基于荧光薄片的剩余油赋存形态分类方法

随着油藏开发进入高含水阶段，剩余油分布愈加复杂，掌握孔隙内剩余油赋存特征是油田深度开发及提高采收率的基础和保证。荧光薄片法是微观剩余油研究中的基本实验手段，但以往荧光薄片的量化分析多依靠人工经验。通过结合彩色图像分割、分水岭颗粒分割、支持向量机和分类树算法，实现了荧光薄片的剩余油自动分类，从而提高了工作效率。按照荧光颜色，将剩余油划分为弱波及、中波及和强波及3个级别，将剩余油划分为簇状、孔表薄膜状、狭缝状、角隅状和粒间吸附状5种类型，并通过权重赋值的方式，将各种类型微观剩余油的相对比例与含油饱和度之间建立关系。将该分类方法应用于大港油田高含水砂岩油藏取心样品的分析结果表明：簇状剩余油是高含水砂岩油藏的主要类型，不同类型剩余油占比排序规律为簇状 > 孔表薄膜状 > 角隅状 > 粒间吸附状 > 狭缝状，该方法可以为后续的油田开发方案部署提供一定依据。     

高含水期微观剩余油赋存规律——以大港油田小集区块和港西区块为例

为了厘清开发后期高含水储集层内部微观剩余油分布特征,指导大港油田小集区块和港西区块油藏后续剩余油精细挖掘,利用紫外荧光体视显微镜进行观察,经图像处理后,将剩余油划分为弱波及、中波及和强波及3个级别,剩余油赋存状态划分为簇状、孔表薄膜状、狭缝状、角隅状和粒间吸附状5种。在高含水阶段,不同的剩余油赋存状态中,剩余油含量从高到低依次为簇状、孔表薄膜状、角隅状、粒间吸附状和狭缝状;聚/表复合驱后簇状剩余油和孔表薄膜状剩余油较多,后续可采用改善岩石润湿性的方法开采;砾岩剩余油分布较砂岩更加复杂,簇状剩余油和粒间吸附状剩余油较砂岩多,后续应考虑采用控制注入流体流度的方法开采。     

高含水期微观剩余油赋存规律——以大港油田小集区块和港西区块为例

为了厘清开发后期高含水储集层内部微观剩余油分布特征,指导大港油田小集区块和港西区块油藏后续剩余油精细挖掘,利用紫外荧光体视显微镜进行观察,经图像处理后,将剩余油划分为弱波及、中波及和强波及3个级别,剩余油赋存状态划分为簇状、孔表薄膜状、狭缝状、角隅状和粒间吸附状5种。在高含水阶段,不同的剩余油赋存状态中,剩余油含量从高到低依次为簇状、孔表薄膜状、角隅状、粒间吸附状和狭缝状;聚/表复合驱后簇状剩余油和孔表薄膜状剩余油较多,后续可采用改善岩石润湿性的方法开采;砾岩剩余油分布较砂岩更加复杂,簇状剩余油和粒间吸附状剩余油较砂岩多,后续应考虑采用控制注入流体流度的方法开采。     

剩余油分布的微观特征及其可动用程度的定量表征

目前微观剩余油定量表征研究存在宏观与微观分析结果差距大、图像不清晰、分析方法相对较少等问题。针对上述问题,利用岩心驱油实验、冷冻制片技术、岩心荧光分析等方法,对不同驱替方式、岩心不同位置、不同类型微观剩余油的分布特征和可动用程度进行了分析。结果表明:岩心注入端、中间端、采出端的剩余油比例依次升高。水驱后剩余油以自由态和束缚态为主,合计占比为93.65%,半束缚态只占6.35%。聚合物驱对簇状、粒间吸附状、孔表薄膜状、角隅状剩余油作用明显。三元复合驱后剩余油比例较高的是粒间吸附状、颗粒吸附状和孔表薄膜状。荧光分析与岩心驱油实验结果差别很小,验证了分析结果正确性。     

砂岩油田聚合物驱后油层微观剩余油分布规律

针对大庆油田聚合物驱后油层微观剩余油分布规律,利用冷冻制片、紫外荧光和CT无损分析新方法,定量化确定了束缚态、半束缚态和自由态三大类的10种类型微观剩余油的空间分布特征.分析认为水驱、聚驱或三元复合驱后主要微观剩余油类型均以孔表薄膜状、颗粒吸附状和粒间吸附状为主,聚驱后剩余油比例分别减少了83.5％、49.4％和44.0％.三元复合驱后,在高浓度聚合物驱的基础上孔表薄膜状和颗粒吸附状微观剩余油又分别下降8.8％和27.8％.聚驱后分流线部位微观剩余油赋存状态以束缚态的颗粒吸附状和孔表薄膜状以及自由态的簇状和粒间吸附状为主.孔隙结构、乳化现象、贾敏效应、黏土矿物、颗粒表面吸附力、毛管力和微观非均质性引起的指进现象是产生微观剩余油的7种主要原因.研究成果为后续水驱开发和各种化学驱后剩余油的进一步挖潜提供了科学依据.     

大庆油田葡一组油层聚驱后剩余油微观分布规律研究

通过天然岩心水驱油和聚合物驱油实验,应用岩心磨片荧光分析技术,利用面积法计算出了不同类型微观剩余油饱和度值,同时定量地测定出水驱时存在的簇状、膜状、盲端和角隅等四种类型微观剩余油在聚驱后剩余的比例,得出水驱后不同类型的微观剩余油在聚驱后降低幅度不同的结论：膜状剩余油大幅度降低,簇状和盲端剩余油降低幅度次之,角隅剩余油降低幅度最小。给出了高、中、低不同强度水淹部位的微观剩余油分布规律：高水淹部位四种类型剩余油均较少,中水淹部位主要以盲端和角隅剩余油构成,低水淹部位四种类型剩余油均较多,尤其是膜状和簇状剩余油比例较大。     

聚驱后强水洗油层微观剩余油量化分布及挖潜研究

聚驱后油层剩余油分布高度零散,水洗程度严重且分布比例逐年增大,如何挖潜聚驱后强水洗油层剩余油对于聚驱后进一步提高采收率至关重要。此文通过统计聚驱前后密闭取心井和二类上返井水淹层解释资料,深化了聚驱后强水洗层剩余储量潜力认识及微观剩余油量化分布特征。利用现代物理模拟和激光共聚焦扫描显微分析等方法,在前期统计聚驱后剩余油饱和度数据为基础建立强水洗天然岩心模型,开展聚驱后不同驱油体系对微观剩余油的动用效果室内实验。结果表明:聚驱后强水洗层段自由态、束缚态微观剩余油比例相差不大,以颗粒吸附状、粒间吸附状、簇状、孔表薄膜状为主。中水洗层段自由态较强水洗层高3.7%;聚驱后强水洗岩心弱碱三元复合驱降低束缚态剩余油能力强于高浓度聚驱,多降低7.1%,降低孔表薄膜状剩余油效果明显,最终采收率增幅较高浓度聚合物驱多提高4.7%。     

分流河道储层内微观剩余油分布及影响因素

在河流相储层中,由于微观孔隙结构不同,致使注水开发油田中水驱波及区域内尚残留着大量的剩余油,研究这部分油的存在位置、形态及其成因对油田的稳产具有重要意义.利用薄片、电镜、压汞等资料详细研究了杏南油田葡一组分流河道砂体的微观孔隙特征,并划分了微观孔隙结构类型,在此基础上,研究了分流河道储层内不同孔隙结构类型中剩余油的形态及分布规律,探讨了剩余油分布的影响因素.研究结果表明:水驱开发早期剩余油多以网络状、簇状为主,开发晚期则以斑块状、孤滴状、附着状及油水混相为主;影响剩余油的主要因素为岩石表面润湿性、微观孔隙结构、填隙物成分、含量及油水粘度比等.     

砾岩油藏聚合物驱后二元和三元复合驱的优选

新疆克拉玛依油区七东区发育砾岩油藏,经聚合物驱后虽已进入高含水期,但仍具有较高的挖潜、开发、再利用价值。二元和三元复合驱是砾岩油藏聚合物驱后提高采收率常用的开发方式。利用柱状天然岩心进行室内物理模拟实验,分析对比聚合物驱后二元和三元复合驱的注入压力、含水率、采收率以及微观剩余油分布特征,优化选择砾岩油藏聚合物驱后的开发方式。实验结果表明:二元和三元复合驱的含水率和注入压力相差较小,三元复合驱的采收率略高于二元复合驱;通过紫外荧光显微镜观察二元和三元复合驱后的岩心薄片,分析微观剩余油分布类型,发现三元复合驱后的剩余油分布类型以粒间吸附状为主,容易堵塞渗流通道,开采困难;而二元复合驱后的剩余油分布类型以颗粒表面吸附状为主,对储层伤害较小,对后续开发影响较小。综合考虑采收率、施工成本和储层伤害等情况,最终优选二元复合驱作为研究区聚合物驱后的开发方式。     

CURRENT STUDIES AND PROSPECTS OF THE REMAINED OIL DISTRIBUTION IN HIGH-WATER-CUT OILFIELD

大部分国内油田和海外开发油田已经进入高含水期,探索高含水油田剩余油分布规律对油田高效、可持续开发具有重大意义.在大量文献调研的基础上,综合国内外微观和宏观剩余油分布研究方法、主控因素及分布规律后认为,采取分层次、分规模剩余油分布研究策略有利于明确剩余油的优势潜力及挖潜技术方向,综合多学科定量化表征剩余油分布有利于降低预测的不确定性,为更精准表征剩余油需大力发展地震、测井及大型精细化数值模拟技术,微观上需建立更完善的仿真模型及更先进的饱和度测量方法,宏观上需加强天然能量驱动油藏及非常规油藏剩余油分布规律研究,完善以多层状砂岩油藏注水开发为主导的剩余油分布模式,以改善高含水油田开发效果.     

基于储层物性时变的稠油底水油藏高含水期精细挖潜技术

现有稠油底水油藏水锥变化计算公式均未考虑由于长期大液量冲刷引起的储层物性变化,导致计算出的水驱波及体积偏大。为了准确描述高含水阶段水锥和水脊的变化规律及剩余油分布,考虑了长期大液量冲刷下储层物性的变化,运用等值渗流阻力法对波及区内外储层渗透率进行了等效表征,建立了考虑物性时变的稠油底水油藏水锥、水脊变化数学模型。分析可知,储层物性时变对水锥的影响十分显著,相同水锥宽度下,考虑物性时变的数学模型计算的波及高度较不考虑该因素的现有公式的计算值要小46.3%。将考虑物性时变的数学模型的计算结果与邻井测井解释结果对比,相对误差仅5.3%。根据渤海Q油田现有井距条件下利用考虑物性时变的稠油底水油藏水锥、水脊的接触关系,总结出了该油田3种井间剩余油分布模式,并针对不同模式给出了相应的挖潜措施。矿场先导试验证实了基于储层物性时变的稠油底水油藏高含水期精细挖潜技术的可靠性、有效性,为稠油底水油藏高含水阶段挖潜剩余油提供了技术支持。      

微地震监测水驱前缘技术在哈得双台阶水平井的应用效果评价

哈得4油田薄砂层油藏首创采用双台阶水平井注水开发，然而双台阶水平井的动态监测是一个全新的课题，注入水朝哪个方向推进、主力驱替方位如何、水驱前缘波及何处都难以判断。示踪剂方法施工复杂、周期长、精度不够，只能粗略判断，而利用微地震监测水驱前缘技术，却可准确得到注水井的水驱前缘状况、注入水的波及范围、优势注水方向，为中后期合理调整、挖掘剩余油、提高最终采收率，提供了可靠的技术保障。     

用含油薄片研究剩余油微观分布特征

以胜坨油田二区沙二段砂岩油层岩性，孔隙分布及结构的研究资料为依据，用含油薄片分析了该区沙二段砂岩油层剩余油微观分布特征及其影响因素。分析结果表明，剩余油分布有珠状，凝块状，环状，连片状，条带状等六种形态；影响剩余油分布的因素主要有岩石的层理，孔隙结构，岩石的结构成分及其润湿性，提出了先驱替底部剩余油，再注堵剂抑制底水上侵以提高油层上部采收率的建议。     

海上强非均质性砂岩油藏开发水平分级研究

海上砂岩油藏由于储层非均质性强引起层间开发效果不均,不同开发阶段开发水平不清,油藏潜力认识不足。传统分级方法由于指标范围统一,采用指标绝对标准评价,导致无法反映油藏真实开发水平。为解决此问题,该文应用指标相对标准评价方法,增加复杂断块油藏储层综合分类评价和井网适应性评价,针对海上油田高速开发的特点,引入剩余可采储量采油速度指标改善分级体系;同时引入水驱体积波及系数,改进传统的理论含水上升率计算偏小的问题,初步建立适应于海上复杂断块油藏的开发水平分级新体系。以某A油田为研究靶区,开展水驱开发水平分级研究,指出处于三类开发水平的油组潜力较大,结合剩余油分布精细研究成果提出三口调整井方案,预测累增油23.9×104 m3,成功指导油田精细挖潜。     

开发地震在大庆长垣喇嘛甸油田储层预测中的应用

以喇嘛甸油田萨尔图油层为例,阐述了地震属性技术和重构地震反演的实践与应用。地震属性技术适合于刻画"泥包砂"型萨一组等的储层特征,尤其是井网控制程度较低的外扩区主河道预测。重构地震反演技术主要适用于高含水油田剩余油挖潜的研究,从而实现高精度井间砂体预测。研究认为,井震联合下的沉积相修正共归纳为河道侧积体、河道连续性(由连续变为间断、由间断变为连续)、河道规模(宽度、延伸长度、走向)、河道组合和河道期次5种模式。由此,利用测井曲线形态差异和高程差等特征,辅助反演切片研究河道垂向演化,最终确定单期河道边界。早期河道和晚期河道错综复杂叠置关系,构成了复杂剩余油空间关系,从而为下一步剩余油采出以及完善注采关系提供了良好的依据。     

溪南庄油田水锥特征及剩余油分布研究

砂岩底水油藏水锥特征研究及其剩余油分布预测是油田开发技术中的一个难题。该文根据物质平衡和油气层渗流力学原理，通过对溪南庄油田水锥特征的研究，从油藏工程和数值模拟两方面定量描述了水锥孔隙体积在平剖面上的分布规律。指出该油藏水侵属非稳定状态水侵，水侵方式是底水锥进；剖面上水淹程度与油层打开程度密切相关，水锥高度大于未射开油层有效厚度，油层可能被水淹；平面上根据水锥波及范围，划分了五个可能存在的剩余油分布区，在预测的最好的剩余油富集区（Ａ区）获日产５０．８３ｔ的自喷无水工业油流，在预测剩余油较差的Ｅ区打调整井，只见少量油花。经油田开发验证，该预测结果准确、可靠。     

一套针对高泥质疏松砂岩薄储层的识别技术——以珠江口盆地X油田为例

针对珠江口盆地X油田韩江组高泥质疏松砂岩段扩径严重引起测井曲线质量差、波阻抗属性叠置严重、储层薄且非均质性强等难题,形成的薄储层精细表征技术概括为"三步法"：①遗传化神经网络技术重构能得到反映真实地层特征的弹性曲线,进而解决在疏松砂岩井段因扩径严重导致测井曲线失真的问题;②针对高泥质疏松砂岩薄储层识别难的问题,新构建DVT敏感特征参数来区分砂岩与泥岩;③利用波形指示高分辨率反演方法预测高泥质疏松薄砂岩储层的空间展布。实际应用表明：该技术在X油田注水收效、调整井优化实施和开发调整方案井网设计等方面取得了较好的应用效果,解决了该油田3~5 m薄层精确描述的难题,形成了一套完整的针对高泥质疏松砂岩薄储层预测的技术流程。该技术对同类油藏表征和油田高效开发具有参考意义。     

The Geological Characteristics of SEC Analogy Reservoirs in Jilin Oilfield

The study was aimed at carefully describing the geological characteristics of analogy reservoirs. By researching the geological characteristics of 199 SEC analogy reservoirs and summarizing the types of analogy reservoirs in Jilin oilfield, the authors have carefully depicted the geological characteristics of analogy reservoirs such as effective thickness, porosity, permeability, oil saturation, oil density, the viscosity of underground crude oil, and recovery. To sum up, there are eight types of SEC analogy reservoirs in Jilin oilfield and their reservoirs are respectively sandstone reservoir, fractured reservoir, and volcanic reservoir, whose porosity and permeability range from middle to low position, effective thickness is between 2.8 and 36.3 m, oil saturation is distributed from 47% to 65%, and crude oil is mainly about light and intermediate oil belonging to conventional oil.