胜坨油田二区三角洲砂岩油藏剩余油形成的影响因素分析

胜坨油田二区三角洲砂岩油藏剩余油形成的影响因素是多方面的。研究表明,宏观影响因素主要有7种,其中有4种因素影响较大。侧缘微相带由于注水状况差,易于形成剩余油;小鼻状微型构造高部位剩余油相对富集,且向上驱油对油井生产有利;靠近断层的地带封闭性好,剩余油相对富集;注水井网不完善易于形成相对富集的平面剩余油潜力区。微观影响因素主要来自孔隙结构的非均质性、原油性质和注水压差,剩余油主要是在多孔隙网络体系条件下形成,其形态多以油珠、油丝、小油块和孤岛状分布。剩余油形成过程中,宏观因素对微观因素有4个方面的控制作用,它们决定油层孔喉结构及润湿性,提供水驱油动力,控制水驱油过程,影响水驱油的速度。此研究结果有助于研究区的剩余油挖潜。     

扇三角洲储层微观剩余油分布模拟试验

利用图像分析系统对大港油田孔南地区某断块孔店组一段扇三角洲储层不同岩相单元样品进行微观孔隙结构的刻画,制作光刻模型,分别采用恒压注水和变压注水的方式开展微观剩余油分布模拟试验,对试验过程进行录像及图像采集,定性和定量地研究微观剩余油的分布,分析不同岩相单元中水驱油过程及微观剩余油分布模式,探讨剩余油分布的控制因素.研究结果表明:扇三角洲储层中剩余油微观分布形态主要有不连通孔隙中由于阻断现象形成的孤岛状剩余油(占剩余油总量的75%)、小孔喉区由于卡断现象形成的剩余油(占剩余油总量的20%)以及珠状、膜状剩余油(不超过剩余油总量的5%);控制不同岩相单元中驱油效率和剩余油分布的因素主要为孔隙结构、驱油压力、驱替流量及流速,孔隙结构类型是影响恒压条件下驱油效率的根本因素,驱油压力和驱油方式是影响驱油效率的关键因素,提高驱油压力、采用变压不稳定注水方式能够使驱油效率提高1倍.     

不同驱替方式下复模态微观孔隙原油动用规律 ——以克拉玛依油田530井区八道湾组油藏为例

通过一系列室内物理模拟驱油实验,结合微米CT扫描结果,对克拉玛依油田砾岩油藏水驱与聚合物驱的微观孔隙原油动用规律及剩余油分布特征进行研究.结果表明:水驱主要动用大于20μm孔隙的原油,对小孔隙原油的动用程度比较低,水驱后剩余油主要以连片状分布为主,赋存在小于20μm的孔隙中,水驱油效率为41.4％;聚合物驱主要动用8～...     

蟠龙油田F110井区延长组储层微观非均质性模拟

通过真实砂岩微观孔隙模型实验.对储层内油、水两相流体的微观渗流机理进行模拟,以求更深层次地了解研究区延长组砂岩储层的微观非均质性及其对剩余油分布的影响.分析认为,研究区延长组储层的微观非均质性很强,且存在储层物性越好,其微观非均质性越强的特点,成岩作用和孔隙结构是影响微观非均质性的主要因素.实验表明,微观非均质性是影响水驱油效果和剩余油形成的内因.在充分认识研究区延长组砂岩储层4种主要孔隙类型的基础上,根据实验结果,建议相应地制定3类注水开发方案,剩余原生粒间孔隙型和次生溶蚀孔隙型归为一类,微裂缝型一类,自生矿物晶间微孔隙型一类.     

基于微观渗流机理的宏观油藏数值模拟研究

处于高含水开发期油藏的剩余油分布主要受流体性质和岩石孔隙结构的影响，而经典数值模拟并没有考虑微观孔喉特征的影响。为此建立了描述微观孔喉特征的地层孔隙网络模型，并对构成网络的基本连线单元进行改进，使网络模型能更细致地描述油水分布特征和水驱油微观机理。利用逾渗理论计算了基于微观渗流机理的相对渗透率曲线，并将其应用到经典数值模拟计算中，实现了微观渗流机理与宏观数值模拟计算的结合。实例分析表明，利用该数值模拟计算方法得到的基于微观特征的剩余油分布更符合地下实际流体分布，其结果可为调剖堵水、化学驱提供技术参数。     

低界面张力黏弹流体驱油效果评价及微观驱油机理

特低渗油藏储层物性差、层间非均质性强，注水开发过程中普遍存在含水率上升快，产量递减严重等问题，为进一步改善特低渗透油藏水驱开发效果，开展了低界面张力黏弹流体驱油研究。采用岩心驱油实验评价低界面张力黏弹流体驱油效果，并利用微观可视模拟技术研究低界面张力黏弹流体微观驱油机理。结果表明，岩心单管和双管驱油实验水驱结束，转注低界面张力黏弹流体后，采收率分别提高了7.47%、23.14%;低界面张力黏弹流体的注入可对驱油剖面进行有效调整，增加原油动用程度；水驱后剩余油主要以簇状、孤岛状、膜状、盲端状以及柱状5种形式存在，簇状剩余油所在比例最大；低界面张力黏弹流体可通过增黏、屏蔽暂堵、乳化以及岩石表面润湿性改变等多种作用机制协同，将水驱后剩余油以“塞流式”或乳化分散形成小油滴被夹带渗流运移产出，具有较好的流度控制和洗油能力，在特低渗油藏开发中具有优异的潜在应用前景。     

西峰油田特低渗弱亲油储层微观水驱油特征

目的研究特低渗弱亲油储层水驱油过程、水驱油效率及其影响因素。方法运用岩心实验和真实砂岩模型实验研究方法。结果西峰油田特低渗弱亲油储层微观水驱油效率平均49．3％，无水期驱油效率21．3％；孔隙中水主要是以活塞式驱油为主，非活塞式驱油少见；微观残余油主要以绕流和油膜形式存在；提高注水压力可使该类储层微观水驱油效率提高12％，并且当注水倍数大于2PV时对最终水驱油效率影响不大；表面活性剂能够提高此类储层的微观水驱油效率10％左右。结论弱亲油储层与亲水、弱亲水、中性特低渗储层的微观水驱油效率相当或无显著的差别，但无水期微观水驱油效率明显低于亲水性储层；孔隙结构是决定特低渗储层微观水驱油效率的主要因素。     

鄂尔多斯盆地中西部长10储层水驱油特征及影响因素分析

为进一步探讨鄂尔多斯盆地中西部长10储层超低渗透油藏的水驱油渗流特征,弄清储层渗流机理,为该区域有效开发提供理论指导,以吴起地区为研究对象,利用物性分析、铸体薄片、扫描电镜、高压压汞、可视化微观水驱油实验、岩心多相渗流实验等分析测试手段,分析了研究区长10储层的微观孔喉结构、水驱油渗流特征及影响因素。研究表明,研究区长10储层孔隙类型以粒间孔为主,长石溶孔和沸石溶孔次之,喉道类型以片状及弯片状喉道为主。孔喉结构可分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三类,不同类别孔隙结构的储层,其水驱油在储层孔道的驱替方式主体为活塞式驱替,非活塞式驱替比较少见;不同类别孔隙结构储层,注入水在孔隙网络中的驱替特征差异较大,Ⅰ类储层的驱替方式主要为均匀状驱替和网状-均匀状驱替,Ⅱ类储层的驱替方式主要为网状驱替,Ⅲ类储层的驱替方式主要为指状驱替和网状-指状驱替。水驱油渗流特征及驱替效率主要受储层物性、孔喉结构和驱替压力、注水倍数等因素影响。研究认为：储层从Ⅰ类至Ⅲ类,储层物性与孔喉结构依次变差,孔隙网络中水驱油方式由均匀状→网状→指状变化,水驱油效率依次降低;该类储层喉道的大小是影响水驱油效率的最重要因素,储层喉道半径越大,驱油效...     

榆树林油田低渗储层微观特征及剩余油分布

低渗透储层是目前国内外油气勘探的主要对象之一。勘探、开发实践证明,孔隙结构特征是影响低渗储层性质的关键因素。综合镜下普通薄片、铸体薄片观察、普通压汞、恒速压汞等多种资料研究了低渗储层的微观孔喉分布特征,并根据渗透率将孔隙结构类型分为三类,结合荧光薄片分析将水洗后微观剩余油分为七类,研究了微观剩余油与微观孔隙结构的关系,认为低渗透储层微观剩余油主要是粒间吸附状、孔表薄膜状和簇状,一类孔隙结构中剩余油的形成主要和碎裂泥化和卡断作用有关,三类孔隙结构中剩余油的形成主要和绕流作用有关。     

基于微观渗流机理的宏观油藏数值模拟研究

处于高含水开发期油藏的剩余油分布主要受流体性质和岩石孔隙结构的影响,而经典数值模拟并没有考虑微观孔喉特征的影响.为此建立了描述微观孔喉特征的地层孔隙网络模型,并对构成网络的基本连线单元进行改进,使网络模型能更细致地描述油水分布特征和水驱油微观机理.利用逾渗理论计算了基于微观渗流机理的相对渗透率曲线,并将其应用到经典数值模拟计算中,实现了微观渗流机理与宏观数值模拟计算的结合.实例分析表明,利用该数值模拟计算方法得到的基于微观特征的剩余油分布更符合地下实际流体分布,其结果可为调剖堵水、化学驱提供技术参数.     

高凝油油藏微观剩余油分布影响因素分析——以大民屯凹陷S84-A12块为例

高凝油藏剩余油分布状态决定了油藏的开发调整方式,但前人针对剩余油动态变化影响分析较少。由于油品的特殊性,含蜡量及开采驱替方式均会对储层孔隙结构进行改造从而影响微观剩余油的分布。基于此,利用高精度电子计算机断层扫描(computed tomography,CT)技术建立数字岩心模型,恢复微观孔隙结构,实验分析得出微观剩余油动态变化主要受含蜡量及驱替程度影响。随温度降低蜡滴析出加快,含蜡量增加从而分割孔隙中剩余油。驱替倍数提高,储层孔喉连通性提高,剩余油分布样式由块状、网络状向孤滴状变化。     

致密砂岩储层敏感性评价及影响因素分析——以鄂尔多斯盆地盐池地区长8储层为例

以鄂尔多斯盆地盐池地区长8储层为例, 利用薄片鉴定、X射线衍射、高压压汞和岩芯流体驱替实验等手段, 对储层的敏感性开展定量评价, 并深入剖析其影响因素。结果表明, 鄂尔多斯盆地盐池地区长8致密砂岩储层的敏感性主要表现为中等偏强水敏、弱?中等偏弱酸敏、弱?中等偏弱碱敏和弱盐敏特征。储层的敏感性特征受黏土矿物成分、岩石矿物学特征、孔隙结构和物性影响, 其中黏土矿物的含量和组成是主要影响因素, 实际开发过程中应予以高度重视。研究结论可为致密砂岩油藏开发中后期提高采收率提供重要的科学依据。     

基于多层次模糊综合评价的剩余油分布研究方法

大庆油田杏六区油藏经过43 a 的注水开发,现已进入高含水开发后期,总体采出程度高,水淹严重,地下油水 关系复杂,亟需对剩余油分布进行精细研究。在对影响剩余油分布的地质因素和开发因素综合分析的基础上,结合杏 六区油藏的动静态资料,筛选出4 个地质因素、5 个开发因素共计9 个动静态因素构成剩余油潜力评价因素集。依据 二次加密后取芯井资料和各小层水洗资料,对各因素进行层次划分和权重统计,运用多层次模糊综合评价法研究剩余 油分布。将最终计算出的S2 7 小层各单井点剩余油概率评价结果绘制成剩余油平面分布概率图,并与数值模拟结果 和现场取芯分析结果对比,单层剩余油识别符合率达到86.7%。该方法能够精确预测剩余油分布,具有较高的实用性 和可靠性,为类似油藏的剩余油分布研究提供了依据。     

马岭油田南一区直3~2油藏剩余油研究

针对马岭油田南一区直32油藏含水上升加快、产量递减幅度加大的实际,利用数值模拟方法,详细分析研究了该区的生产历史、剩余油分布状况及控制剩余油分布的主要因素.研究结果表明,尽管该区目前采出程度较高,油井综合含水率高,但在单向水驱的边角区、多方受水的挤压区及局部低渗区还具有较多的剩余油,是下一步挖潜的重点区域;油藏边水及储层非均质性是影响剩余油分布的主要因素.     

哈南油田阿尔善组油藏剩余油分布规律及开发对策

哈南油田阿尔善组油藏是一断层发育、构造复杂破碎的多层油藏,其油藏流体类型属于黑油．该油藏 １９８９ 年 ６ 月正式投入早期注水开发,经历了三次大的调整（层系细分） 和不断加密、完善井网,至 １９９７ 年 １２ 月,基本形成了四套较完善的独立井网注采四套层系的局面,综合含水率已达 ６４％ ,而采出程度仅为 １６％ ,稳产难度越来越大．针对这种局面,利用三维三相黑油模型对哈南油田阿尔善组油藏８ 年半（到１９９７ 年１２ 月底）的开发历史分断块进行了精细历史拟合,纵向上深入到了小层,得到了 ４０ 个小层的剩余油分布规律及其影响因素,并在此基础上分层系提出了进一步挖潜的调整对策．     

胜坨油田特高含水期储层岩石物理相研究

应用沉积岩石微相与成岩储集相叠加法对胜坨油田沙二段 14,2 3 小层进行了岩石物理相分类及储集层综合评价 ,并研究了储层孔隙网络非均质性、岩石物理相带对剩余油的控制作用。研究结果表明 ,14小层岩石物理相可划分为 6类 ;2 3 小层可划分为 5类。各类岩石物理相之间的储集性能有明显差别。对特高含水期不同岩石物理相带的剩余油分布的分析表明 ,14小层的第 4类和 2 3 小层的第 3类岩石物理相带的剩余油饱和度最高 ,说明在相同成因的储集层中 ,中等物性的岩石物理相带的非均质现象较严重 ,其剩余油较富集 ,因而在此相带布井采油 ,油井含水率比同期老井降低 13.1% ,这进一步说明用岩石物理相来预测特高含水期的剩余油分布是可行的。     

塔河低幅大底水油藏中高含水期剩余油分布

为准确表征低幅大底水油藏高含水期剩余油富集特征,为油藏下一步调整指明方向。以塔河1区三叠系下油组为例开展精细数值模拟剩余油综合研究,目标油藏纵向上剩余油主要分布在油层顶部,平面上剩余油主要分布在构造高部位及井间。剩余油主要受构造、夹层、储层非均质、断层、井网、井型、沉积韵律等多种因素综合影响。针对低幅度大底水油藏剩余油的主要特点,氮气泡沫驱挖潜剩余油矿场试验取得了较好效果,未来可能成为此类油藏剩余油挖潜的主要方式。     

鄂尔多斯盆地南泥湾超低渗油藏物性及孔隙结构特征

在岩心观察基础上,根据铸体薄片、扫描电镜、压汞等资料,对鄂尔多斯盆地南泥湾超低渗油藏的物性和孔隙结构特征进行了深入研究,并分析了其影响因素.研究结果表明,该区块属于典型的低孔、超低渗油藏,储层以粒间溶孔和残余粒间孔为主,孔隙组合为粒间孔-溶孔和溶孔-粒间孔.孔隙直径小,面孔率低,分布不均匀,平均配位数小于1.5.喉道类型以片状和弯片状为主,多为细孔喉,孔隙间连通性差,存在比较多的无效孔隙.储层岩性细、压实程度高以及重结晶作用是造成孔隙度小,喉道狭窄,渗透率低的主要原因.灰质含量对渗透率的影响也十分明显.研究成果为开发措施的实施提供了依据.     

低渗致密砂岩储层孔隙结构特征及自发渗吸实验

为深入研究低渗致密砂岩储层渗吸驱油机理以及渗吸过程的影响因素,以鄂尔多斯盆地H区块长8储层段致密砂岩储层为研究对象,采用铸体薄片、扫描电镜以及恒速压汞等试验手段对孔隙类型、孔隙半径、喉道半径以及孔喉比等孔隙结构特征参数进行了分析,并利用渗吸实验和核磁共振实验对自发渗吸驱油特征及影响因素进行了研究。结果表明：研究区块致密砂岩储层孔隙类型以粒间孔、粒内溶孔和晶间孔等为主,主要分为中大孔型和微小孔型孔隙,这两类孔隙的孔隙半径相差不大,但孔隙数量、喉道半径以及孔喉比的差异较大。致密砂岩岩心自发渗吸初始阶段渗吸速度较快,后期逐渐下降,中大孔型的岩心自发渗吸驱油效果好于微小孔型岩心;随着致密砂岩岩心表面水润湿程度的增强,自发渗吸采收率逐渐增大;而随着渗吸液界面张力的降低,自发渗吸采收率呈现出先上升后下降的趋势,因此,在实际应用中,应使渗吸液具有合适的界面张力,从而使自发渗吸采收率达到最大。