安塞油田长6油层组长期注水后储层变化特征

在注水开发模拟实验及现场测试资料的基础上,以压汞实验、物性测试等方法对模拟实验前后岩芯进行分析,研究了安塞油田长6油层组长期注水开发后储层特征变化规律及成因。结果表明,随着注水量增加,渗透率总体明显降低,渗透率平均变化4.72%;水驱后孔隙度平均增加0.15%,而孔隙组合类型未发生明显变化;退汞效率平均降低4.39%;喉道中值半径变小但分布类型没变化;储层润湿性整体向亲水方向发展。低渗透储层特征发生变化的机理主要是:储层中颗粒和填隙物在注入水的冲刷作用下发生溶解、破碎和迁移,一部分被水冲出,一部分滞留在细喉道处形成堵塞,导致孔喉连通性变差,储层非均质性增强;注入水冲刷作用使储层岩石表面及孔喉表面性质发生变化,进而引起储层润湿性发生变化。     

朝阳沟油田杨大城子油层微观孔隙结构特征研究

多年水驱开发,与扶余油层相比相同渗透率级别杨大城子油层表现出含水率上升快、注水压力高、开发效果差等问题。为了找出问题的原因,对杨大城子油层微观孔隙结构特征进行研究。首先分别应用CT扫描和恒速压汞技术测量不同渗透率级别杨大城子油层和扶余油层共18块天然岩心的微观孔隙结构,研究喉道半径、孔隙半径、孔喉比、配位数等微观孔隙结构分布频率及变化规律,然后进行多参数线性回归分析,明确影响储层渗透率大小的主控微观孔隙结构参数,最后与相同渗透率级别的扶余油层岩心相对比。结果表明,对于储层渗透率相同的杨大城子油层与扶余油层,平均孔隙半径相差不到1%,而喉道半径、孔喉比、配位数等微观孔隙结构特征具有明显差异,分别相差17.4%、8.9%、5.2%,是决定储层渗流能力大小的关键因素。     

蒸汽驱对储层孔隙结构和矿物组成的影响

以辽河高升油田莲花油层 ,通过室内模拟实验和矿场岩心分析了蒸汽驱对储层孔隙结构和矿物组成的影响。研究表明蒸汽驱导致储层孔隙度、孔隙直径增大 ,喉道半径、渗透率减小 ,增强了孔喉分布的非均质性 ,蒸汽对粘土矿物的微结构有强烈的破坏力。同时 ,室内实验表明蒸汽驱过程中 ,2 5 0℃时有蒙脱石、沸石等矿物产生 ,但由于稠油对蒙脱石等细小的微粒有较强的携带能力 ,最终导致储层中蒙脱石的含量降低。微粒运移和蒙脱石的膨胀为蒸汽驱过程中储层伤害的主要原因     

致密低渗气藏水锁影响因素研究

针对致密低渗气藏中严重影响勘探开发效果的水锁损害,分析了影响水锁效应的因素,利用致密低渗气藏天然岩芯,从储层平均孔喉半径及渗透率、生产压差、粘土矿物种类及含量、气水相渗曲线形态等方面,开展了系统的水锁实验研究,发现储层渗透率、粘土矿物种类及含量、气水相渗曲线形态是影响水锁效应的内在因素,生产压差是影响水锁效应的外在因素.认清了影响水锁效应的因素,为深化致密气藏水锁机理与渗流机理的认识和更加有效勘探开发致密低渗气藏具有指导意义.     

辽河油田杜84块兴隆台超稠油层储层孔隙结构特征及孔隙演化

辽河油田杜84块兴隆台油层为超稠油油藏。储层埋藏浅,压实程度与胶结程度低且以粘土矿物胶结为主,处于早成岩阶段。储层孔隙发育,以原生粒间孔为主,次为粒间溶孔和裂隙孔。根据铸体图象和压汞曲线获得的孔隙结构特征参数确定,该储层孔隙直径大,喉道直径中等,属大孔中喉道型。因此该储层物性好,含油饱和度高,是本区的主要开发储层。     

基于恒速压汞技术的致密砂砾岩储集空间刻画

利用恒速压汞技术分析松辽盆地徐家围子断陷沙河子组致密砂砾岩的储集空间特征,明确孔隙和喉道的大小、分布、连通性以及与储层物性的关系。结果表明,砂砾岩孔隙半径的分布100~200μm,形态呈单峰状,孔隙半径与孔隙度、渗透率均呈较弱的正相关关系,表明孔隙对物性具有一定控制作用,但不是很显著。喉道半径分布的离散程度较高,随着渗透率的增大,喉道半径的分布区间和峰值呈增大趋势,但不超过5μm。喉道半径与储层孔隙度的关系不显著,与储层渗透率明显呈现正相关关系,即喉道半径对砂砾岩储层的致密和渗流能力具有绝对控制作用。砂砾岩储层孔喉连通性差,孔喉比分布在20~600。有利储层的喉道半径多数大于0.5μm,孔喉比多数小于200。     

高含盐油藏储层参数变化微观实验研究

用微观实验方法研究高含盐油藏水驱储层参数变化的规律与机理．采用真实岩心制作而成的微观孔隙模型进行水驱实验，研究了驱替速率、含盐量、岩心渗透率、注入水性质、驱替孔隙体积倍数等因素对储层参数变化的影响，并且对实验模型进行跟踪摄像，建立了高舍盐油藏的动态地质模型．实验结果表明：水驱后渗透率有增有减，与普通砂岩油藏相比，渗透率变化有明显的滞后现象，孔隙度变化都呈增加趋势；水驱过程中存在微粒运移的现象．盐的溶解是储层参数变化的根本原因；作为胶结物形式存在的可溶性盐的溶解，造成了岩石颗粒的脱落和运移，它是储层参数变化的直接原因．     

不同特征储层相渗曲线的网络模拟研究

通过随机方式建立由孔隙和喉道组成的三维网络模型,研究流体在模型中的流动,建立求取相对渗透率的方法。在此基础上,针对高孔高渗、高孔中渗和低孔低渗三种不同的储层结构,分别建立与其对应的网络模型。通过网络模拟方法求取不同特征储层的相对渗透率曲线。     

基于油水渗流差异的剩余油形成机理研究——以大庆长垣杏树岗油田为例

为了从油水渗流差异角度解释剩余油的形成机理,通过开展岩心铸体薄片观察和扫描电镜测试、压汞测试、相对渗透率测试以及水驱油测试等一系列实验,将砂岩的孔喉系统、油水相对渗透率和剩余油类型进行综合分析,认为储层孔喉系统发育特征及其内部流体渗流特征是造成剩余油形成的主要因素,并且不同类型剩余油的形成机理存在差异.研究结果表明:低渗、中渗、高渗和特高渗砂岩的孔喉半径分布峰值分别为9.1%,25.3%,28.4%,40.7%,其渗流临界喉道半径分别为0.25,0.63,2.50,2.50μm,无效渗流孔喉半径的百分比分别为52.2%,42.3%,37.7%,17.5%.该数据反映了砂岩渗透率与其内部孔喉系统复杂程度的负相关关系,并且砂岩的孔喉系统越复杂,无效渗流孔喉体积的百分比越高.在注入水无法进入的无效渗流孔喉位置,存在因渗流条件差而形成的水驱后不可动剩余油.以油水黏度比为13.33的测试组为例,渗透率逐渐增加的3组样品从开始出现油水两相流到处于油水等渗状态的含水饱和度跨度分别为17.1%,29.8%,36.2%,反映了在渗透率越低的砂岩中水相的出现对油相的抑制作用越明显.在发生渗流的孔喉系统中,存在受不规则喉道结构和界面张力的影响而形成的不规则状剩余油.以与对照组渗透率比值依次为1.6和2.6的2组高渗样品为例,其驱替效率比值依次为1.2和1.4,反映了非均质储层中不同部位驱替效率的差异.在注入水优势渗流通道的分割包围区内,存在受不同位置渗流能力差异影响而形成的水驱后可动剩余油.     

致密储层岩石渗透率测试方法存在的问题

准确测试储层岩石的渗透率是认识、开发储层的前提条件之一.然而,致密储层岩石的喉道尺度微小,流体与岩石所发生的物理化学作用对渗流规律影响很大.讨论流体与致密岩石所发生的物理化学作用,分析其对渗透率测试的影响,提出提高致密岩石渗透率测试准确性的思路.     

长期注水冲刷对储层渗透率的影响

注水开发是我国大多数油田提高采收率的主要措施,渗透率是表示储层物性的重要标志.长期注水冲刷储层的渗透率与储层的物性紧密相关,对于高孔高渗的岩心,在长期注水冲刷的条件下其渗透率也会出现降低的情况,而质量却变化不大.     

王场高含盐油藏水驱储层参数变化规律及机理研究

通过大量室内物理模拟试验,研究了王场高含盐油藏水驱储层参数变化规律及机理。研究认为渗透率大于80×10-3μm2的储层水驱后渗透率增加,平均孔隙半径增大,反之则渗透率下降,孔隙半径减小;王场油田水驱储层参数变化的直接原因是岩石颗粒的脱落和运移,根本原因是可溶性盐类矿物的溶解。     

强底水砂岩油藏大排量生产后期挖潜方式研究

针对海相砂岩FOURD油藏大排量生产,发现底水油藏开发过程中不同位置水驱孔隙体积倍数不同,而常规行标中测量的实验不足以表现高水驱倍数后的油藏渗流特征。高水驱实验结果表明,不同黏土含量岩心水驱倍数的半对数与驱油效率呈线性关系,底水油藏水驱波及系数缓慢增加。基于FOURD油藏实际资料,采用数值模拟技术表征了油藏时变特征;针对FOURD油藏南北动态不同、南区水淹程度高、波及程度难以提高的问题,提出了以提液方式再提升油藏驱油效率的方案,针对北区波及程度不高的区域提出了进行井网加密的后期挖潜方案。采用该极限挖潜策略后,根据数值模拟及实际矿场应用,波及系数提高了11.1%,标定采收率提高了4.5%。     

裂缝性特低渗油藏渗吸效果影响因素实验研究

注水开发已成为裂缝性特低渗油藏开发的必由之路,但由于储层微裂缝发育,非均质严重,油水井暴性水淹,导致水驱采收率较低。渗吸采油是该类油藏重要的采油方式,利用室内实验,系统研究了注入水矿化度、岩芯渗透率、含油饱和度、表面活性剂、原油黏度和温度等因素对特低渗油藏渗吸效果的影响。结果表明,在裂缝性特低渗油藏的开发过程中,当周围环境注入水矿化度小于岩芯内地层水矿化度或加入表面活性剂均可显著提高渗吸程度;渗透率越高,原油黏度越小,含油饱和度越大,毛细管渗吸作用越强,最终渗吸采出程度越大;温度的升高可提高初期渗吸速率,但最终渗吸采出程度基本相同,温度不是影响裂缝性特低渗油藏渗吸效果的直接因素。     

空气泡沫驱油技术在低渗透油藏中的应用研究

空气泡沫驱油技术在中高渗透油藏中取得了很好的应用效果, 但在低渗透油藏中的应用较少, 通过 文献调研对低渗透油藏空气泡沫驱增油机理和注入方式进行总结, 并结合室内实验以及现场试验对空气泡沫驱技 术在低渗透油藏中进行可行性分析。结果表明, 空气泡沫驱在高渗层的剩余油饱和度低于2 0%时, 泡沫液体系能够 很好地发挥作用, 封堵高渗层, 空气泡沫驱阶段驱替出大量低渗透层中的原油, 驱油效率由水驱阶段的8. 3 3% 升高 至5 0. 5 5%; 矿场井组含水率由9 8%下降至5 4%, 日产液量由3. 5m3 下降至1m3, 日产油量由0. 0 7m3 升高至0. 4 6 m3。空气泡沫驱在低渗透油藏开发中具有巨大潜力, 对同类油藏的增油控水具有一定的借鉴作用。     

启动压力影响低渗透油田产量递减规律机理研究

中高渗透油藏分析方法是否仍适合低渗透油藏尚需验证。针对此问题,在低速非达西渗流理论的基础上,研究低渗透油藏的产量规律,并给出相应的油田产量递减率与产量、生产时间的算式,以及低渗透油田产量递减率通式。     

伊拉克哈法亚油田白垩系Nahr Umr组砂岩储层物性控制因素

利用岩芯观察和铸体薄片鉴定,结合物性、扫描电镜、X-射线衍射分析、压汞实验等,探讨了伊拉克哈法亚油田白垩系Nahr Umr组砂岩储层物性特征及其控制因素。结果表明:哈法亚油田白垩系Nahr Umr组B段潮控三角洲相砂岩储层整体呈中孔中渗的物性特征,孔隙类型以粒间孔和溶蚀孔为主,孔喉变化较大,非均质性强; 储层物性的控制因素包括沉积作用和成岩作用,沉积作用影响着孔隙空间类型和孔隙结构,物性较好储层发育在水动力条件较强且岩石组分结构特征较好的储层中,成岩作用对储层物性起到了显著的改造作用,压实作用和胶结作用造成了孔隙大量充填,自生矿物和黏土矿物不仅减小了孔隙空间,并造成孔喉堵塞,物性变差,而溶蚀作用产生的次生孔隙改善了储层物性; 最优质的储层发育在潮控分流河道相交错层理砂岩中,这类储层具有粒度大、分选好、石英相对含量高、黏土矿物含量低、胶结物含量低、孔隙发育、孔喉半径大的特点,对应的储层物性为中高孔高渗,是研究区储层表征与建模的重点。     

LD油田高倍数水驱油效率实验研究

为探索介于热采开发界限的高孔高渗疏松砂岩稠油油藏在大液量提液冷采模式下的水驱油效率及其影响因素,以渤海辽东矿区LD油田样品为例,在实验流速分别为1.0、7.5、15.0 mL/min的情况下,开展了2 000 PV高倍数水驱油效率的实验研究,同时结合压汞、X衍射全岩和气测渗透率等实验数据对提液方式进行优化,分析各因素对此类型稠油油藏提液后的水驱油效率的影响。结果表明,微观孔喉结构、填隙物体积分数、渗透率等储层地质特征差异对提液后的驱替特征具有较大影响,微观孔喉结构越差、填隙物体积分数越高、渗透率越低,高倍数水驱油效率越低;相比于直接提液方式,分步提液方式能取得更高的水驱油效率。对处于热采界限内的该类型稠油油藏进行水驱冷采开发,为避免造成前缘突进、降低微观波及,提液幅度控制在7.5倍为宜。实验结果可以有效指导该类型稠油油藏在矿场利用水平井规模化大幅提高生产井产液量进行剩余油挖潜。     

旅大5-2油田储层敏感性实验评价

旅大5-2油田的主力储层为东二上段,高孔高渗,粘土矿物绝对含量低。通过岩心敏感性流动实验,研究该储层潜在伤害因素。研究表明,速敏损害程度为无-弱,水敏损害程度总体弱至中等偏强,无酸敏损,碱敏损害为弱中等偏弱。