聚合物驱后储层物性参数的变化特征

通过室内实验，对聚合物驱后储层岩心孔渗参数、孔隙结构以及渗流特征进行了研究，总结了储层物性参数变化特征及对渗流特征的影响。研究结果表明，长期实施聚合物驱后，聚合物在岩心孔隙空间中的吸附和滞留作用对渗透率的影响要大于聚合物溶液对孔隙的冲刷所产生的影响。地层多孔介质中受聚合物对岩石的冲刷作用影响最大的是少数较大孔隙，聚合物对地层的影响作用是非均质的。相对渗透率曲线的变化显示了聚合物的选择作用，聚合物吸附对水相相对渗透率的影响要大于对油相相对渗透率的影响。     

疏松砂岩油藏注水开发过程中物性变化及微观机理研究

在长期的注水开发过程中,注入水对疏松砂岩储层岩石物性、矿物组分以及微观孔隙结构等都有较大的影响,研究储层参数变化规律和变化机理,对于油田开发后期稳产措施等的实施具有重要的指导意义。以孤东油田馆陶组河流相疏松砂岩储层为例,以岩心物性测试、铸体薄片、X-衍射粘土矿物分析、压汞实验等数据为基础,总结不同含水期储层岩石物性参数(孔隙度、渗透率、泥质含量等)的变化规律,研究长期的注水开发过程中流体对储层微观组分以及孔隙结构的影响,分析储层宏观属性参数变化的的微观机理。在长期注水影响下,储层孔隙度、渗透率增大,泥质含量降低。孔喉半径增大,孔喉均质程度得到改善,均值系数增大。粘土矿物含量变化较大,其中,高岭石含量先增加后降低,伊利石含量增加,绿泥石含量基本不变,伊蒙混层含量降低。     

胡状集油田注水开发对储层的影响

通过对胡状集油田注水开发前后分析化验资料的对比,在注水开发过程中水岩作用试验模拟基础上,结合开发生产实际情况。探讨了其注水开发对储层孔隙度、渗透率、岩石密度、沉积物粒度及孔隙结构的影响。认为在注水开发过程中,由于受注入水的长期冲刷,储层孔隙结构发生了较大的变化,储层孔隙度、渗透率分布范围有所改变。造成了储层平均渗透率的升高。储层物性发生了较大变化。     

海拉尔油田孔隙结构特征分析

通过岩石薄片和储层特征分析知道,海拉尔油田为多类型的储集层油田,从上到下分布着4个砂岩体系,储层物性一般较差,变化大,各层的孔隙类型、孔隙度和渗透率各不相同.根据历年来海拉尔油田常规压汞法分析数据统计发现,海拉尔油田的微观孔隙结构参数与其孔隙度、渗透率有一定的相关关系,相对分选系数随渗透率、孔隙度的降低而增大;结构系数、分选系数、半径均值随渗透率、孔隙度的增大而增大;结构特征参数随着渗透率的增大而增大.     

ASP三元复合驱对三类储层物性特征的影响规律 ——基于神经网络模型*

碱-表面活性剂-聚合物(ASP)三元复合驱能够有效提高原油采收率,明确ASP三元复合驱体系对储层物性特征的影响规律,有助于该技术在三类储层的推广运用。通过测定三类储层岩心在弱碱ASP三元复合驱前后的孔隙度、渗透率以及孔隙分布参数,定性分析了ASP三元复合驱对储层物性的影响规律;在实验基础上利用神经网络模型建立了ASP三元复合驱储层物性变化预测模型,实现了对三类储层在ASP三元复合驱过程中物性变化的定量表征。研究结果表明,弱碱ASP三元复合驱后储层物性按ⅢA、ⅢB和ⅢC的顺序逐渐变差,弱碱ASP三元复合驱在注入早期对物性较好的储层具有改善作用,而对物性差的储层将很快发生储层伤害。     

注水倍数对储层微观孔隙结构影响实验研究

目前针对大庆油田某区块水驱倍数对储层微观孔隙结构特征的研究还不系统,缺少岩心微观孔隙结构参数、孔渗以及矿物含量等参数随不同水驱倍数变化规律的量化研究,严重制约了对储层水驱微观机理的揭示。基于核磁共振技术和压汞相结合的方法,建立了随岩石物性变化而变化的核磁共振转换系数C值的确定方法,充分克服压汞法不能重复利用相同位置样品而造成的误差,以及核磁法不能准确确定转换系数C值的弊端。利用该方法分析了岩心在不同水驱倍数下孔径大小及岩心矿物成分的变化规律。不同物性岩心的孔隙度和渗透率随水驱倍数增加均出现不同程度的增大;岩心原始孔隙度和渗透率越大,岩心孔径增加的幅度越大。水驱后黏土含量降低,高岭石的相对含量降低幅度最大,黏土矿物变化和微粒运移是导致岩石物性和孔径变化的主要原因。      

CO2-水-岩石相互作用对岩石孔渗参数及孔隙结构的影响——以延长油田35-3 井储层为例

二氧化碳注入油藏后会与储层中的地层水和岩石发生反应,导致储层的孔隙度、渗透率和孔隙结构等物性参数发生改变。以延长靖边油田特低渗油藏35-3井储层岩心为研究对象,研究了不同反应时间和反应压力下CO_2-水-岩石相互作用后,岩石孔隙度、渗透率和孔隙结构分布的变化,考察了压力对CO_2-水-岩石相互作用后岩石表观形貌及溶液中Ca~(2+)浓度的影响。结果表明,岩石孔隙结构的变化受溶蚀作用、微粒运移和新生矿物沉积的综合影响;当反应时间和反应压力改变时,岩石内小孔隙的分布发生较大的改变,大孔隙分布变化不明显。CO_2-水-岩石作用6数24 h后,岩石水测渗透率均降低;随反应时间增加,岩石孔隙度先降低后增加,岩石渗透率恢复值逐渐增加,CO_2对储层渗透率变化的影响逐渐减小。CO_2-水-岩石在7数15 MPa下作用后,岩石水测渗透率均降低;随压力增加,岩石孔隙度先增加后降低,岩石渗透率恢复值逐渐降低,CO_2对储层渗透率变化的影响增加。反应压力增加,岩石溶蚀现象更加明显,溶液中Ca~(2+)浓度增加。     

克拉玛依油田八区佳木河上亚组储层孔隙结构特征及分类

孔隙结构是影响储层孔隙度、渗透率的重要因素,无论是在油气二次运移过程中油气驱替孔隙中的地层水时,还是油气在开发过程中从孔隙中被驱替出来时,都受孔隙结构所控制。采用薄片鉴定、压汞分析、扫描电镜等实验测试技术,对克拉玛依油田八区佳木河组储层微观孔隙结构特征进行了详细研究。研究结果表明,八区佳木河上亚组储层物性整体上属于中孔低渗~特低渗储层,孔隙以原生晶间孔、粒内溶孔、胶结物内溶孔为主,属于中小孔、微细喉道类型,喉道分选性差,均质性相对较差,连通性一般。通过对各类孔隙结构特征参数的相关性分析,选取有效孔隙度与渗透率作为孔隙结构主分类参数,对八区佳木河上亚组储层孔隙结构进行分类,共分为三大类、五个亚类。其中,I-1亚类储层孔隙结构最优,II类储层孔隙结构中等偏下和III类储层孔隙结构极差。     

注水开发对储层物性及粒度分布的影响

通过注水开发前后所钻井的分析化验资料及物性资料的对比分析,在注水开发过程中水岩作用的实验模拟基础上,结合开发生产实际情况、从储层物性、储层砂岩沉积物粒度分布特征两个方面探讨了注水前后储层孔隙度、渗透率、孔隙结构、岩石密度及沉积物粒度的变化情况。认为在注水开发的过程中,由于受注入水的长期冲刷,储层孔隙结构发生了较大的变化,储层孔隙度、渗透率分布范围也有所改变,造成了储层平均渗透率的升高,储层物性发生     

水驱砂岩油藏储层参数变化三维网络模拟

疏松砂岩油藏在水驱过程中,储层渗透率和孔隙度会发生变化,这些变化对油藏开发具有重要的影响.基于符合疏松砂岩储层典型特征的网络模型,综合考虑储层孔喉内微粒的脱落、捕集、运移等微观变化机理,建立了储层参数变化三维网络模拟方法,并模拟研究了不同条件下孔隙度和渗透率等物性参数的变化规律.模拟结果表明:在长期注水驱替过程中,由于孔喉内微粒会发生脱落,且部分微粒随注入流体流出储层,导致孔喉半径分布范围发生小幅变化,孔喉半径总体呈增大趋势,储层连通性增强;渗透率和孔隙度逐渐增大,且增大的幅度逐渐减小;注水强度和粘土胶结程度通过影响微粒的脱落速率,进而影响储层渗透率和孔隙度的变化幅度.     

高含水期油藏储集层物性变化特征模拟研究

在华北油区的5个主力高含水期砂岩油田不同沉积微相带上选取了具有可对比性的292块岩样,采用室内模拟实验技术、密闭取心井分析技术和示踪剂监测技术,对储集层物理特征的变化进行了研究。结果表明,曲流河道和水下分流河道储集层物性相对较好,长期水驱后变化幅度较大,其渗透率和孔喉半径分别升高了38%和17%,排驱压力和粘土矿物含量分别约降低了23%和24%.河口坝和近岸滩坝储集层物性较差,长期水驱后其变化幅度相对较小,渗透率和孔喉半径分别升高了17%和12%,排驱压力和粘土矿物含量分别约降低了11%和17%.各种储集层敏感性减弱,油水相对渗透率曲线发生了一定程度的变化,油层润湿性主要从弱亲水变为强亲水。该研究成果在制定高含水期油田开发调整方案、选择注采调整措施及设计三次采油方案中得到较好的应用。     

长期注水开发砂岩油田储层渗透率变化规律及微观机理

大庆喇萨杏油田为典型的陆相非均质砂岩油田,其储层非均质性强,由于不同渗透率储层孔喉结构特征、黏土矿物构成等存在差异,水驱前后表现出各不相同的变化特征,进入特高含水开发阶段后,“三大矛盾”更加凸显。综合利用扫描电镜、铸体薄片、核磁共振、检查井分析、驱油实验和生产动态等资料,系统研究了不同渗透率储层水驱前后渗透率的变化规律,量化了不同渗透率储层水驱前后渗透率变化幅度,从储层黏土矿物、粒度中值、孔隙分布和孔喉特征等方面分析了导致渗透率变化差异的机理,阐述了不同渗透率储层参数变化对注水开发的影响,从而对特高含水期不同类型储层控水挖潜有一定的指导作用。     

大庆油田北一二排西部二类油层宽分子量分布聚合物驱油效果研究

大庆油田萨中开发区北一二排西部上返二类油层聚合物驱区块为一套陆相河流~三角洲碎屑岩沉积,由于二类油层渗透率、孔喉半径、有效厚度分布相对于主力油层均匀,适宜采用分子量分布宽度指数较大的中分子量聚合物驱油,可提高聚合物驱油效果。经室内岩心模拟实验,采用分子量分布宽度指数为23的中分子量聚合物进行二类油层聚合物驱油,相对普通中分子量聚合物可以多提高采收率1.2个百分点。     

注水开发对砂岩储层孔隙结构的影响

以中国东部某油田为例,讨论了注水开发对砂岩储孔浊结构的影响,孔隙结构参数表明,注水后砂岩储层的喉道平均直径和喉道直径中值明显增加,孔喉分布的峰态表明,由于注水开发的影响,喉道的分选程度降低,注水后,砂岩储层的退出效率降低,最小可流动孔喉直径增大,这表示流动主孔喉向大孔喉方向移动,而且流动主孔喉控制的孔隙体积也增加了,从而导致渗透率提高,注水后砂岩储层的孔隙结构和非均质性均发生了极大的改变,这项研究结果对提高采收率,尤其是对制订三次采油方案具有十分重要的意义。     

注水开发对砂岩储层孔隙结构的影响

以中国东部某油田为例 ,讨论了注水开发对砂岩储层孔隙结构的影响。孔隙结构参数表明 ,注水后砂岩储层的喉道平均直径和喉道直径中值明显增加。孔喉分布的峰态表明 ,由于注水开发的影响 ,喉道的分选程度降低。注水后 ,砂岩储层的退出效率降低 ,最小可流动孔喉直径增大 ,这表示流动主孔喉向大孔喉方向移动 ,而且流动主孔喉控制的孔隙体积也增加了 ,从而导致渗透率提高。注水后砂岩储层的孔隙结构和非均质性均发生了极大的改变。这项研究结果对提高采收率 ,尤其是对制订三次采油方案具有十分重要的意义。     

横山油田魏家楼区三叠系延长组长6~1储层特征研究

针对横山油田魏家楼区长61油层段,对其储层岩石学、储层物性、孔隙结构及储层控制因素等进行了研究。该层段储层岩石类型主要为细粒长石砂岩和岩屑长石砂岩,成分成熟度低,结构成熟度高;岩石物性总体较差,属低孔、低渗储层,发育有粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔、铸模孔、晶间微孔和微裂缝等几种孔隙,其中又以次生粒间溶孔为主。喉道以细喉-微喉为主;沉积作用发生后,成岩作用控制着储层孔隙结构特征及储层物性。根据岩性和物性特征,该区储集岩分为3类:Ⅰ类为好储集层,Ⅱ类为较好储集层,Ⅲ类为差储集层。     

高邮凹陷高含水砂岩油藏储层物性变化特征及影响因素分析

高含水砂岩油藏经过长期注水后,其物性会发生变化,对油藏开发产生明显的影响。为此,通过利用不同渗透率的岩心开展了水冲刷实验研究,并在实验基础上分析了黏土矿物、孔喉特征及岩石润湿性等对储层物性变化的影响。实验结果表明,渗透率较大的样品随着注水倍数的增加,渗透率逐渐增大;渗透率较小的样品随着注入倍数的增加,渗透率逐渐减小;且不同注入速度会影响物性的最后变化程度;黏土矿物含量、孔喉特征和岩石润湿性三者对储层物性变化有影响,其中黏土矿物含量对物性变化影响最大,孔喉特征和岩石润湿性影响较小。     

大港油田注水开发过程中油藏参数变化规律分析

对大港油田高孔高渗和中孔中渗2种类型油藏进行注水前后油藏参数变化规律研究后发现,油藏经过长期注水开发后,高孔高渗油藏粘土矿物和胶结物含量减少,溶蚀孔隙增多,整体表现出储层孔喉增大、物性变好的趋势;而中孔中渗油藏大部分储层呈现喉道堵塞、孔喉减小、物性变差的趋势。2类油藏注水开发后,微观和宏观非均质性都有所增强,储层润湿性向强亲水方向转化,原油性质也表现出变差的趋势。该项研究对高含水油藏的后期开发有重要的指导意义。      

新疆油田超低渗透油藏注水开发储层损害研究

超低渗透储层由于其特殊的孔喉特性,在注水开发过程中对外来流体的悬浮物含量与结垢性等都有很严格的要求,如何在注水开发过程中降低储层损害与有效保护储层孔喉成为高效开发超低渗透油藏的关键。以新疆油田某区块为例,通过储层敏感性评价与注入水结垢分析,明确了注水开发过程中储层的损害因素。结果表明：该区块储层具有中等偏强的水敏、较强的盐敏以及中等偏强的碱敏性损害;混合注入水容易产生以Ca2＋为主的不溶性结垢,导致堵塞注水管线及储层孔喉。因此,超低渗透油藏在注水开发过程中,不仅要注重储层保护措施,更要严格控制注入水水质,从而有效地保护储层,为长期高效的开发奠定基础。     

致密油藏不同微观孔隙结构储层CO2驱动用特征及影响因素

致密砂岩储层微观孔隙结构对CO₂驱油特征有重大影响。基于铸体薄片分析、扫描电镜、高压压汞和核磁共振测试等实验结果,建立了姬塬油田长8油层组微观孔隙结构分类标准,并选取每种类型储层有代表性的岩心样品开展不同驱替压力下的CO₂驱油实验,辅以核磁共振T₂谱,对3种类型孔隙结构储层在不同驱替压力下大、小孔隙中的原油动用特征进行了研究,详细分析了储层物性、孔隙结构和黏土矿物对CO₂驱油效率的影响。结果表明：研究区长8油层组的孔隙结构可以划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类,3种类型孔隙结构对应的储集空间和渗流能力依次下降。Ⅱ类储层CO₂混相驱油效率最大,Ⅲ类储层CO₂非混相驱油效率最大;不同孔径孔喉中原油的动用特征随驱替压力和储层孔隙结构类型的不同而存在较大差异。CO₂非混相驱油效率与岩石渗透率、孔喉半径、分选系数和黏土矿物含量存在较好的相关性,而CO₂混相驱油效率的高低与孔隙结构参数和黏土矿物含量有关。Ⅱ类储层作为未来主要挖潜层位更适合开展注CO₂驱。