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。     

采用CT技术研究岩心剩余油微观赋存状态

油层孔隙中剩余油的微观赋存状态是指导剩余油挖潜的重要依据。借助CT微观驱替实验系统,获得了水驱不同驱替时刻岩心模型的CT扫描图像,利用图像处理技术实现了岩心模型图像信息向三维数据体的转化。在此基础上提取剩余油的信息,提出了剩余油块数、平均体积、接触面积比、形状因子等指标对孔隙尺度下剩余油的微观赋存量、赋存位置及赋存形态进行定量表征。实验结果表明：随着驱替的进行,岩心模型中剩余油块数增多、平均体积减小,尺寸小于20倍平均孔隙体积的剩余油在数量上占绝对优势,该类剩余油所占的体积比例逐渐增大;剩余油逐渐从岩石表面剥落下来,水驱至残余油时刻水湿岩心中仍有约1/3的剩余油与岩石表面接触;剩余油形态由网络状向其他类型转化,驱替至残余油时刻以网络状和多孔状为主,结构相对复杂的网络状及多孔状剩余油是注水开发后期的主要挖潜对象。     

基于卷积神经网络与特征聚类的荧光薄片分析方法

荧光薄片是研究储层原油性质、分布特征以及孔隙结构的重要手段。但目前荧光薄片数据处理仍以人工方式为主,分析效率低且受人为因素影响。基于卷积神经网络,提出一种无监督自动分割方法。首先统计出不同组分在紫外光源激发下产生的荧光颜色,建立出荧光颜色图版与标准色系图谱以此确定划分标准,然后使用卷积神经网络提取出荧光图像的高级语义特征,通过相似性和连续性约束进行特征融合,通过计算与荧光色系图谱的空间距离与角度确定相似度划分类别,最终实现荧光图像中颗粒、孔隙、油质沥青、胶质沥青、沥青质沥青等组分的自动划分与定量分析。荧光薄片图像的实验证明,该方法不需要大量标记样本且总体各项平均误差较低,能够满足实际生产需求。     

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。     

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....     

老君庙油田水驱后剩余油微观赋存状态

利用新鲜含油岩心样品,研究玉门老君庙油田主力油层剩余油微观赋存状态和长期水驱对储集层孔隙结构的影响。研究表明,储集层中的剩余油赋存状态以膜状和填隙形态为主,孔隙结构是影响剩余油分布状态和驱油效率的关键因素;长期水驱后,物性较好部位孔隙中填隙物减少,渗流阻力进一步减小;L层剩余油主要分布于大孔隙中,M层有近三分之一的剩余油分布在小孔隙中或浸染于岩石颗粒表面,呈束缚态难以流动;大孔隙中的可动水含量与储集层综合含水率直接相关。     

基于核磁共振驱替实验的低渗透砂岩流体可动性及剩余油赋存特征研究

海上低渗透油藏动用程度低,具有巨大的开发潜力,但由于其孔隙结构非均质性强导致流体可动性和油水赋存特征非常复杂,使得低渗透砂岩在开发阶段剩余油挖潜难度大。利用核磁共振驱替实验结合高压压汞、微米CT驱替实验以及渗流数值模拟方法,探究低渗透砂岩全孔径的孔隙大小分布特征及其对流体可动性以及剩余油赋存特征的影响。结果表明：低渗透砂岩的孔隙大小具多尺度特征,呈双峰分布,其中可动流体主要赋存在较大孔隙（0.1～10 μm）内,微小孔隙（<0.1 μm）内主要赋存束缚水。原油进入低渗透砂岩时存在优先赋存于较大孔隙的差异赋存现象,且物性越好,原油差异赋存现象越显著。在物性相对较好的低渗透砂岩中微观剩余油主要以孔隙充填形式赋存于较大孔隙,而在物性相对较差的砂岩中主要赋存于微小孔隙中。孔隙充填型剩余油是由于非均质的孔隙结构在水驱过程中产生优势渗流通道导致部分较大孔隙弱波及形成的,是后期重点挖潜对象。通过降低油水界面张力、增大驱替速度可以有效减少优势渗流通道,提高低渗透砂岩剩余油的动用程度。     

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...     

基于定量荧光谱图形态相似度的油层识别方法

定量荧光样品分析时,需要确定油层及刻度曲线,这需要分析人员具备地层识别能力,而且对于区域地层构造了解不清晰或地层复杂时,其确定难度较大。通过分析待测样品与原油谱图形态相似程度,实现智能判断原油层位及进行刻度曲线选择,提高了定量荧光分析的准确性。该方法实现了油层的智能识别,不需要人工判断原油层位及进行刻度曲线选择,便于在油田现场录井作业中推广和应用。     

微观剩余油实验方法研究

在油田注水开发过程中,由于储层微观条件的差异,注入水表现出不同的渗流特性。当油田开发结束时,仍有一半以上的原油滞留在储层孔隙中形成微观剩余油。研究微观剩余油的形成与分布,是现阶段提高油气采收率的重要手段。剩余油微观模型试验和微观仿真模型是2种有效的研究方法,可以在不同条件下进行不同类型储层的微观水驱模拟,较好地揭示了微观剩余油的分布特征和控制因素,为进一步认识和挖潜剩余油指明了方向,具有广泛的应用空间。     

海相碎屑岩储层不同尺度微观剩余油分布及赋存状态——以哈得逊油田东河砂岩为例

基于常规物性、扫描电镜、铸体薄片、压汞测试等资料,对哈得逊油田东河砂岩的孔喉结构进行划分,选取各类型孔喉结构的典型岩心,通过微观刻蚀薄片驱替实验及水驱油过程的核磁共振、CT扫描研究微观剩余油不同尺度下的分布特征、赋存状态和动用机理。结果表明：研究区存在小孔细微喉-低渗储层、中孔细喉-中渗储层和大孔中喉-高渗储层。微观剩余油可分为单一孔喉尺度的原始状态型、孔内分散型、表面吸附型和角隅型剩余油,局部孔喉组合尺度的斑块状、多孔状和单孔状剩余油,岩心样品尺度的连片状富集、分散状富集和星点状富集剩余油。剩余油主要赋存于中、小孔喉内,赋存状态上分为离颗粒表面较远的游离态剩余油和颗粒表面的水驱难动用束缚态剩余油。随着孔喉结构的变好,孔内分散型剩余油比例有所增加,斑块状剩余油比例下降,剩余油星点状富集增强,束缚态剩余油逐渐减少。油层注水开发后,中、小孔喉内游离态的原始状态型剩余油比例最大,是后期重点挖潜对象,可以采用注微球封堵大孔喉后续水驱的方式进行开采,其潜力大小与游离态剩余油总量相近。     

用岩心磨片荧光分析研究聚合物驱后剩余油微观分布--以大庆油田葡Ⅰ组为例

将聚合物驱后微观剩余油作为研究对象,开展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,摄取两组对等岩心水驱后和聚合物驱后相同位置剖面的剩余油饱和度微观分布荧光图片,利用面积法计算每个图片上不同类型微观剩余油饱和度值,定量地测定水驱时存在簇状、膜状、盲端和角隅四种类型微观剩余油在聚合物驱后剩余的比例,得出不同类型微观剩余油在聚合物驱后降低幅度不同的结论;并总结了高、中、低不同驱替强度部位的微观剩余油分布规律。     

中渗油藏相控剩余油分布特征研究及应用

针对中原油田中渗高含水油藏面临的水驱波及不均、不同微相剩余油描述困难、常规剩余油研究方法适应性差等问题,从微观、层内、平面3个方面入手,利用微观可视化室内实验、油藏相控数值模拟等技术手段,对剩余油的赋存状态、分布规律进行了定量描述。研究表明,微观上看,储层的物性决定了剩余油的非均匀分布。针对构型剩余油可采用顶部补孔、换向注水、薄注厚采等措施挖潜;平面剩余油可在相控指导下,通过侧钻、注采结构调整等技术手段进行效益挖潜。     

克拉玛依油田冲积扇构型及剩余油控制模式

以克拉玛依油田六中区克下组典型冲积扇沉积油藏系统为研究对象,在对密闭取心岩心、测井及动态资料进行综合分析的基础上,结合野外露头观察,应用Miall储层构型理论与层序地层学,对冲积扇砂砾岩体进行层次结构解剖,划分了7个级次的构型界面、4类亚相、7类5级构型单元、9类4级构型单元和10类3级构型单元;详细描述了不同构型单元的规模及物性特征,建立了砾岩储层冲积扇构型模式;分析了构型对剩余油的控制作用.本研究为冲积扇剩余油评价和挖潜提供了新的研究方法,对提高整个克拉玛依油田冲积扇砂砾岩油藏开发效益具有普遍的指导意义.     

基于实钻测井资料研究剩余油分布的新方法

针对陆梁油田陆9井区白垩系呼图壁河组XX油藏这一特殊的低幅度、薄层、高渗透底水油藏类型,自2001年大规模投入开发以来,目前采出程度仅为14%,综合含水72%左右,进入中高含水开采阶段,研究剩余油分布势在必行。提出了利用近年穿层井实钻测井资料研究剩余油分布的新方法,在充分利用油藏近5年开发井实钻测井资料的基础上,结合底水油藏水驱油机理研究油藏剩余油分布。结果表明,对于300 m×300 m的开发井网,在距离油井100~170 m的范围内油层波及程度仅为20%左右,即剩余油主要分布在开发井之间的油层顶部,且呈“船底型”分布。     

储层微观参数对剩余油分布影响的微观模拟研究

建立了油水两相流三维网络模拟模型。在水湿、油湿、中性3种储层条件下,通过微观模拟分别讨论了孔隙半径、孔喉比、形状因子、配位数等储层微观参数对剩余油分布规律的影响。研究结果表明:对于油湿和中性储层,孔隙半径、配位数愈小,形状因子愈大,孔隙中存在剩余油概率愈大;对于水湿性储层,孔隙半径增大,形状因子减小,产生剩余油的概率反而增加。具有合适配位数的孔隙,驱油效率较高,较大或较小配位数情况下孔隙中都容易产生剩余油。无论是水湿、油湿还是中性储层,随着孔喉比的增大,总体上孔隙中存在剩余油的概率加大。