5^2＋3层小井距注水开发全过程现场试验研究的初步认识

高渗透、高粘度、河流相沉积的亲水砂岩馆5^2 3油层小井距注水开发全过程现场试验，为占胜利油区近三分之一储量的馆陶组油藏的开发与调整、动态预测、长远规划等提供了一定的实践依据。试验研究表明：注开发中含水期以前，生产时间短，含水上升较快，产油能力旺盛，采油指数逐渐上升至最高值之后下降到初期水平，见水后含水上升率逐渐增至最高值，采出近60％的可采储量。高含水期生产时间长，采油指数递减，含水上升减缓，产液能力增强，注水利用率低，可采出40％多的可采储量。原油密度和粘度有较小幅度的增加，天然气和组分含量变化较小。注入低矿化度水后油田水性质逐渐淡化；油层见水厚度大，水淹面积大，层内初期见水状况受渗透率纵向发布控制。驱油效率低，开发前期波及系数增长快，水驱采收率可达45．7％。     

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。     

渤海稀油油田多层合采层间干扰室内实验研究

渤海中深层薄互层油藏多层合采开发过程中,由于其原油黏度低以及地层渗透率级差大的特性存在,出现了与稠油油藏多层合采特征不一样的层间干扰问题。为了更清楚地认识稀油油藏多层合采层间干扰规律,合理制定生产制度,文章统计了该油田地层孔、渗数据,采用不同渗透率的长岩心进行双管并联恒速驱替实验,对实验条件下单采与合采的驱替特征开展研究。实验结果表明,不同渗透率岩心水驱油时含水上升规律相似,但与稠油规律截然不同;渗透率级差越大,层间干扰越严重;从渗流机理上明确渗透率级差对层间干扰的影响规律,为层系划分及调整提供理论依据。     

砂岩油层采收率与注水速度的关系

本文介绍用两个渗透率相差几倍，且互不连通的油模型评价注水速度对采收率的影响。采用了五种注水速度进行实验。结果表明，砂岩储层中原油被驱替的程度取决于注水速度，油层渗透率的大小及其在层间的分布状况。高渗透层新占比例越小，层间渗透率比值越大，与最佳注水速度差值越大，进入低渗透层的水量就越少，在总产液量中，低渗透层的产量所占比例就越少，采收率就越低。     

泥质砂岩复电阻率的频散特性实验

不同孔隙流体特性的岩石复电阻率频散实验,是复电阻率测井资料评价水淹层和低阻油层的岩石物理基础。通过水驱水、水驱油、油驱水的岩石复电阻率频散特性的实验研究,发现泥质砂岩的复电阻率频散特性受含油饱和度的影响较大,受地层水矿化度的影响较小,尤其是异相电阻率,受地层水矿化度的影响更小;与含水泥质砂岩相比,含油泥质砂岩的相角相对较大,且随着含油饱和度的增加而增大;含水岩石和含油岩行在频散特性上存在着较大差异。实验研究结果表明,利用基于岩石频散特性发展起来的复电阻率测井技术,可以有效地识别油水层。     

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。