涠西南油田砂岩储层水驱油效率影响因素分析

以南海西部北部湾盆地涠西南凹陷的大量岩心油水相渗试验、压汞试验为依据,从储层样品的物性、岩性、润湿性、微观孔隙结构等方面,对区域主要含油储层的水驱油效率主控因素进行了深入分析。结果表明,该区域储层岩心样品以水湿为主,以细砂岩为主的样品驱油效率好于粗砂岩与砂砾岩。从物性角度分析得出在不同渗透率级别范围内,驱油效率受物性的影响规律不同。整体上,水驱油效率受微观孔隙结构的影响最大。     

阿尔凹陷储层微观孔隙结构对水驱油效果影响研究

储层岩石多孔介质的微观孔隙结构特征密切影响着油气渗流和微观剩余的形成和分布,在某种程度上也决定着开采方式的选择和后续调整措施的有效性。研究了阿尔凹陷储层微观孔隙结构对水驱油效果的影响,明确了影响水驱油开发效果的关键因素：孔喉半径比大小对微观驱油效率有显著影响,平面非均质性和层间非均质性是影响最终采收率的主要因素,细分层系,分层注水,提高波及效率是提高阿尔凹陷最终开采效果的主要技术措施方向。     

鄂尔多斯盆地长6油层组储层水驱窜流影响因素实验研究

依据鄂尔多斯盆地长6油层组储层的地质特征,研制了均质、非均质及裂缝型等3类模拟目标储层性质的人造岩心,并利用研制的储层模型开展了水驱窜流影响因素评价实验。实验可知,长6油层组储层受微观非均质性的影响,见水时间早且见水后含水率上升快,同时受微观非均质影响,驱油效率比中高渗透储层驱油效率低10%以上。岩心非均质程度增大,见水PV数逐渐减小,见水后含水上升快,当渗透率级差为50时,采收率比等渗透率均质油藏低12%。含裂缝的岩心中,注入水窜流严重,裂缝型特低渗油藏与同等渗透率均质油藏相比,采收率降幅近50%。     

渤海稠油油田高含水期储层物性变化规律研究

渤海海域拥有丰富的稠油资源,长期注开发使稠油储层物性发生了较大变化。通过室内试验、油藏数值模拟及测井参数解释方法对渤海Z稠油油田储层的孔隙度和渗透率2种主要物性参数进行分析,总结出了注水开发前后储层物性的变化规律。研究表明,经过长期水驱后,油田的平均孔隙半径、平均孔隙度和渗透率整体都有所增加,但表现出2种相反的变化趋势：低渗透储层孔隙度、渗透率减少;高渗透储层渗透率增加,大孔隙的数量逐渐增多。储层这2种相反的变化趋势导致储层非均质性更加严重,储层层间矛盾日益突出。     

注水对濮城油田储层微观结构的影响研究

以濮城油田沙二、沙三储层为实例，通过室内试验模拟现场注水过程，研究了注水对储层岩石孔隙空间结构特征以及微观孔隙结构特征的影响规律，旨在为油藏工程的综合治理、稳油控水设计等提供，必要的参考。研究结果表明，对特低渗类型的岩石而言，水驱后可在一定程度上提高岩石孔隙的均质程度；而对物性较好的低渗、中低渗类型的岩石，水驱可进一步加大岩石孔隙的非均质程度，压汞资料反映出水驱后岩石喉道变得更加非均质化，水驱前后岩样的喉道变异系数均具有随岩石渗透率的增大而减小的特征。     

浅层超低渗致密砂岩储层应力敏感性定量模型

为研究浅层超低渗致密砂岩储层应力敏感性,以鄂尔多斯盆地渭北油田延长组储层为研究对象,采用变围压应力敏感性试验,分析长3、长6和长7油层组的应力敏感性程度,并建立相应的应力敏感性定量模型。研究表明,长3油层组应力敏感性为弱-强,波动范围较大;长6油层组应力敏感程度强;长7油层组应力敏感程度中等偏强-强。同一储层初始渗透率越低,应力敏感性越强。储层渗透率对净围压变化普遍比较敏感,渗透率不可恢复率随埋深的增加而减小。当初始渗透率大于0.3mD时,渗透率最大损失率随渗透率的增大而增大;当初始渗透率小于0.3mD时,渗透率最大损失率随渗透率的增大而减小。研究区长3油层组应力敏感性模型以幂函数和指数函数为主。     

渤海油田油水相对渗透率和水驱油效率研究

驱油效率是注水开发油田的一个重要指标,是水驱油田的极限采收率,因此要评价油田水驱采收率的潜力,首先应分析驱油效率的理论值。以渤海油田283条天然岩心测量的非稳态油水相对渗透率曲线为样本,统计得到了束缚水饱和度、残余油下水饱和度、束缚水下油相相对渗透率、残余油下水相相对渗透率、残余油下归一化水相相对渗透率与有效渗透率间的统计规律,由此得到渤海油田驱油效率与岩石有效渗透率的统计规律。同时,利用相对渗透率曲线、分流量方程和Welge方程从理论上推导了水驱油效率计算公式,在此基础上研究了驱油效率的影响因素以及水驱油实验的取值条件。     

定边地区长82储层微观非均质性试验分析

油气储层的微观非均质性特征是储层地质学研究的重要内容之一。通过真实砂岩微观孔隙模型试验，并结合薄片鉴定、物性分析、扫描电镜等分析测试对孔隙结构进行深入分析，对鄂尔多斯盆地定边地区长82储层的微观非均质性进行研究。研究表明，研究区长82储层的微观非均质性很强；沉积微相和成岩作用是影响微观非均质性的根本原因；微观非均质性所导致的绕流是影响水驱油效果和剩余油分布的主要原因；研究区主要发育剩余粒间孔隙、溶蚀孔一剩余粒间孔隙和致密孔隙，建议相应地针对上述孔隙类型制定不同的注水开发方案。     

裂缝对致密砂岩储层应力敏感性及渗流特征影响研究

裂缝的存在对致密砂岩油藏渗流特征和开发效果有较大影响。选取松辽盆地北部致密砂岩岩样,采用恒定驱替压差、恒定净围压2种试验方法评价了人工裂缝对致密砂岩岩心应力敏感性影响,通过建立考虑启动压力梯度的油水相对渗透率计算模型,利用非稳态恒压法测定得到了致密砂岩储层岩心造缝前后的油水相对渗透率曲线,分析评价了裂缝对致密砂岩油藏渗流特征的影响规律。结果表明,带裂缝致密砂岩岩心具有强应力敏感性,增大孔隙内压可以促进裂缝开启,降低应力敏感性损害程度;裂缝的存在,使致密储层岩心油水相对渗透率曲线的共渗区范围增大,驱油效率增加,残余油饱和度下水相相对渗透率显著增大,改善了致密砂岩储层的整体开发效果。     

安棚特低孔低渗油田水驱渗流特征研究

为了搞清油水在特低孔低渗油层中的运动规律和水驱油效率,特开展安棚特低孔低渗油田水驱渗流试验研究。研究结果表明:特低孔低渗油层油水渗流均存在非达西渗流特征,启动压力梯度与临界压力梯度较高,水驱油存在一最佳驱替速度。油水相对渗透率曲线类型多,具有束缚水饱和度、残余油饱和度和无水期驱油效率较高,等渗点水饱和度低、相对渗透率低,两相流动区间窄的特点。该成果对改善低孔低渗油层注水开发具有一定指导意义。     

庄9井区长8_2油层储层非均质性研究

庄9井区经过几年的注水开发,油藏存在着平面产能、地层能量分布不均衡,部分区域注采井网不完善、含水上升较快,层间、层内注水矛盾突出等问题。针对上述问题,运用物性平面展布特征、隔夹层、韵律性、变异系数以及储层内部结构发育情况等指标对长8_2油层的层间、层内、平面非均性进行逐一分析。结果表明,该层位的砂体连续性以及物性的分布差异比较大,层内渗透率韵律性以复合韵律为主,纵向上储层的渗透能力不均匀,各个小层的夹层频率和密度大小分布不一,长82油层层内渗透率的变异系数偏大,其非均质性为中等偏强,另外,从小层的分层系数和砂岩密度来看,长8_2油层的非均质性也较强。     

乌南油田N_2~1油藏储层非均质性研究

乌南油田N12主要为一套三角洲前缘-滨浅湖亚相的沙泥沉积,储层属于特低孔特低渗储层。利用储层的测井物性解释资料,结合岩心分析资料,对研究区N12储层的层内、层间、平面非均质性进行了研究。研究表明,总体储层非均质性强。层内非均质性与沉积微相密切相关,单砂层垂向上渗透率以正韵律和反韵律为主,夹层多。各沉积微相非均质性强弱依次为:水下分流河道、河口坝、远沙坝-席状沙、坝核、坝缘、沙滩。层间渗透率差别大,Ⅰ、Ⅱ油组非均质性最强,单层层数越多,层间非均质性越强。储层平面非均质性变化受沉积相控制,渗透率平面变化较大,砂体相变较快,连通性较差。     

基于储层分类的渗透率测井计算方法

海拉尔盆地贝301区块南屯组储层岩石类型多样化,以砂岩、砂砾岩为主,且砂砾岩储层非均质性强、渗透率变化大,通过常规的数理统计解释模型计算的渗透率精度低。在划分岩性的基础上,利用岩石物理微观孔隙结构对内部差异相对较大的砂砾岩储层进一步分类,分别建立渗透率模型。该方法经检查井实际资料处理验证,计算渗透率平均相对误差从分类前的180.6%降低到分类后的48.2%,精度明显提高,效果较好。     

滴12井区八道湾组油藏储层敏感性特征及注水防膨评价

通过对滴12井区八道湾组储层敏感性试验、注入水与地层水配伍性评价、储层注水伤害评价、防膨稳定剂效果评价的研究发现,该井区储层具有中等偏强-强水敏特征,其临界矿化度为1384．05mg／L;注入水与地层水配伍性好;当注入水达30倍孔隙体积倍数时,储层注入水伤害模拟评价结果表明,其渗透率的损失率平均为42．8％;0．3％的彩-12#防膨稳定剂对储层具较好的防膨稳定效果。     

胜北地区复杂微观结构储层岩电关系及含油饱和度主控因素分析

在胜北地区低幅度构造背景下,上侏罗统喀拉扎组(J3k)油藏Ⅲ、Ⅳ油组储层微观结构复杂,油、水分布关系多样,油、水层电性对比度低,测井识别难度大。以胜北地区J3k油藏基本地质特征为出发点,分析了储层微观结构特征和影响储层渗透率的主要原因,提出了油水界面以上近似油柱高度情况下孔隙结构是控制含油饱和度的最主要因素,并以此得出了油气的深度剖面分布规律。基于此,给出了针对性的测井储层评价方法,利用测井资料定量计算方解石含量及多元渗透率模型判别储层类型;并针对不同储层类型,采用符合储层微观特征的、差异化的岩电参数精准计算含油饱和度,核磁共振成像测井识别孔隙分布及流体性质等。该研究方法在现场推广应用中取得了良好的效果,极大地推进了胜北地区的油气勘探开发进度。     

合水油田庄9区长82油层测井参数解释模型及储层评价下限标准

致密油层具有储集孔隙空间小,渗流能力差,非均质性强,岩性、电性变化大,油水关系复杂、流体测井识别难度大等特点,如何有效利用测井资料评价该类油层,对油田的勘探、开发具有重要意义.以鄂尔多斯盆地合水油田庄9区致密油层长82油层为例,充分利用测井、取心、录井、测试分析等资料,建立了合水油田长82油层测井参数解释模型:研究区开发井密度曲线较少,选用声波时差建立了孔隙度解释模型;孔隙度与渗透率相关性较好,利用两者交会图法获得渗透率模型;采用阿尔奇公式计算得到研究区的含油饱和度解释模型.并确定了储层评价下限标准:渗透率下限为0.1mD,孔隙度下限为8.0％,声波时差下限为220μs/m,电阻率下限为20Ω·m,含油饱和度下限为45％.该模型及下限标准为研究区致密油层的识别、储量的提交与升级提供了依据,也为复杂致密储层的测井评价提供了借鉴.     

镇北油田镇287井区长81油层储层特征及评价

针对镇287井区部分油井含水上升、产能递减较快以及单井产能不稳定的问题,从地质方面着手,应用测井、岩石薄片、扫描电镜、X衍射、粒度分析、压汞分析等资料,对长81油层储层的岩石学、物性、孔喉及其非均质性等特征进行分析。结果表明,研究区长81油层储层岩性主要为岩屑长石砂岩、长石砂岩;属低孔、特低渗储层;发育粒间孔和溶蚀孔,孔喉组合类型属于小孔隙、微细喉道类型;储层控制因素主要为成岩作用和沉积环境。通过计算得出,长81油层储层渗透率变异系数为0.68,表明其非均质性较强。根据储层物性和孔隙结构参数,将研究区储层分为3类,即Ⅰ类为优质储层,Ⅱ类为较好储层,Ⅲ类为一般储层。     

基于核磁共振技术的火山岩油藏驱油特征试验研究 ——以XQ井区为例

新疆XQ井区火山岩储层物性差,投入开发后存在地层能量不足、产量递减快、采出程度低的问题,为优选符合该类油藏的有效开采模式以及找出不同方式的驱油特点,提高油气采收率,以该井区安山质火山岩为研究对象,基于核磁共振技术,对岩心分别开展了CO2驱油和水驱油试验,分析不同驱油方式对岩心孔隙油水动用情况以及驱油效率的影响.试验结果表明,岩心孔隙构成主要为小孔隙,少量为中孔隙和大孔隙,油相主要分布在小孔隙区域,小孔隙为主要产油贡献区;总体原油采收率较低,驱替采油作用主要发生在流体注入初期,注水开发方式的采收率高于注CO2开发;岩石物性参数孔隙度与渗透率对于原油采收率有一定的影响,呈正线性关系,实际生产时应结合现场具体情况选取合适的注采方案.在制定实际开发方案时,可通过提高开采初期流体注入压力和注入量来提高初始阶段采出程度,提高经济效益.     

莺歌海盆地高温高压气藏储层保护技术

通过对莺歌海盆地区域地层的潜在损害因素进行分析,结果表明该区域地层存在强水敏性损害,弱碱敏和弱应力敏感损害;同时对该地区储层孔渗特征进行分析,提出了适应该区域储层特性的理想充填粒子暂堵和改变岩石表面性质的油保技术,利用暂堵剂优选智能化应用软件优选出合理的暂堵剂分布比例,结合性能良好表面活性剂从封堵和降低油气在孔隙中的流动阻力2方面来提高储层保护效果。该体系能够有效保护储层,岩心渗透率恢复值达到90%左右,达到提高油气产量的目的。     

大庆油田三元复合驱前后密闭取心井水洗状况分析

研究大庆油田5个区块三元复合驱前后密闭取心井的水洗资料。水洗结论表明5个区块中E区块的三元复合驱效果最好,驱油效率提高幅度为17.3%,同时三元复合驱的驱油效率是油层水洗比例和水洗程度的综合反映,因此提高水洗比例和水洗程度可以提高三元复合驱的驱油效率。分析三元复合驱前后密闭取心井在主流线的相对位置,表明在主流线中间位置的密闭取心井驱油效率提高幅度高于靠近生产井的;储层的韵律、夹层和渗透率等非均质性参数数据表明在不均匀型和均匀型的同类型储层里,内部相对非均质性越强,三元复合驱效果越好。