海上疏松砂岩油藏高含水期水驱开发规律研究

海上稠油油田开发中后期主要采用强注强采开发方式,在这种大液量冲刷下储层微观孔隙结构及水驱油效率发生变化,给油田高含水期的水驱开发规律认识带来了难度。通过物理模拟实验方法,研究了储层在长期注水冲刷过程中的各特征参数变化规律。结果表明,对于高孔高渗储层经过长期注水冲刷后,孔隙度变化不明显,渗透率明显增大,易形成无效循环通道;孔隙微观变化特征明显,出现孔喉半径增大、渗流能力增强的变化规律;随着驱替倍数增加,等渗点右移,残余油饱和度下降,驱油效率提高近10%。研究成果验证了海上陆相疏松砂岩油藏特高含水期产液量2 000 m3/d的先导试验,为海上油田高含水期开发策略的制定提供了理论支持。     

水驱砂岩油藏孔喉结构变化的三维网络模拟

以长期水驱实验为基础,建立了等效水驱砂岩储层孔喉结构变化的三维网络模拟模型,结合三维微粒运移机制和有限差分求解方法,得到了长期水驱砂岩油藏孔喉结构变化规律:(1)冲刷后喉道半径呈增加趋势,喉道半径变化范围变大,极小喉道半径呈微弱减小趋势;(2)孔隙网络模型中冲刷半径扩大的孔道分布形式与原始孔隙网络结构密切相关,并非所有的大孔道都串联起来贯穿岩芯孔隙网络的两个端面,但入口端和出口端部分大孔道相互连通,形成端面上的大孔道网络群.网络模拟注水结果结合采油井测试,可为注水剖面的调整提供更加可靠的依据.     

老油田储层物性参数变化规律研究

以小集油田为例,研究了老油田注水前后,储层孔渗参数变化的不同特征与剩余油的合理开采的关系.在比较小集油田水淹前后取芯井孔隙度与渗透率参数变化的基础上,提出其储层物性参数的空间变化特征有3种类型,即孔隙度与渗透率主频分布变窄型、孔隙度与渗透率向高值收敛增大型和孔隙度与渗透率数值均匀增大型;探讨了沉积韵律、含水特征与3种孔渗参数变化类型的相关关系;根据油田注水后,注入水的冲刷作用对孔渗变化的影响,讨论了油藏物性参数的时间变化特征.研究表明,确定不同的孔渗参数变化类型,并有针对性地设计注采方案,是合理挖游剩余油的有效途径.     

坪北特低渗透油藏水驱前后储层参数变化规律研究

坪北油田不同渗透率岩心水驱油实验发现,长期水驱后渗透率均出现了不同程度的下降。通过扫描电镜、铸体薄片、粘土矿物等测试分析,发现储层微观孔隙结构对水驱前后储层参数变化有影响。特低渗透储层因喉道细小、粘土矿物含量高,岩石颗粒易脱落、运移而堵塞喉道,造成注水开发过程中储层渗透率变差。     

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。     

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.     

水驱原油组分蚀变的地球化学响应及控制因素

注水开发是常用的提高采收率技术,水驱油过程中注入水、原油、储层矿物的长期接触,以及油-水-岩相互作用引起的原油组分蚀变,成为油藏地球化学研究的热点。结合实验室物理模拟和实例监测研究,总结了水驱原油物性、族组成、饱和烃生物标志物、芳烃生物标志物、全油和馏分碳同位素的变化特征。从注水开发过程中水洗作用、生物降解作用、地质色层作用、储层特征差异及润湿性变化等控制因素的角度,评述了各自对原油组分的影响机制和蚀变趋势。考虑到水驱过程中蚀变因素与原油流动间的复杂联系,提出要充分发挥全二维气相色谱-飞行时间质谱精细表征原油组分,核磁共振技术测定原位储层润湿性,物理模拟实验与生产动态监测科学结合确定蚀变综合效应,重点解决浅层油藏中生物降解与水洗作用的叠加效应、水驱油过程中储层润湿性反转节点、水驱油的微观过程和原油组分的动态变化等关键问题。     

海拉尔盆地致密储层微观孔隙结构特征分析

应用铸体薄片、扫描电镜、高压压汞和恒速压汞等技术方法,对海拉尔盆地中部断陷带致密储层的储集空间和微观孔喉结构特征进行了精细刻画表征,并对影响孔隙度、渗透率的主要孔喉结构特征进行了分析,认为研究区致密储层90%的渗透率主要由10%半径相对较大的孔喉所贡献,半径大于1μm孔喉的存在有效改善了致密储层的渗透通道,起到减小渗流阻力的作用,较大程度上提高了致密储层的渗透率.研究结果表明:海拉尔盆地中部断陷带南屯组储层残留原生孔较少,主要储集空间由次生孔隙组成,包括粒内溶孔、粒间溶孔、填隙物溶孔和自生矿物晶间孔4种类型,其中以粒间溶孔为主;储层整体物性较差,孔隙度主要分布区间为4%～16%,平均为8.17%,渗透率主要分布区间为0.01～10.00 mD,平均为0.62 mD,孔喉半径分布范围较广,具备典型的致密储层特征;研究区致密储层孔隙度和渗透率的大小受多种因素影响,孔隙度主要受大量半径小于1μm、体积总和大的小孔喉控制,而渗透率主要受少量半径大于1μm、体积总和小的大孔喉影响.     

致密砂砾岩储层纳米-微米孔隙特征与地质意义

探讨致密砂砾岩储层中纳米-微米孔喉的特征及其与物性、产能的关系,为储层预测提供依据。通过薄片观察、扫描电镜、高压压汞、恒速压汞、物性测试手段对储集空间的类型、孔喉分布、连通性和物性特征开展系统分析。研究表明,致密砂砾岩发育溶蚀孔、黏土矿物晶间孔、原生粒间孔、微裂缝等微孔,长石溶孔和岩屑溶孔对孔隙度的贡献最大,黏土矿物晶间孔次之;孔喉的分布形态呈双峰状,绝大多数孔喉的半径小于1μm,孔隙仅与少数大喉道和微裂缝连通,导致孔喉连通性整体较差,造成孔隙度与渗透率的对应关系不佳。综合孔径分类、储层物性、储层产能分析表明,孔径类型对储层物性和产能具有控制作用,孔隙中纳毛细管、微毛细管越发育,储层的孔隙度(渗透率)、含气性、产能越低,反之越高,这从微观上解释了相对高孔隙储层和相对低孔隙储层勘探成效相差较大的原因。探讨了纳毛细管、微毛细管发育的地质条件,建议储层预测应加强沉积相平面预测和成岩相研究。     

致密砂岩储层物性特征及其控制因素——以松辽盆地大安地区白垩系泉头组四段为例

为了阐明致密砂岩储层的物性特征及其控制因素,以松辽盆地大安地区白垩系泉头组四段致密砂岩为例,综合采用覆压孔渗测试、X衍射分析、恒速压汞测试及岩样显微观察等方法,系统研究了常规条件下和覆压条件下储层物性特征及孔、渗关系,分析了致密砂岩储层物性特征的控制因素,认为普遍致密背景下存在部分物性较好的"甜点"储层是致密砂岩储层的典型特征,沉积微相类型和孔喉结构特征是储层物性差异的主控因素.研究结果表明:孔隙度和渗透率在覆压条件与常规条件下的测量结果都近似呈线性变化关系,覆压条件下孔隙度损失比例约为5%,渗透率损失比例约为26%.常规条件下,致密砂岩储层的孔隙度分布范围为1.1%~13.5%,渗透率分布范围为0.01~16.00mD,孔渗关系表现为"分段"特征.考虑到不同地区砂岩的致密化成因、"甜点"储层发育程度及地质条件的复杂性等因素,建议将致密砂岩储层的物性上限定义为:90%样品的常规渗透率值小于1.00mD,并确定泉四段致密砂岩"甜点"储层的物性下限为:常规孔隙度值为7.5%,常规渗透率值为0.2mD.泉四段储层物性特征及其差异性是沉积作用和成岩作用的综合响应,强压实和多成分胶结是储层普遍致密的主控因素,沉积微相类型和不均衡溶解是储层物性差异的主控因素,孔喉结构特征是渗透性好坏的关键影响因素.     

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...     

江汉油田含油污水深度处理工艺应用技术探索

低渗透油田由于储层孔喉细小,在注水开发过程中,对注入水水质要求十分严格,因此含油污水的深度处理至关重要,是水质净化(除油和除悬浮物)的关键环节之一。本文根据油田含油污水的水质特征及危害性提出了水质深度处理的必要性,结合江汉油田污水水质特点,对污水处理工艺进行了选择,对纤维束和金属膜两种精细过滤处理工艺的应用进行了总结和分析,并结合处理实际就深度处理工艺的适用性提出了几点建议,为提高低渗透油藏注入水水质达标率提供了参考依据     

毛管压力曲线分析新方法及其在油气藏描述中的应用

通过对毛管压力曲线的双曲线拟合，从压汞毛管压力资料中提取一个储层孔隙结构方面新的重要参数ＲＡ，其物理意义是汞在岩石中开始形成一个连续且内部连通良好的孔隙系统时的孔喉半径。并通过实例用ＲＡ顶点的大小评价储层的好坏及油气聚集部位，效果十分理想。     

油水相对渗透率在八面河油田开发中的应用

油水相对渗透率是油田开发方案编制、油田开采动态预测及油藏模拟中的一项重要参数。运用油水相对渗透率理论可确定八面河油田面十四扩边区具有低渗透特性。该区储层岩石润湿性为亲水,初期含水急剧上升,高含水期上升减缓,高含水期为注水开发的主要采油阶段。     

边底水砂岩油藏高含水期水平井加密技术

针对边底水发育的砂岩油藏高含水期底水锥进到上部层位、井筒附近剩余油潜力小、井间潜力大、注水动用难度大的矛盾,通过应用油藏数值模拟、计算边底水油藏水驱前缘技术,确定了底水锥进和边水舌进状况,提出剩余油分布特征研究技术、水平井优化设计技术、水平井配套技术,有效动用高含油部位,确保水平井轨迹沿油层顶部钻进,有效动用剩余油。     

H油田注入水水质指标评价和优选

H油田MB储层是以孔隙为主的碳酸盐岩储层,注水开发是主要的开发方式,注入水的水质影响着油田开发的效果。对H油田的注入水水质标准进行研究,主要采用岩心驱替实验及动态腐蚀实验得出注入水中的悬浮物粒径中值、悬浮物含量、油量、细菌含量等主要控制指标。结果表明,悬浮物粒径中值≤2.5 μm;悬浮物质量浓度≤10 mg/L;油质量浓度≤15 mg/L;腐生菌（TGB）含量≤100 个/mL,铁细菌（IB）含量≤10 个/mL,硫酸盐还原菌（SRB）含量≤10 个/mL;该结果为H油田注入水水质标准提供了实验依据,亦为类似区块的注水水质研究提供了参考。     

丰富川高含水特低渗油藏注水优化技术

丰富川油田为低渗透油藏，2002年开始对长2油藏进行前期注水先导实验，2003年基本实现全区注水开发，但全区开发效果不理想。综合含水率由2003年的25.0%上升到2015年的92.0%，进入超高含水开发阶段。该区主要面临的问题是裂缝性水淹水窜现象较为严重，油井含水率上升明显，单井产量低，油田产量递减快等。对全区进行了地质再认识，在对单砂体精细对比、完善注采井网、提高小层对应程度的基础上，一是提出了整体上大面积注水，局部上缓慢温和注水的注水方式，以补充地层能量；二是提出了采用两套井网，实现分层开采的方法，以扩大原始井距，解决层间矛盾；三是采取单井引效措施，以提高单井产量，最终改善全区开发效果。     

致密砂岩储层孔隙结构分形特征表征方法研究

分形理论为定量表征储层孔隙结构提供了有效手段,但致密砂岩储层孔隙结构复杂,常规孔隙结构分形特征表征方法是否适用需要进一步研究。系统梳理了孔隙结构分形特征表征方法,然后基于致密砂岩压汞曲线对各方法适用性进行了评价,并对致密砂岩储层的分形特征进行了研究。结果表明,分形定义法能够有效表征致密砂岩孔隙结构分形特征,贺成祖法适用于渗透率大于0.1×10-3 μm2的致密砂岩储层,Li Kewen法适用于渗透率小于0.1×10-3 μm2的致密储层,而Brooks⁃Corey法完全不适用于致密砂岩储层。致密砂岩储层在整个孔隙半径区间上具有分形特征,不存在分段分形特征。分形维数是储层评价的重要参数,分形维数越大,储层物性越差,平均孔隙半径越小,排驱压力越大,束缚水饱和度越大。