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８１ 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８１ 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８１ 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０．０１０cm３,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.      

致密砂岩储层可动流体赋存规律及制约因素研究:以鄂尔多斯盆地华庆油田长６段储层为例

可动流体能相对独立地表征储层流体流动性质及采收率,但关于致密砂岩储层可动流体赋存规律及制约 因素方面的研究仍然存在不足.为了提高致密砂岩储层勘探开发效果,明确可动流体赋存及控制因素,以鄂尔多 斯盆地华庆油田长６段储层为例,采用物性分析、薄片鉴定、X 射线衍射、压汞及核磁共振等实验手段,在储层基 础性质研究的基础上,挑选典型样品对可动流体含量及其影响因素进行了详细研究.结果表明:华庆油田长６段 储层孔隙度平均值为９．４２％,渗透率平均值为０．３８×１０－３ μm２,为典型的致密砂岩储层.利用离心法测定的 T２ 截止值推算出的可动流体饱和度平均为３１．２２％,较经验法所得结果准确;储层物性、黏土矿物质量分数、成岩演 化及孔喉参数对储层可动流体饱和度有不同程度的影响.其中,孔隙度与可动流体饱和度的关系较渗透率密切, 黏土矿物质量分数越低可动流体饱和度下降趋势越明显;压实作用导致可动流体饱和度明显减少,早期胶结通过 保存孔隙、晚期胶结通过封闭优势通道扩大波及面积来提升可动流体饱和度;孔喉参数中,主流喉道半径是控制 可动流体饱和度的最关键的参数,可动流体饱和度＜３０％的样品其饱和度随着孔喉配置关系变差而急剧降低. 对比结果表明,利用离心法能够对储层可动流体饱和度进行更准确的评价,储层主流喉道半径及压实作用对可动 流体分布具有明显的控制作用.      

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。      

鄂尔多斯盆地致密砂岩储层可动流体特征:以姬塬地区延长组长7段油层组为例

鄂尔多斯盆地致密砂岩储层具有填隙物含量高、孔隙狭小、物性差等特点,可动流体饱和度是评价致密砂岩储层的关键参数。为研究致密砂岩储层可动流体特征,利用核磁共振实验,对鄂尔多斯盆地姬塬地区长7段致密砂岩进行测试,结果表明不同的T₂值对应不同种类的流体,低T₂值对应微孔隙中黏土束缚流体,中T₂值对应小孔隙中毛细管束缚流体,而高T₂值对应大孔隙中的可动流体,T₂图谱可以反映样品中可动流体分布情况。研究区长7段致密砂岩可动流体T₂图谱以单峰型和左峰高右峰低型为主,相比于盆地其他层位的特低渗储层T₂图谱分布,致密砂岩储层单峰型较多,右峰高左峰低型和左右峰基本相等型较少。可动流体饱和度分布范围较大,平均值为41.3%,在鄂尔多斯盆地属于中等范围,但可动流体饱和度大于50%的仍占37.9%,可动流体饱和度较高区域是寻找油藏有利区的主要方向。      

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.      

致密砂岩储层孔隙结构与可动流体赋存特征:以鄂尔多斯盆地华庆地区长６３ 致密砂岩储层为例

应用核磁共振实验对鄂尔多斯盆地华庆地区长６３ 致密砂岩储层可动流体赋存特征进行了研究,并结合铸体薄片、图像孔隙、高压压汞、恒速压汞及真实砂岩微观水驱油实验,对可动流体赋存特征的微观孔隙结构影响因素开展了探讨。结果表明:华庆地区平均孔隙度为８．７１％,平均渗透率为０．１４８×１０－３μｍ２,可动流体饱和度平均值为３３．８９％;主要孔隙组合类型为残余粒间孔型、溶蚀孔型及孔隙＋裂缝型,不同孔隙类型的储层可动流体赋存特征各异;孔喉大小及配比关系对可动流体饱和度具有重要影响,喉道半径大于水膜厚度的有效喉道对储层可动流体有决定性作用。      

低渗透油藏储层微观孔隙结构差异对可动流体的影响:以鄂尔多斯盆地姬塬与板桥地区长6储层为例

为探讨鄂尔多斯盆地姬塬、板桥地区长6储层微观孔隙结构差异对可动流体的影响,利用铸体薄片、扫描电镜、恒速压汞、核磁共振等先进实验方法,定性描述了储层储集空间类型差异,定量分析比较了2个地区储层微观孔隙结构差异,提取了具有明显差异的特征参数,分析了其与可动流体饱和度之间的关系。结果表明:喉道半径、孔喉半径比、孔喉数量配置比作为表征姬塬地区与板桥地区在储层微观孔隙结构上的差异的特征参数与可动流体饱和度具有良好相关性,2个地区长6储层在微观孔隙结构参数中喉道半径、孔喉半径比、孔喉数量配置比的差异在一定程度上导致了可动流体饱和度的差异。      

联合压汞法的致密储层微观孔隙结构及孔径分布特征:以鄂尔多斯盆地吴起地区长６储层为例

运用铸体薄片、扫描电镜、X衍射技术以及将高压压汞与恒速压汞联合的方法,对鄂尔多斯盆地吴起地区长６段致密储层的微观孔隙结构展开了研究.对其中１０件样品的实验结果进行了分析讨论,结果表明:高压压汞与恒速压汞描述相同的进汞过程,可以将所得孔径分布进行联合并得到表征范围在３×１０－３~４×１０２ μm 的总孔径分布曲线图.图像显示１０块样品在孔喉半径８０~１６０μm 处存在一个较低峰值,在３．７×１０－３~２．６μm 范围各样品曲线出现多个峰.孔径分布频率直方图结果显示孔隙类型多集中于纳米孔、微孔以及巨孔,且纳米孔最为发育.纳米孔对物性的影响主要表现在:纳米孔控制的孔隙空间随孔隙度、渗透率减小有增大趋势,与渗透率相关性差.纳米孔对渗透率的贡献随着渗透率的减小而增大,且相关性较好.      

低渗透致密气藏微观孔隙结构及渗流特征研究:以苏里格气田苏48和苏120区块储层为例

利用常规与恒速压汞、核磁共振等实验资料,对苏里格气田苏48和苏120区块低渗透储层的储集空间、孔隙结构类型
及渗流特征的研究结果表明,溶蚀型次生孔隙为该区的主要储集空间,晶间孔相对发育、残余粒间孔分布较少,伴有微裂缝发育
时,晶间孔转化为有利储集空间;该区储层的孔隙结构类型可分为粗态型、偏粗态型、偏细态型及细态型,4种孔隙结构类型的储集
空间组合类型依次变差;低渗透储层的品质主要受喉道控制,喉道是决定其开发效果的关键因素;与常规气藏相比,苏里格气田低
渗透储层相对渗透率曲线参数特征为:储层的束缚水饱和度较高,等渗点较低,共渗区较窄。其中Ⅰ类、Ⅱ类储层的储集空间类型
较好,喉道发育程度较好,可动流体饱和度较高,稳产时间相对较长;Ⅲ类储层的储集空间类型较差,喉道发育程度较差,可动流体
饱和度较低,稳产时间相对较短。      

低渗透储层的微观特征对其宏观性质的影响规律——以榆树林油田扶杨油层为例

利用岩心物性分析、压汞曲线和镜下分析等资料,研究榆树林油田东16区块扶杨油层的宏、微观特征及二者关系.结果表明:研究区扶杨油层岩性为岩屑长石砂岩,普遍具有碎裂特征,主要孔隙成因类型包括微裂缝、粒间孔、粒内孔和晶间孔,微裂缝对孔隙度的贡献不大,但对渗透率的影响不容忽视.孔隙度主要受孔喉发育程度影响,孔喉半径越大,孔隙度越高.渗透率受反映连通程度的特征结构参数影响较大,二者呈正相关关系,且孔隙度越大,特征结构系数对渗透率的影响越大.退汞效率受特征结构参数影响较大,储层为中孔时,退汞效率随特征结构参数的增大而增大;储层为低孔或特低孔时,退汞效率随特征结构参数的增大而减小.该研究结果对改造低渗储层、提高采收率具有指导意义.     

天然水驱油藏水淹层微观变化特征:以文昌油田珠江组为例

以文昌油田不同开发时期密闭取心井的岩心为例,依据物性、薄片分析、压汞测试等分析化验方法,研究了其珠江组天然水驱油藏不同开发阶段的储层微观变化特征及机理。研究结果表明,储层孔隙度在水淹过程中变化不大,而渗透率在水淹前期以减小为主,水淹中后期以增大为主;水淹后储层泥质含量增加,喉道平均值和微喉道体积都是先减小后增大,退汞效率在前期水淹平均降低30%,水淹中后期约降低8%。储层特征发生变化的主要机理是:储层内颗粒和填隙物在水侵作用下发生溶蚀、破碎和迁移,导致储层非均质性增强,到水淹中后期阶段黏土矿物类型发生明显的变化,部分地层微粒被生产带走,储层内可流动喉道的体积分数增多,导致渗透率变大。因此认为泥质含量、细孔喉堵塞环境及可流通喉道体积的发育程度是影响水淹后储层参数变化的主要因素。      

低渗透砂岩储层贾敏效应实验评价及解除措施:以塔里木油田巴什托普东河塘组为例

塔里木油田巴什托普井区东河塘组整体属于低渗透砂岩储层,在注水开发的过程中,贾敏效应对油藏的开发影响很大。
针对这一情况在实验室条件下进行了贾敏效应评价实验设计和评价标准的设定,实验结果表明研究区域的贾敏效应程度为中-
强,鉴于此,依据贾敏效应机理,开展了减轻贾敏效应的方法探讨,实验结果显示,通过往注入水中加入0.01%双子表面活性剂来
降低油水界面张力的方法可显著削弱贾敏效应,改善开发环境。      

致密砂岩储层微观孔喉结构及可动流体分布特征：以鄂尔多斯盆地东部神木地区盒8段储层为例

致密砂岩复杂的孔喉结构导致多变的可动流体分布,而微观孔隙结构和可动流体分布又是研究致密砂岩储层的重点。基于核磁共振可动流体测试原理,采用离心试验、高压压汞、扫描电镜、X射线衍射及铸体薄片等方法,建立了神木地区盒8段储层孔隙结构分类标准,明确了3类岩石孔隙结构参数及孔隙、喉道类型,提出了适用于目标储层转换系数的新方法,并定量评价了3类岩石可动流体分布特征。研究结果表明,目标储层中Ⅰ、Ⅱ类岩石孔隙以孔径大于10μm的残余粒间孔和孔径大于1μm的溶蚀孔为主,喉道以缩小型和弯片状喉道为主,孔隙结构参数较好,大孔隙发育程度高、孔喉间连通性好、可动流体赋存量大,大部分可动流体赋存于T₂谱右峰对应的大孔隙中,而左峰对应的小孔隙中可动流体含量低。Ⅲ类岩石孔隙结构参数差、可动流体百分比低、孔喉以晶间孔和管束状喉道为主。目标储层平均转换系数为0.029μm/ms,但Ⅰ、Ⅱ类岩石转换系数小于Ⅲ类,转换后的Ⅰ、Ⅱ类岩石T₂谱的右峰与压汞孔隙半径分布的主峰相对应,而Ⅲ类岩石T₂谱的左峰与压汞孔隙半径分布的主峰相对应。Ⅰ、Ⅱ类岩石孔径大于1μm的孔...     

基于岩石热解和荧光显微图像分析的储层流体性质划分及应用——以轮南2油田JIV油组为例

塔里木盆地轮南2油田JIV油组电阻率普遍偏低,个别油层电阻率比水层电阻率还低,含油性评价主要根据试油和试采结论;未试油层段储层含油和油藏油水界面不明确。为精细解释储层流体性质、判断油水界面及解决采收率低等问题,利用轮南2油田JIV油组12口取心井的岩石热解和荧光薄片图像分析进行流体性质划分,明确在不同流体性质下岩石热解数据和荧光显微图像的变化特征。利用岩心含油性观察、岩心物性分析和生产动态资料,制定划分储层流体性质的方法,建立一套适合轮南2油田JIV油组的流体性质半定量划分标准。生产动态资料分析证明流体性质划分标准的准确性和方法的实用性。     

低渗透致密气藏水锁空间及伤害程度影响因素探析:以苏里格气田苏48区块盒8段储层为例

低渗透致密气藏具有压实作用强烈、黏土矿物含量高、孔喉半径小、孔喉配置关系差、毛细管压力高、压敏效应强、非均
质性严重、油气流动阻力大等特点,导致其具有特殊的气水分布形式。利用铸体薄片、扫描电镜、恒速压汞、核磁共振、气水相渗等
实验分析资料,分析了苏里格气田苏48区块盒8段低渗透储层的水锁空间及伤害程度。研究表明,研究区的水锁空间为0.003~
0.04μm的孔喉空间,水锁伤害率为61.5%,水锁伤害程度受储层物性、微观孔隙结构、可动流体饱和度、填隙物含量、黏土矿物含
量以及微裂缝发育程度等因素的综合影响,其表现形式多样。