席状砂储层内部微观剩余油分布及影响因素

席状砂储层具有层薄和分布面积大等特点,由于形成条件的差异,不同位置、不同规模的席状砂内部具有不同的微观孔隙结构.微观孔隙结构的不同,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,且分布极为复杂.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、电镜和压汞等资料详细研究了杏南油田三角洲前缘席状砂储层的微观孔隙特征,将微观孔隙结构划分为5类.在此基础上,研究了前缘席状砂储层内不同孔隙结构类型中剩余油的形态及分布规律,确定了润湿性、微观孔隙结构、填隙物及油水粘度比是影响剩余油分布的主要因素.     

基于微流控模型的渤海典型高渗砂岩储层油水赋存规律

为进一步明确高渗砂岩储层水驱过程中微观油水赋存规律,通过扫描储层岩心,建立了渤海高渗砂岩微流控模型;基于形状因子和欧拉数等微观参数,编制计算程序,精细识别并提取膜状、滴状和柱状等5类剩余油的微观表征;针对不同流体物性及开发方式设计实验方案,明确了渤海典型高渗砂岩在不同原油性质及开发制度下微观油水赋存规律及演化特征。结果显示：随着剩余油非连续相增加,水淹范围内的绕流区、滞留区难以再动用,多孔和簇状剩余油成为主要的剩余油赋存形态;高速驱替水驱波及范围更大,但注入水绕流易导致采出端提前见水,波及范围不再显著增加;低黏储层中,高速驱替相较低速驱替波及系数提升0.154;高黏储层中,液流改向调整后水驱末期波及系数提高0.137。对于渤海油田典型储层物性及高含水开发阶段条件下,低黏储层更适合提高驱替速度进行挖潜,高黏储层适合液流改向进一步动用剩余油。研究结果为渤海油田水驱高效开发提供了借鉴。     

微观剩余油动态演化仿真模型研究

长期注水开发使得储集层微观孔喉网络中的剩余油形成分布极复杂,应用仿真理论、方法和技术可以模仿不同油藏在不同含水阶段注水开发的动态演化过程,揭示剩余油形成机理和分布规律,研究表明,微观剩余油仿真研究是表征和研究剩余油演化规律的有效手段。在微观剩余油仿真研究中,应充分考虑和揭示孔隙非均质性、岩石润湿性、开发流体及温度、压力变化,经过多次修改和完善,建立精细仿真模型,有效地利用仿真技术研究剩余油的形成与分布。仿真模型的构筑是微观剩余油仿真研究的关键,仿真模型应包含油气藏本质属性,并能反映油气藏主要因素间的逻辑和数学关系。该成果已有效应用于油田开发,取得了显著效果。     

应用驱油微观模拟实验技术研究储层剩余油微观分布特征

驱油微观模拟实验是研究储层剩余油微观分布特征及其控制因素的有效方法,通过不同渗透性储层的微观仿真模型及不同粘度原油、不同驱替压差的水驱油微观模型实验,较好地揭示了剩余油微观分布特征及其控制因素,为进一步认识和挖掘储层剩余油潜力阐明了机油,指出了方向。     

应用驱油微观模拟实验技术研究储层剩余油微观分布特征

驱油微观模拟实验是研究储层剩余油微观分布特征及其控制因素的有效方法。通过不同渗透性储层的微观仿真模型及不同粘度原油、不同驱替压差的水驱油微观模拟实验 ,较好地揭示了剩余油微观分布特征及其控制因素 ,为进一步认识和挖掘储层剩余油潜力阐明了机理 ,指出了方向     

剩余油分布及其挖潜研究综述

介绍了国内外剩余油分布的研究现状，从微观规模和宏观规模2个角度对剩余油研究技术进行了综述，微观规模常用的研究技术主要有物理模拟、计算机模拟等，宏观研究常用技术有测井解释、三维地震、流动单元划分等。认为不同的地质环境和开发方式会导致不同的剩余油分布模式，不同油田、不同区块分布模式不同。影响剩余油分布的主要因素中，储层因素是内在的，开发因素是外在的。概括介绍了我国部分油田剩余油挖潜的一些常用技术，认为应主要从改善储层非均质性的地质角度和调整注采状况的开发角度入手，采用动态、静态结合和多学科结合的方法挖潜剩余油。     

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.     

储层微观动态模型研究

长期注水开发油田的开发流体长期对储集层进行浸泡、驱动,使得整个储集层的众多微观孔隙与喉道相互连通的极其微小的空间范围内动态改变,岩石骨架、孔喉网络、粘土矿物等方面都发生动态变化。这些变化影响了地下剩余油的分布。该文针对胜坨油田沙二段8砂组三角洲储层,从岩石骨架、孔喉网络、粘土矿物3方面分析并建立了储层微观动态模型,研究了微观变化与剩余油的关系。研究认为这些变化是动态的、持续发生的,使得剩余油的分布更加复杂。      

不同注采方式下层间非均质储层微观剩余油动用状况

特高含水期强非均质性油藏注水开发一直是油藏工程中重点研究的问题之一，而研究该问题的核心是明晰剩余油的分布、类型及启动方式。为了明确不同注采方式条件下微观剩余油的赋存状态，利用微流控驱替实验，针对强非均质性储层，对不同注采方式下微观剩余油进行动用状况定量化研究。储层中微观剩余油的主要分布类型以簇状流为主，柱状流和多孔流次之，滴状流基本没有赋存；基于微观剩余油定量分析，明确了不同注采方式对特高含水期强非均质性储层剩余油采出程度的提高效果，其中轮注轮采对该体系提升最大，分注轮采次之，轮注合采最差；并进一步研究了不同类型的注采方式在微观驱替时主要作用的剩余油类型及其作用机理。研究成果为该类型储层注水开发过程中注采方式的选择提供了理论依据。     

剩余油形成条件研究

剩余油研究是高含水油田面临的重大课题,是实现“稳油控水”目标的重要手段。深入分析了地质条件和开发条件对剩余油形成的影响机理,认为,地质条件(储层非均质性)是剩余油形成最主要的控制因素,并从宏观和微观两个层次剖析了储层非均质性对剩余油形成的控制作用。地质条件是客观的、内在的主要矛盾;开发条件是主观的、外在的次要矛盾。二者相互作用、相互影响,加剧了对剩余油的认识难度。     

应用激光共聚焦研究特低渗透储层微观剩余油分布——以榆树林油田扶杨油层为例

目前对于特低渗透储层剩余油的研究,多数采用核磁共振方法监测剩余油饱和度,对微观剩余油分布位置及定量分析的较少。为了确定扶杨储层不同开发阶段微观剩余油分布类型和状态,采用激光共聚焦以及光刻玻璃模型微观可视化驱替实验方法研究扶杨储层微观剩余油分布,采用光刻玻璃模型微观可视化驱替实验研究扶杨油层剩余油分布类型及成因,采用激光共聚焦扫描显微镜技术研究扶杨储层天然岩心不同开发阶段各类剩余油分布数量,并研究了不同挖潜措施对各类微观剩余油的动用效果。结果表明,扶杨储层微观剩余油分布以簇状为主,占60%以上,随着岩心含水率的升高,部分簇状剩余油被注入水驱替,变为分布更加零散的柱状、油滴状、膜状和盲端状。改变驱替方向、周期性注入方式使簇状和柱状剩余油得到动用;增大驱替压差可以使簇状和油滴状剩余油得到动用;增大驱替液黏度能够使这五种类型微观剩余油得到有效动用。     

水驱油微观物理模拟实验研究

应用与地层孔隙结构相似的微观仿真模型进行驱油实验,通过微观驱油动态彩色图象量化处理系统对实验的过程和结果进行分析,从定性和定量两个方面对水驱油渗流规律,水驱油剩余油形式及这些剩余油形式对三次采油的应用效果进行了分析,在水驱油过程中,由于润湿性的不同注入水表现出没的入孔机理,在强亲水的孔隙内,注入水沿着孔壁“爬入”;在亲油孔隙内,注入水沿孔隙的中心突入,由于油层非均质性的影响,水驱后剩余河可分为连片状剩余油和分散型剩余油两类。具体形式有簇状,柱状,角状,膜状和“孤岛”状等。对于不同的剩余油形式,各种化学驱的效果有所不同,聚合物驱主要驱替连片状剩余油,而三元复合驱和泡沫复合驱对连片状剩余油和分散型剩余油都能有效地进行驱替。     

油藏动态模型和剩余油仿真模型

以三角洲前缘低渗透砂岩储层为例,综合应用多学科理论和技术,建立了长期注水开发低渗透砂岩油藏的动态模型和剩余油仿真模型,研究了剩余油分布规律,并建立了高含水率开发阶段储层微观剩余油的三类分布模式.研究结果表明,油藏开发流体动力地质作用控制了不同含水期三角洲前缘低渗透砂岩油藏参数的演化,储层宏观物性参数及微观孔喉网络演化有利于驱油.油藏仿真模型是揭示长期注水开发油藏储层三维空间演化规律、预测和评价剩余油分布的有效技术手段.     

基于油藏精细描述的复杂小断块剩余油分布研究

红南9块储层具有砂体构造复杂、油水关系复杂、井网不完善、底水锥进快、注水开发效果差等特点。亟需对该区块进行油藏精细描述,搞清剩余油的分布规律。基于高分辨率层序地层对比、储层构造和沉积微相研究,建立了反映油田客观实际的地质模型。运用油藏数值模拟技术,在历史拟合的基础上,综合分析了剩余油在平面和纵向上的分布规律。研究表明,红南9块剩余油分布主要受断层,底水锥进,储层非均质性、井网不完善平面和沉积微相的综合影响。平面上,剩余油分布在井网控制不住的区域、封闭断层附近以及微构造高点。纵向上,剩余油主要分布在K1S1、K1S2-7、J3K1-1、J3K1-7、J3K1-13、J3K1-20和J3K2-1油层。     

临南油田储集层孔隙结构模型与剩余油分布研究

以现代地层学、沉积学及构造地质学等多学科的理论为指导 ,建立了临南油田沙河街组油藏地质模型 ;以储集层岩石学分析为基础 ,结合储集层敏感性分析 ,建立了三角洲储集层中影响孔隙结构的微观骨架模型 ;应用定量图像分析、扫描电镜等先进的测试手段 ,采用图像形态学方法 ,建立了三角洲储集层的孔隙结构模型 ,并对孔隙结构进行了综合分类 ,揭示了孔隙、喉道及孔隙结构的分布模式和控制因素。通过研究得出以下结论 :①临南油田各类储集层具有不同的剩余油微观分布形式 ,三角洲前缘亚相内的主力储集层中 ,剩余油分布形式主要为孤岛状、串珠状油珠 ,在三角洲平原亚相内 ,主要为簇状油块、油膜、油珠等 ;剩余油形成主要有两种方式 (微观指进导致的绕流和非活塞式驱油导致的卡断 )。②驱油效率主要受孔隙结构非均质性的影响 ,与岩石物性参数之间不具有完全的一致性。③剩余油的形成与分布在微观上受孔隙结构的控制 ,宏观上受沉积微相的控制 ,不同微相带具有不同的分布特征 ,应根据不同储集层剩余油分布的特点采取不同的挖潜措施。经实践 ,应用效果显著。表 1参 8(刘中云摘 )     

临南油田储集层孔隙结构模型与剩余油分布研究

以现代地层学、沉积学及构造地质学等多学科的理论为指导,建立了临南油田沙河街组油藏地质模型;以储集层岩石学分析为基础,结合储集层敏感性分析,建立了三角洲储集层中影响孔隙结构的微观骨架模型;应用定量图像分析、扫描电镜等先进的测试手段,采用图像形态学方法,建立了三角洲储集层的孔隙结构模型,并对孔隙结构进行了综合分类,揭示了孔隙、喉道及孔隙结构的分布模式和控制因素。通过研究得出以下结论:①临南油田各类储集层具有不同的剩余油微观分布形式,三角洲前缘亚相内的主力储集层中,剩余油分布形式主要为孤岛状、串珠状油珠,在三角洲平原亚相内,主要为簇状油块、油膜、油珠等;剩余油形成主要有两种方式(微观指进导致的绕流和非活塞式驱油导致的卡断)。②驱油效率主要受孔隙结构非均质性的影响,与岩石物性参数之间不具有完全的一致性。③剩余油的形成与分布在微观上受孔隙结构的控制,宏观上受沉积微相的控制,不同微相带具有不同的分布特征,应根据不同储集层剩余油分布的特点采取不同的挖潜措施。经实践,应用效果显著。表1参8     

不同孔隙类型礁灰岩模型微观水驱渗流实验

为了更好地了解礁灰岩储层中的流体在微观渗流过程中的渗流规律和分布特征,文中以流花油田D5P1井为例,利用礁灰岩岩心制作了岩心薄片模型,采用可视化技术微观模拟水驱油过程,并选取具有代表性的4种孔隙类型进行对比分析研究。实验观察发现,裂缝方向与微观流体渗流和剩余油的分布密切相关,孔洞的存在有利于提高岩心采收率,在驱替结束时基质中普遍存在大量的剩余油。这些发现为该油田下一步进行注水开发提供了参考依据。     

氮气泡沫微观驱油机理及剩余油类型实验研究

为了认识氮气泡沫微观驱油机理及剩余油分布特征,利用可视化微观刻蚀玻璃模型,开展氮气泡沫驱油室内实验,通过图像采集技术直观的观察了氮气泡沫的驱油过程及剩余油类型。实验结果表明,泡沫体系中的表面活性剂能有效降低油水界面张力,泡沫能乳化原油,分离油膜,并且在微观上具有良好的封堵效果,进而有效扩大波及范围。泡沫主要驱替水驱结束后残留在孔喉中的柱状残余油及油膜,泡沫驱结束后剩余少量的盲端类剩余油或模型边角的剩余油。因此水驱结束后进行泡沫驱能有效提高稠油油藏采收率。     

冷冻制片荧光分析法在分析聚驱后剩余油赋存状态中的应用

针对大庆油田聚合物驱后微观剩余油赋存状态及分布特征,建立了一套剩余油冷冻制片荧光分析方法,定性和定量地描述了自由态、半束缚态和束缚态三种类型微观剩余油的赋存状态和空间分布特征.结果表明,新研发的剩余油冷冻制片荧光分析法与普通荧光显微照相相比,保持了油水分布的初始状态,避免了颗粒上下遮挡和荧光干扰,可以清晰区分油水界面....     

克拉玛依砾岩储集层微观水驱油机理

以克拉玛依油田六中区下克拉玛依组砾岩储集层为研究对象,从储集层特征分析和渗流机理研究着手,通过室内实验,研究砾岩储集层水驱油和渗吸过程中微观孔隙动用规律,分析孔隙结构与驱油效率关系,研究微观剩余油分布特征和长期水驱油对储集层孔隙结构的影响。研究表明：目前剩余油饱和度较高,但剩余油主要分布于小孔隙之中;水驱过程中,优先动用的是超大孔隙,对采出程度起主要贡献的是中大孔隙;渗吸过程中,优先动用的是小孔隙,对渗吸作用起主要贡献的是中小孔隙;孔隙结构是影响驱油效率和微观剩余油分布的关键因素;长期水驱后,孔隙中填隙物发生膨胀、分散、运移和溶蚀,大孔道增多,连通性变好,储集层微观非均质性进一步增强。图11表5参21