聚合物驱后微观剩余油分布的网络模型模拟

利用网络模型研究了储层特性(孔隙半径、连通性、均质性和润湿性)对聚合物驱后剩余油含量及微观分布形态的影响.在模型中考虑了聚合物的非线性粘性、吸附和捕集等特性.将微观剩余油分为孤立状、条带状和网络状3种不同的分布形态.模拟结果表明,随着孔隙半径的增大,孤立状剩余油增多,网络状剩余油减少.随着连通性的增强,孤立状剩余油增多,其他两种形式剩余油变化趋势复杂多样.储层均质性对孤立状和网络状剩余油的影响均比较明显.在3种影响因素下,网络状剩余油所占比例明显大于孤立状和条带状.随着储层润湿性的增强,剩余油饱和度降低的速度减慢.     

基于三维网络模型的聚合物驱后微观剩余油研究

摘要：利用三维网络模型模拟了饱和油、水驱和聚驱三个驱替过程,研究了聚驱后的微观剩余油分布状态,分析了孔隙半径、配位数、形状因子、润湿性等孔隙结构参数对聚驱后剩余油分布的影响。结果表明：随着孔隙半径、配位数、形状因子的增大,聚驱后剩余油百分含量降低;水湿油层的聚驱采收率高于油湿油层的聚驱采收率。 关键词：网络模型;聚合物驱;剩余油;微观分布     

高凝油油藏微观剩余油分布影响因素分析——以大民屯凹陷S84-A12块为例

高凝油藏剩余油分布状态决定了油藏的开发调整方式,但前人针对剩余油动态变化影响分析较少。由于油品的特殊性,含蜡量及开采驱替方式均会对储层孔隙结构进行改造从而影响微观剩余油的分布。基于此,利用高精度电子计算机断层扫描(computed tomography,CT)技术建立数字岩心模型,恢复微观孔隙结构,实验分析得出微观剩余油动态变化主要受含蜡量及驱替程度影响。随温度降低蜡滴析出加快,含蜡量增加从而分割孔隙中剩余油。驱替倍数提高,储层孔喉连通性提高,剩余油分布样式由块状、网络状向孤滴状变化。     

蟠龙油田F110井区延长组储层微观非均质性模拟

通过真实砂岩微观孔隙模型实验.对储层内油、水两相流体的微观渗流机理进行模拟,以求更深层次地了解研究区延长组砂岩储层的微观非均质性及其对剩余油分布的影响.分析认为,研究区延长组储层的微观非均质性很强,且存在储层物性越好,其微观非均质性越强的特点,成岩作用和孔隙结构是影响微观非均质性的主要因素.实验表明,微观非均质性是影响水驱油效果和剩余油形成的内因.在充分认识研究区延长组砂岩储层4种主要孔隙类型的基础上,根据实验结果,建议相应地制定3类注水开发方案,剩余原生粒间孔隙型和次生溶蚀孔隙型归为一类,微裂缝型一类,自生矿物晶间微孔隙型一类.     

胜坨油田二区三角洲砂岩油藏剩余油形成的影响因素分析

胜坨油田二区三角洲砂岩油藏剩余油形成的影响因素是多方面的。研究表明，宏观影响因素主要有7种，其中有4种因素影响较大。侧缘微相带由于注水状况差，易于形成剩余油；小鼻状微型构造高部位剩余油相对富集，且向上驱油对油井生产有利；靠近断层的地带封闭性好，剩余油相对富集；注水井网不完善易于形成相对富集的平面剩余油潜力区。微观影响因素主要来自孔隙结构的非均质性、原油性质和注水压差，剩余油主要是在多孔隙网络体系条件下形成，其形态多以油珠、油丝、小油块和孤岛状分布。剩余油形成过程中，宏观因素对微观因素有4个方面的控制作用，它们决定油层孔喉结构及润湿性，提供水驱油动力，控制水驱油过程，影响水驱油的速度。此研究结果有助于研究区的剩余油挖潜。     

流花油田礁灰岩储层微观性质及驱替特征研究

与碎屑岩储层相比,礁灰岩储层的微观孔隙结构复杂且具有油湿性,其水驱油机理主控因素尚不明确。采用“岩芯扫描电镜、铸体薄片、压汞、润湿性”等静态资料与“微观驱替及岩芯驱替实验”等动态测试相结合的分析方法,建立了“静态数据动态化”的渗流机理研究新方法,明确了礁灰岩储层的微观性质与流体驱替特征的关系以及不同孔隙结构的剩余油分布规律。研究表明,流花礁灰岩储层微观孔隙结构可分为4类,其中,I、Ⅱ、Ⅲ类为有利储层,具有低排驱压力、低退汞效率及强非均质性的特点,储层渗流能力与储层类型关系密切,主控因素有储层类型、孔喉半径比和润湿性3个关键因素。水驱前后的油水分布特点及不同岩芯驱替动态与驱替效果受储层微观性质控制并有直接的相关性。     

致密砂岩气藏孔隙结构对物性及可动流体赋存特征的影响——以苏里格气田东部和东南部盒_8段储层为例

利用恒速压汞及核磁共振实验研究致密砂岩储层微观孔隙结构对宏观物性及可动流体赋存特征的影响。研究结果表明:喉道非均质性是引起致密砂岩储层微观非均质性的主要原因。喉道半径、分布形态、有效孔隙和喉道数和体积等影响气藏的渗流能力,孔喉半径比大、分布范围窄是造成致密砂岩储层物性及可动流体含量低的主要原因之一。可动流体饱和度与所处空间位置无关,只与孔隙和喉道半径有关,喉道的类型差异及喉道半径的分布特征是影响可动流体饱和度的主要因素。     

双河油田聚合物驱后微观剩余油分布特征

为进一步认识聚合物驱后油藏微观剩余油分布特征,以河南双河油田天然岩心铸体薄片真实孔喉为基础制作微观仿真模型,采用微观模型驱油实验以及图片分析方法研究了不同渗透率模型水驱后、聚合物驱后微观剩余油分布特征。结果表明,水驱后剩余油以簇状、柱状分布为主,少部分以膜状、孤岛状和盲端/角隅状分布;聚合物驱对各个形态剩余油均有不同程度的驱替效果,对簇状、盲端/角隅状剩余油驱替效果尤为明显;聚合物驱后微观剩余油形态仍以簇状、柱状剩余油为主,膜状、孤岛状剩余油比例上升明显。     

孤岛油田储层微观结构特征及其对驱油效率的影响

利用岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜和压汞资料，对孤岛油田馆上段储层微观结构进行了全面研究。馆上段的孔隙结构可以分为4种类型，以Ⅱ，Ⅲ类孔隙结构为主，微观非均质性严重。沉积环境和成岩作用是影响储层微观结构的主要地质因素，经过长期注水开发，在一定程度上改善了储层微观结构。储层孔喉分布和孔隙结构的非均质性是影响孤岛油田驱油效率的主要因素之一，岩石润湿性的分布不均匀是影响驱油效率的另一重要因素。     

利用核磁共振研究特低渗透油藏微观剩余油分布

利用大庆外围油田特低渗透储层岩心,将特低渗透物理模拟实验和低磁场核磁共振仪相结合,建立了研究特低渗透油藏微观剩余油分布的新方法,分析了不同润湿性、不同驱替压力和不同含水阶段的微观剩余油分布规律.研究表明:亲水储层剩余油主要分布在中-大孔隙中,而亲油储层剩余油主要分布在中-小孔隙;随着驱替压力的增大,特低渗透储层剩余油饱和度降低,并且小孔隙中的剩余油变化较小,而中孔隙和大孔隙中的剩余油饱和度明显降低;小孔隙中的油主要在见水前阶段采出,见水后其剩余油饱和度变化较小,而见水后中-大孔隙中的剩余油饱和度降低比较显著.上述研究丰富了核磁共振技术在油田开发中的应用.     

胜坨油田二区三角洲砂岩油藏剩余油形成的影响因素分析

胜坨油田二区三角洲砂岩油藏剩余油形成的影响因素是多方面的。研究表明,宏观影响因素主要有7种,其中有4种因素影响较大。侧缘微相带由于注水状况差,易于形成剩余油;小鼻状微型构造高部位剩余油相对富集,且向上驱油对油井生产有利;靠近断层的地带封闭性好,剩余油相对富集;注水井网不完善易于形成相对富集的平面剩余油潜力区。微观影响因素主要来自孔隙结构的非均质性、原油性质和注水压差,剩余油主要是在多孔隙网络体系条件下形成,其形态多以油珠、油丝、小油块和孤岛状分布。剩余油形成过程中,宏观因素对微观因素有4个方面的控制作用,它们决定油层孔喉结构及润湿性,提供水驱油动力,控制水驱油过程,影响水驱油的速度。此研究结果有助于研究区的剩余油挖潜。     

低渗致密砂岩储层孔隙结构特征及自发渗吸实验

为深入研究低渗致密砂岩储层渗吸驱油机理以及渗吸过程的影响因素,以鄂尔多斯盆地H区块长8储层段致密砂岩储层为研究对象,采用铸体薄片、扫描电镜以及恒速压汞等试验手段对孔隙类型、孔隙半径、喉道半径以及孔喉比等孔隙结构特征参数进行了分析,并利用渗吸实验和核磁共振实验对自发渗吸驱油特征及影响因素进行了研究。结果表明：研究区块致密砂岩储层孔隙类型以粒间孔、粒内溶孔和晶间孔等为主,主要分为中大孔型和微小孔型孔隙,这两类孔隙的孔隙半径相差不大,但孔隙数量、喉道半径以及孔喉比的差异较大。致密砂岩岩心自发渗吸初始阶段渗吸速度较快,后期逐渐下降,中大孔型的岩心自发渗吸驱油效果好于微小孔型岩心;随着致密砂岩岩心表面水润湿程度的增强,自发渗吸采收率逐渐增大;而随着渗吸液界面张力的降低,自发渗吸采收率呈现出先上升后下降的趋势,因此,在实际应用中,应使渗吸液具有合适的界面张力,从而使自发渗吸采收率达到最大。     

川中中台山地区侏罗系自流井组大安寨段致密油储层孔隙结构特征

致密储层岩石孔隙结构对致密储层中油气的储集能力和渗流机理有着重要影响。为了更好的对研究工区内甜点进行有效的识别,进一步指导后续的致密油开采,笔者运用氩离子抛光扫描电镜技术、低温氮气吸附脱附法和高压压汞实验对川中中台山地区侏罗系大安寨段致密油储层的微观孔隙结构进行了详细的研究。研究结果表明:1川中地区侏罗系大安寨段致密储层孔径范围主要集中在微米-纳米级,孔隙类型可分为有机质孔、无机孔、裂缝,其中有机质孔对储层的贡献最大;2有机质孔内TOC的含量与有机质孔的数量,两者之间呈现较好的正相关;3致密储层微观孔隙结构类型复杂多样,孔径主要分布在3~30 nm,以中孔为主、大孔和微孔不发育;4黏土矿物含量、脆性矿物含量、有机碳含量、有机质热演化程度、成岩作用、保存条件共同影响着致密储层的孔隙结构。在上述研究的基础,分析了川中地区致密储层孔隙结果的影响因素,为后续的致密油甜点识别提供了地质依据。     

微观剩余油分布模式及提高水驱效率实验研究

以大港油田孔南地区7种不同类型储层为基础,设计了恒压和变压条件下注水驱替微观实验,研究了水驱油的微观驱替特征、剩余油分布模式和影响水驱效率的因素。通过实验观察,将储层孔喉划分为大孔粗喉、中孔中喉和小孔细喉3种类型,相应的剩余油也划分为3种分布模式,不同模式又可进一步分为几种类型。恒压注水时,影响水驱效率的主要因素是储层的孔喉结构,变压注水受孔喉结构影响较小,不同储层都可以通过变压注水来提高水驱效率,从而提高最终采收率。     

西峰白马区润湿反转剂驱模拟研究

西峰油田白马区长8油藏平均渗透率为0.77×10^-3μm²,属低渗透率油藏,储层岩石润湿性普遍存在中性偏亲油性。为了提高原油采收率,针对该油藏条件开展了室内润湿反转剂驱实验和数值模拟研究,优选出适合该油藏的最佳驱油方案为：段塞尺寸为0.1倍孔隙体积,段塞组合为1000mg/L(0.05PV)＋200mg/L(0.05PV)。应用润湿反转剂模型预测最佳驱油方案的原油采收率可以达到36.75％,与注水开发相比提高9％左右,润湿反转剂换油率达到538t/t。可以认为低渗透油藏注润湿反转剂开发是可行的。     

纳米材料改变岩石矿物润湿性的研究进展

在油气开采过程中,储层岩石润湿性变化能显著提高油气产量,因而改变润湿性技术具有很大的发展潜力.将储集层岩石润湿状态转变为亲水状态的新方法和新化学剂引起了石油研究人员的高度重视.纳米材料在其他科学领域已经有较广泛的应用,但其在石油开采中仍处在探索发展阶段.综述不同种类纳米材料在改变油气藏岩石矿物润湿性方面的研究进展,同时讨论两种岩石矿物类型(灰岩和砂岩),总结纳米粒子的种类、尺寸等因素对纳米材料性能的影响.重点介绍测量润湿性变化的两种方法,即动态测量法和静态测量法.通过将纳米材料和其他化学剂相组合,讨论不同类型流体和不同注入过程的岩心驱替试验.展望纳米材料在提高油气最终采收率方面的应用前景.     

胜坨油田特高含水期储层岩石物理相研究

应用沉积岩石微相与成岩储集相叠加法对胜坨油田沙二段 14,2 3 小层进行了岩石物理相分类及储集层综合评价 ,并研究了储层孔隙网络非均质性、岩石物理相带对剩余油的控制作用。研究结果表明 ,14小层岩石物理相可划分为 6类 ;2 3 小层可划分为 5类。各类岩石物理相之间的储集性能有明显差别。对特高含水期不同岩石物理相带的剩余油分布的分析表明 ,14小层的第 4类和 2 3 小层的第 3类岩石物理相带的剩余油饱和度最高 ,说明在相同成因的储集层中 ,中等物性的岩石物理相带的非均质现象较严重 ,其剩余油较富集 ,因而在此相带布井采油 ,油井含水率比同期老井降低 13.1% ,这进一步说明用岩石物理相来预测特高含水期的剩余油分布是可行的。