坨11 井区南沙二段8 砂组河口坝砂体岩相组合识别及对储层的控制作用

中高渗透砂岩油藏经数十年的注水开发后进入特高含水后期,形成强吸水、低驱替效率的高耗水带,且高耗水带仅形成于单砂体的某一特定位置,以单砂体为研究单元的地质分析已难以满足该类油藏剩余油挖潜的需要。为此,基于岩心、露头的岩相分析,以岩性为主控因素将开发地质研究单元细化为岩相组合级次,并利用灰色关联分析法实现岩相组合的常规测井资料地质解释。依据井资料归纳坨11井区南沙二段8砂组河口坝复合砂体和单砂体的岩相组合模式,并结合储层渗流特征,认为从地质因素方面考虑,复合砂体间高耗水带易在坝主体Ⅱ-坝主体Ⅱ叠置模式中发育,单砂体内高耗水带易在单一坝主体Ⅱ岩相组合发育的朵叶体中部形成,垂向上高耗水带位置与坝主体Ⅱ发育位置相对应。     

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。