聚合物驱微观剩余油运移规律及驱油效果研究

聚合物驱是进一步提高水驱油藏采收率的主要技术手段之一。目前的聚合物驱油机理研究仅能反映聚合物对不同类型剩余油的驱替过程,没有考虑孔隙结构的微观非均质性对驱油效果的影响。以光刻微观物理模型为研究手段,深入研究了聚合物驱不同类型剩余油运移规律及不同分子量聚合物在不同渗透率微观模型的驱油效果。研究结果表明,不同分子量的聚合物启动不同类型剩余油的顺序和难易程度不同,各类型剩余油动用比例不同,聚合物驱较易启动簇状、油滴、柱状剩余油,盲端、膜状剩余油主要依靠聚合物的黏弹性剥离,相比之下启动难度大于前几类剩余油。     

荧光图像分析法在河南油田的应用

荧光图像分析法是将油层岩芯(未经洗油)制成岩石薄片,在荧光显微镜下借助软件进行可视化定量分析后,得到储集层中油、水的含量及分布特征等资料。该方法的优势在于根据荧光下不同沥青组分发出不同颜色的荧光,可以区分薄片中褐色及黑色物质是不是油,是哪种组分的剩余油,可以有效地剔除炭质沥青(伪剩余油)。该方法的难点在于一些不是油的物质也会发荧光,矿物类如云母、方解石等,造成在荧光图上分析剩余油时需要谨慎,需要结合单偏光、正交光排除这些物质。另外,尽管油质沥青和水都会发出蓝色荧光,但是仔细观察能够发现深浅明暗程度有所不同。通过对河南油田新近取芯井的荧光薄片观察发现:虽为特高含水开发后期,但薄片中荧光面积较大,储层微观孔喉中油含量较多,多呈簇状和斑块状等形态分布于孔隙和喉道中,剩余油主要存在于小层顶部及物性差的部位;橙色荧光少见,而褐色荧光面积较大。随着采出程度的增加,岩芯中剩余油中的胶质、沥青质含量逐步升高,所以遭受水洗后薄片中的荧光颜色由浅变深,荧光发光面积由大变小。     

低渗透储层微观孔隙结构及其微观剩余油分布模式

通过对文东油田沙三中亚段岩芯观测、岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜以及压汞资料分析储层微观孔隙结构特征的基础上，通过不同渗透率的真实储层模型水驱油实验，分析了储层微观孔隙结构与驱油效率的关系，及其对微观剩余油分布模式的影响，进一步研究了低渗透储层的微观水驱油机理。     

柴达木盆地H区路乐河组低渗透油藏油水互驱微观实验研究

为探讨低渗透油藏注水开发过程中油水互驱微观特征,以柴达木盆地H区路乐河组油藏为例,利用薄片观察、扫描电镜、物性分析及压汞实验等,开展油水互驱微观实验模拟综合研究。研究表明:该区储层物性较差,非均质性较强,岩石类型主要为岩屑长石砂岩和长石砂岩,储集空间以原生粒间孔隙为主,孔喉具有分布宽、分选较差、分布类型多且分散等特征。单相流体实验中原油在岩石内流动具有非达西渗流特征,启动压力梯度随渗透率的增加而降低,但相关性较差,增加压力梯度可使单相油渗流特征达到线性流。油驱水过程为非均匀驱替过程,油藏的微观非均质性强烈,原始含油饱和度较低;水驱油沿一两个通道快速突进,无水采油期短,水驱油效率低,增加压力可实现一定范围内增加水驱油效率,但效果并不明显;残余油主要有绕流形成的残余油、油膜残余油、边缘角隅的残余油等三种,其各自具有不同的形成机理。     

升平地区升36-24试验井区剩余油分布研究

针对升平油田储层精细地质研究,利用神经网络模式识别方法建立起单层剩余油识别模型,在此基础上对试验区各小层剩余油分布进行研究,总结出各类油层剩余油分布特征及成因类型,并分析了试验区剩余油潜力分布,从而为油田调整挖潜工作提供了可靠的依据.     

升平地区升36—24试验井区剩余油分布研究

针对升平油田储层精细地质研究，利用神经网络模式识别方法建立起单层剩余油识别模型，在此基础上对试验区各小层剩余油分布进行研究，总结出各类油层剩余油分布特征及成因类型，并分析了试验区剩余油潜力分布，从而为油田调整挖潜工作提供了可靠的依据。     

志丹采油厂双826井区油气储层特征及其影响因素

储层岩石学特征、物性特征及主控因素分析是油藏精细描述的核心内容,深入分析储层特征与主控因素对剩余油分布和开采具有重要意义。本次研究采用薄片分析和物性测试等方法对志丹采油厂双826井区油气储层特征及其影响因素进行探讨,结果表明:研究区储层岩性主要为粉粒—细粒长石砂岩;研究区物性整体呈低—中孔、低渗特征;研究区储层物性影响因素主要为沉积和成岩作用,其中分流河道间砂体成熟度低导致物性较差,而储层成岩作用增强了研究区储层非均质性。本次研究对双826井区储层非均质性和剩余油分布具有一定参考意义。     

低渗透油藏油水赋存状态研究

为了得到低渗透油藏岩心水驱油以及油驱水过程中可动流体的分布情况,通过核磁共振技术实验,对不同渗透率水平的储层进行核磁共振T2波谱特征形态分析,观察T2波谱形特征与渗透率之间的关系,得到岩心的可动流体饱和度;通过对剩余油分布情况的统计分析,得出岩心中的剩余油主要分布在0.1~10.0 μm的孔隙中,占总分布量的85%以上,表明后期挖掘剩余油的主要空间主要是中小型孔隙。通过对不同渗透率级别的岩心进行水驱油实验,得出在1.8 MPa/m的压力梯度下进行驱油有较好的效果并确定出最佳驱油压力梯度,明确了压力梯度对微观赋存状态的影响。研究可为DB油田措施挖潜和稳产技术研究提供指导。     

断层封闭性研究进展与发展趋势

断层封闭性研究是油气成藏研究中的重点,也是断块含油性评价的一项重要内容。基于大量文献调研,总结并简要地分析了断层封闭性研究的几个主要方面:封堵模式、封闭性影响因素、封闭性评价方法、封闭性评价的不确定性分析、研究中存在的问题和封闭性研究的发展方向。断层封闭性研究需要综合考虑各种影响因素,综合运用各种方法进行相互对比和补充。     

砂岩微观孔隙结构类型及其对含水层富水性的影响——以柠条塔井田为例

砂岩的微观孔隙结构特征决定了砂岩含水层的富水性、渗透性,砂岩含水层富水性预测是矿井防治水必须首先研究与解决的重要问题。以陕北侏罗纪煤田柠条塔煤矿为例,分别采集直罗组3块、延安组4块不同岩性典型砂岩样品,通过运用普通薄片、铸体薄片、高压压汞、核磁共振等实验测试技术,结合Matlab图像分析功能,研究了不同时代地层、不同岩性砂岩微观孔隙特征,联合高压压汞与核磁共振法获得孔喉半径分布,综合砂岩微观孔隙结构测试结果,将孔隙结构按照孔喉大小、分布及连通性的好坏依次划分为Ⅰ,Ⅱ,Ⅲ3种类型,对比钻孔抽水试验成果的钻孔单位涌水量,分析了砂岩微观孔隙结构与富水性之间存在的关系。研究结果表明:Ⅰ类孔隙结构较Ⅱ,Ⅲ类孔隙结构的粗粒与中粒砂岩比例高、排驱压力小、T₂谱主峰的位置靠后;高压压汞与核磁共振所得孔隙半径分布基本一致;相同地层时代相同岩性条件下,风化程度越强,富水性越强;相同地层时代不同岩性条件下,粗、中粒砂岩较粉砂岩富水性强;不同地层时代相同岩性条件下,直罗组微观孔隙结构较好的Ⅰ类孔隙结构富水性强于延安组微观孔隙结构较差的Ⅱ类孔隙结构。     

松辽盆地三肇坳陷肇州油田水平井区剩余油分析

为了直观科学地指导大庆外围葡萄花油层低丰度、超薄油层水平井注水开发,以及高含水水平井剩余油分布,开展了水平井区数值模拟研究及剩余油分布分析.本文论述了利用薄差层三维地质建模数据开展水平井区数值模拟及剩余油分析.采用Mepo软件对油藏敏感性参数进行分析,应用局部网格加密技术模拟水平井开发情况提高模拟精度,根据数值模拟及剩余油研究成果制定措施方案,指导水平井高效注水开发.     

裂缝碳酸盐岩油藏开发后期精细描述与挖潜技术

任丘潜山油藏是我国最大的裂缝性碳酸盐岩块状底水低饱和油藏,经过30多年开采,已进入高含水后期低速缓慢递减阶段,搞清剩余油分布特点对后期挖潜与改善开发效果意义重大。本文在裂缝储层预测基础上,开展水锥间剩余油分布规律研究。运用新建地质模型,结合生产动态,开展单井和区块数值模拟研究,建立单井和多井双孔单渗模型,研究不同时期油水界面变化形态,研究水锥的演变过程和形成机理,确定现阶段油水界面和水锥形态,初步计算在裂缝系统油水界面以上剩余地质储量,进行水锥间剩余油富集区复杂水平井或其他有效动用途径的可行性研究,提出经济有效的挖潜方式。     

生产动态和油藏静态结合研究剩余油分布的理论与方法

剩余油的分布受控于油藏静态与生产动态,动、静结合研究剩余油的方法就是从动、静两个方面进行研究,并建立评价体系,从而综合评价油藏的剩余油分布状况。静态的研究着重于沉积微相及储层非均质性的研究;而动态的研究着重于研究水淹情况的变化,并分析来水突进的方向;结合的办法采用灰色关联法。利用12个动、静态评价因子,通过对西江30-2油田边、底水油藏建立评价体系,采用这种评价方法,可以发现其评价效果较好。在综合评价过程中,主控因素可能并不仅仅为一个,应根据不同油藏采用合理方法选取恰当的主控因素,以达到有效评价剩余油的分布。     

混合地层水对测井解释剩余油分布的影响研究

我国绝大多数油田都是采用注水开发的,水淹层测井解释评价剩余油分布就显得尤为重要。研究剩余油分布,最关键的是水淹层剩余油饱和度的确定。根据多年从事测井解释的经验,分析了水淹层由于注入水与地层水综合作用对于测井电阻率、自然电位、声波时差三方面的影响。认为混合地层水特性是影响水淹层测井解释的难点,并提出了低渗透储层基于纯水砂岩和含泥质砂岩计算水淹层含油饱和度的经验公式。     

胜利油田页岩油藏钻井液技术

胜利油田相继在罗家等区块部署了页岩油藏水平井,用于页岩油的开发。页岩地层层理和微裂缝发育,钻井过程中极易引起井壁失稳问题。同时,由于水平段较长,也存在着润滑、井眼清洁等难题。针对施工难点和风险,研究制定了页岩油藏钻井液方案,二开采用胺基钻井液体系,三开采用油基钻井液,顺利地完成了钻井施工。就胜利油田页岩油藏钻井液技术进行了介绍和分析,针对应用过程中存在的一些问题进行了探讨,对页岩油藏的勘探开发有一定的启示作用。     

多矿物岩石物理建模在新疆吉木萨尔页岩油储层预测中的应用

新疆吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩油已经成为中国首个规模化开发的陆源碎屑沉积页岩油藏。该区储层具有埋深大、物性差、非均质性强等特点，有效储层与围岩之间的波阻抗差异较小，利用常规反演方法追踪储层较困难。从岩石物理分析的角度出发，分析储集层的测井响应特征，优选出几种敏感参数。传统岩石物理建模以简单的砂岩和泥岩等岩性组合为基础，难以有效满足岩性复杂情况下的岩石物理建模需要。本文从徐怀特模型出发，在多种矿物组合的条件下，扩展了徐怀特模型的应用范围，从而计算出更加精确的岩石物理参数，为储层追踪提供了更多的敏感参数。采取了波形指示反演方法，不再局限于波阻抗等单一的参数来识别储层，纵向上的分辨率也突破了传统反演方法的理论极限，为薄储层的反演提供了新思路。     

E区块薄差层井网调整优化研究

E区块由于水驱阶段开发时间较长且井距较大,井网波及效果差、含水率高,为了进一步挖潜剩余油,需要对井网进行调整。试验区油层整体上发育较差,层间差异大,好层、差层垂向上交互分布,如果同时开采,差层难以得到有效动用,所以确定先开发差层、再开发好层的开发次序。目前,E区块葡Ⅰ3层处于三元复合驱后续水驱阶段,产量低,需上返到萨Ⅱ、萨Ⅲ、葡Ⅰ1-2层组,结合三元上返井网和目前水驱井网共设计4套井网调整方案,对薄差层进行井网调整优化研究。采用数值模拟技术建立地质模型,然后在历史拟合的基础上对剩余油进行分析,目前剩余油主要分布在断层边部及井网控制不住的区域。根据方案效果对比结果,推荐方案4(即利用三元上返井网结合14口水驱井的方案),初期含水率为90.34%,初期产能43.15 t,阶段采出程度为16.77%,最终采收率为53.25%。     

特高含水期油田剩余油评价方法在某单元的应用

在严重的油藏非均质情况下，特高含水开发期坨21断块沙二1—7单元地下剩余油潜力具有“厚度薄、分布零散、面积小、油层物性差、驱替能量低”的特点，利用三次加密、层系细分等传统井网调整技术来挖掘这部分潜力，经济效益变差。围绕高含水期井网综合调整这一核心，通过系统的开发地质及油藏工程的研究，取得了一些重要的成果和认识。     

滑动轴承油膜涡动和油膜振荡故障诊断及在线消除

阐述滑动轴承油膜涡动和油膜振荡的机理,通过实验运用振动分析软件给出油膜涡动和油膜振荡的特征,分析影响轴承产生油膜涡动和油膜振荡因素,提出了防止油膜涡动及油膜振荡的措施,并给出一种新的油膜涡动和油膜振荡在线消除方法。     

基于成像测井和常规测井多信息融合的致密油砂地比测井解释

鄂尔多斯盆地陇东地区延长组长8段致密油资源潜力巨大,为了获取致密油层系广泛发育的薄互层的砂地比准确计算值,对长8段的复杂岩性、薄层厚度以及含油性进行了特征分析,成像测井的高分辨率电阻率能更好地反映地层岩性的变化,有利于长8段复杂岩性的精细识别。通过对不同纵向分辨率内砂地比进行数值分析,建立了成像测井高分辨率电阻率砂地比计算模型,并利用电阻率各向异性,建立了利用感应测井和侧向测井等常规测井的砂地比计算模型,基于模型的应用结果分析,绘制了砂地比和电阻率的交会图。研究表明,成像测井砂地比计算模型和常规测井砂地比计算模型,能为研究区致密油开发、识别优质储层提供借鉴。