剩余油分布规律研究及发展趋势

油田进入高含水后期开发后,剩余油分布越来越复杂,给油田稳产和调整挖潜带来的难度越来越大,剩余油分布预测成为高含水期油田的重要内容,是实现"控水稳油"开发战略的重要手段。在大量文献检索的基础上,对剩余油分布研究进行了概述,对四种剩余油预测方法进行了重点阐述,认为剩余油分布预测应强调地质资料的精细化、生产数据的系统完整性,将动静资料合理利用,做到剩余油分布的有效预测。     

宜川地区太原组-山西组烃源岩评价

根据烃源岩地球化学分析成果,应用所测岩样中有机碳含量、氢指数(IH)、生烃潜量(S1+S2)、干酪根镜下鉴定、碳同位素以及Tmax,对鄂尔多斯盆地宜川地区太原组-山西组中发育的煤层、暗色泥岩和含泥生物灰岩,从有机质丰度、有机质类型和有机质成熟度三个方面进行了烃源岩评价。研究表明,研究区太原组暗色泥岩的有机碳含量平均为2.35%,山西组的平均为2.27%;有机质类型以III型干酪根为主,含少量Ⅱ型干酪根烃源岩;有机质热演化程度达到过成熟阶段,均属中等级别烃源岩;研究区具有较好的天然气生气潜力和勘探前景。     

煤系烃源岩对砂岩致密化发育的影响

为了解煤系烃源岩与致密砂岩发育的关系,在岩石薄片、阴极发光等实验基础上,发现在阴极发光下,在鄂尔多斯盆地宜川地区下石盒子组盒8段中可以观察到大量发棕褐色光的石英,同时具有浅褐色的石英次生加大边,阴极发光分析表明,至少有10%～20%的长石是在埋藏成岩过程中被与煤系地层有关的酸性流体所溶解。在煤系地层中,早期植物遗体氧化分解产生腐植酸以及煤系烃源岩中Ⅲ型干酪根中含氧基团断裂产生大量有机酸,这些酸性流体溶蚀石英、长石等不稳定矿物,产生SiO2,形成石英次生加大,使储层孔隙度大量减少。因此,煤系烃源岩与砂岩致密化发育过程是密切相关的。     

致密砂岩储层微观水驱油效率及其主控因素

为了解决鄂尔多斯盆地吴起油田长7储层水驱过程中单井产量低、含水上升快、剩余油分布复杂等问题,采用自主设计研发的高温、高压微观模型加持器,对研究区长7储层的真实取样岩心开展微观水驱油渗流实验,通过辅以铸体薄片、扫描电镜、X射线衍射、高压压汞和核磁共振实验,研究了不同孔隙结构类型下的微观水驱油渗流特征,探讨了储层物性、微观孔隙结构、可动流体参数、黏土矿物、驱替压力和注水体积对水驱油效率的影响。结果表明：研究区长7储层微观注水驱替特征以网状驱替和树枝状驱替为主,均匀驱替次之,少见蛇状驱替。不同类型驱替特征的驱油效率、残余油分布特征存在较大差异,均匀驱替驱油效率最高为48.84%,蛇状驱替驱油效率最低为31.73%;75%的残余油以簇状和油膜状赋存于孔喉内。水驱油效率的影响因素是多方面的,其中可动流体参数是比其它物性参数更能准确反映与驱油效率之间关系的参数。研究结果为该区不同类型储层开发方案的调整提供了理论依据。