基于微观孔喉结构的剩余油形成机理与动用界限

基于岩心实验,利用T2谱对不同孔喉半径的含油量进行了分析,确定了微观剩余油含量较高的孔喉半径分布状况;基于大、小孔喉并联模型,应用伯肃叶流动方程,考虑微观储层条件下的主要作用力,对原油的滞留机理及流动规律进行了研究;基于孔渗关系方程,确定了剩余油的动用界限,结合目标区块不同孔喉半径对应的剩余油分布特征,提出了高含水期剩余油挖潜对策。结果表明,随着驱替倍数的增加,大孔喉中的油逐渐驱出,水相逐渐变为连续相,小孔喉中形成“注水绕流式”的滞留剩余油;随着小孔喉半径的增大,临界驱替压力梯度减小,目标区块潜力孔喉半径为35μm,对应的临界驱替压力梯度为0.06MPa/m;上述成果应用到渤海SZ、QHD陆相稠油油田高含水期开发调整,由定向井反九点注采井网调整为水平井联合定向井行列、五点井网,采收率分别提高14.1%、15.2%,极大改善了高含水期开发效果。     

采用新型X射线装置研究礁灰岩渗流特征

针对礁灰岩油藏复杂的渗流特征,实验采用了一种新型的X射线装置;该装置是美国Coretest公司生产的XRSC—198 X射线线性扫描仪,它不仅可以完成常规的高温高压驱替实验研究,也可以进行岩芯驱替过程中流体饱和度和相渗曲线的测试。研究采用的是LH11-1礁灰岩油田取得的岩心,利用XRSC—198 X射线线性扫描仪开展了组合长岩心初期水驱油驱替实验和50倍水体驱替实验。研究了储层岩心水驱油两相渗流特征、驱替效率以及相渗特征。采用X射线扫描方式得到了驱替各个阶段含水饱和度分布情况。实验结果显示,对于礁灰岩油藏初期水驱阶段采收率较高,后续通过高倍水驱的方式也可以采出较少的剩余油。通过X射线扫描可以发现随着注入端流体的注入,X射线强度不断减弱,可以得到较明显的驱替前缘特征。在高倍水驱阶段,X射线强度变化很小,说明岩心内流体饱和度变化较小,原油采出较少。     

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.     

高渗储层特高含水期渗流规律实验模拟及流场表征

以孤东油田七区西馆陶组Ng63+4砂层组地质特征为基础,设计二维平面物理模型进行水驱实验,组建压力、饱和度全程同时实时监测系统,并以绘制场图的形式表征模型内部压力及含水饱和度分布,系统地揭示了含水上升规律与压力、饱和度分布之间的关系。基于驱替过程中模型内部压力及含水饱和度分布的变化规律,推导出油水两相的速度分布及流线,通过调整注采关系改变流线,研究特高含水期供给边界及压力梯度的改变对储层油水两相饱和度分布的影响。建立质点迁移模型计算平面模型内部含水饱和度分布,并将预测值与实验测量值对比,认为长期注水冲刷及压力波动会导致储层的孔渗性及润湿性改变,进而导致油水两相相渗曲线改变。通过修正相渗曲线,预测得出与实验测量结论具有高相似度的含水饱和度分布,为高渗油藏特高含水期剩余油分布预测提供了一套新的思路。     

利用CT技术的超低渗岩心油水驱替特征研究

超低渗透油藏CT扫描技术能够观察水驱油过程中不同时刻各流体饱和度在岩心中的分布,以及驱替后残余油分布。通过CT扫描技术在模拟超低渗透储层水驱油过程中,测定不同时刻岩心流体饱和度,观察岩心内部油水两相饱和度变化和分布,分析水驱特征。发现在致密且孔喉分布相对均匀及毛管压力显著的岩心中,水相饱和度前缘剖面变化十分陡峭,岩心内部水相饱和度以类似"活塞"式向前驱替。水相突破后岩心内各断面上饱和度分布不再发生较大变化,岩心出口端面不再产油,驱替相水与被驱替相油之间油水共渗区极其狭窄。对于超低渗透岩心,产生"活塞"式驱替的临界端点流度比为0.029 55~0.211 35。     

法哈牛油田法21断块剩余油分布研究

根据油水井的计算实例分析,可确定出法哈牛油田主力断块各油层所有层段的剩余油饱和度、剩余地质储量。将油层组各井点的剩余油饱和度标志在平面上绘制成饱和度等值线图,并结合各砂岩组孔渗资料绘制的等值线图可很直观的观察剩余油饱和度的分布状况。总结了以砂岩组为最小单位的油层、各层段的剩余油分布规律,并结合法21断块剩余油分布的影响因素对该区剩余油的挖潜提出了几项措施,为油田的增油上产服务。     

海上聚合物驱油田水动力学法井网调整实验研究

为了探索海上聚合物驱油田调整技术,通过室内物理模拟研究水动力学法井网调整技术的开发效果。采用微电极测定聚合物驱前缘位置,根据阿尔奇原理反算模型上不同位置、不同时刻的含油饱和度,利用软件绘制平面含油饱和度分布图。通过采出程度和含油饱和度的变化,对比分析了水动力学法井网调整前后的开发效果。结果表明,通过转注改变井网系统的水动力学,有利于聚合物前缘均匀推进,扩大波及体积,有效驱替出调整前未波及到的反九点井网边部生产井之间的剩余油。排状井网减小了注采井距,增大了驱替压差,在总注入PV数减少的条件下采出更多的剩余油。     

弱碱三元驱后剩余油定量分析

三元驱后地层中仍存在大量剩余油,明确剩余油类型及数量对进一步提高采收率具有重要意义。利用电子计算机断层扫描(computed tomograph,CT)及图像分析软件定量分析了水驱后、弱碱三元驱后不同渗透率岩心中各种类型的微观剩余油。结果表明:水驱后剩余油主要类型为簇状、柱状、盲端状;弱碱三元驱对水驱后各类剩余油均有不同程度的驱替作用,对簇状剩余油驱替效果最好;盲端状剩余油饱和度在三元驱后有小幅度升高。弱碱三元驱后剩余油形态与水驱后一致,簇状剩余油占比最高,需要进一步动用该类剩余油以提高采收率;     

分层注采三元复合驱对大庆二类油层适应性评价

为了克服传统小岩心驱油实验在宏观尺度上的局限性,制作了三层非均质性三维平板径向流物理模型,在五点法井网条件下,分别开展笼统注采三元复合驱和分层注采三元复合驱实验,研究驱替过程中三个层位沿主流线方向上压力分布状况、采出液粘度和界面张力变化情况以及三个层位上每一点处含油饱和度变化情况,对比分析两种注采方式下的驱油效果和剩余油分布特征。研究结果表明,波及效率是影响非均质油藏最终采收率的一个非常重要因素,而分层注采能够有效提高水驱阶段中渗、低渗层的波及效率;在三元复合驱开始后,驱油剂在中渗、低渗层中运移距离更远,发挥作用时间延长,基质动用程度和最终采收率大幅提高。本实验的研究结果为油田矿场开发方案的编制提供了理论指导和参考依据。     

利用CT扫描技术实现对岩心微观驱替过程的研究

利用CT扫描技术对岩心内部孔隙度的空间分布测定,可识别岩心的非均质性特征。不同驱替液在微观介质中渗流分布图像的重建,直观地得到了岩心不同断面不同时刻的渗流分布特征。通过对每一驱替阶段岩心含油饱和度值的计算,得到微观剩余油在微观介质中的三维分布及含油饱和度的沿程分布信息。从而实现岩心驱替过程中渗透规律的描述及含油饱和度的可视化和定量表征。     

别古庄油田京11断块剩余油分布研究

别古庄油田京１１断块自１９７９年正式投入开发以来,经过３次层系细分和几次井网加密,截止到１９９６年６月,油田已开发了１７年,注采井总数已达１８０余口,已形成了五套层系（Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ（Ⅴ）、Ⅵ）五套井网开发的局面,油田的综合含水已达７３．２％,油田保持高产、稳产的难度愈来愈大．因此,本文应用黑油模型对别古庄油田京１１断块１７年的开发历史进行了精细历史拟合,得到了２２个小层的剩余油饱和度分布图和影响剩余油饱和度分布的诸因素,为保持京１１断块的高产稳产提供了可靠依据．     

马岭油田持续稳产技术

马岭油田已开发二十余年,进入高含水后期开发阶段,由于后备储量不足,稳产难度大．油田由于河流相沉积环境,储层非均质性强,注水开发后期仍存在着大量的剩余油．针对低渗透油藏后备储量不足、稳产难度大的现状,以稳产为中心,以挖掘油田潜力、提高最终采收率、降低投资和成本、提高经济效益为目标,开展了剩余油分布规律的研究,并针对剩余油的分布提出了六项使马岭油田持续稳产的开发技术,它在油田的持续稳产中起到了明显的效果．     

哈南油田阿尔善组油藏剩余油分布规律及开发对策

哈南油田阿尔善组油藏是一断层发育、构造复杂破碎的多层油藏,其油藏流体类型属于黑油．该油藏 １９８９ 年 ６ 月正式投入早期注水开发,经历了三次大的调整（层系细分） 和不断加密、完善井网,至 １９９７ 年 １２ 月,基本形成了四套较完善的独立井网注采四套层系的局面,综合含水率已达 ６４％ ,而采出程度仅为 １６％ ,稳产难度越来越大．针对这种局面,利用三维三相黑油模型对哈南油田阿尔善组油藏８ 年半（到１９９７ 年１２ 月底）的开发历史分断块进行了精细历史拟合,纵向上深入到了小层,得到了 ４０ 个小层的剩余油分布规律及其影响因素,并在此基础上分层系提出了进一步挖潜的调整对策．     

大庆杏北地区剩余油分布影响因素研究

大庆油田开发后期含水率较高,剩余油分布不均。本文综合分析了影响剩余油分布的各种因素,如沉积微相、非均质性、隔夹层、水淹资料等,并分析了各种因素影响下的剩余油分布规律,为大庆油后期开发调整,提高采收率提供参考。     

基于多层次模糊综合评价的剩余油分布研究方法

大庆油田杏六区油藏经过43 a 的注水开发,现已进入高含水开发后期,总体采出程度高,水淹严重,地下油水 关系复杂,亟需对剩余油分布进行精细研究。在对影响剩余油分布的地质因素和开发因素综合分析的基础上,结合杏 六区油藏的动静态资料,筛选出4 个地质因素、5 个开发因素共计9 个动静态因素构成剩余油潜力评价因素集。依据 二次加密后取芯井资料和各小层水洗资料,对各因素进行层次划分和权重统计,运用多层次模糊综合评价法研究剩余 油分布。将最终计算出的S2 7 小层各单井点剩余油概率评价结果绘制成剩余油平面分布概率图,并与数值模拟结果 和现场取芯分析结果对比,单层剩余油识别符合率达到86.7%。该方法能够精确预测剩余油分布,具有较高的实用性 和可靠性,为类似油藏的剩余油分布研究提供了依据。     

卫2块气顶底水油气藏剩余油分布研究

针对卫2块气顶底水油气藏的地质特征,应用地质建模软件建立起构造模型、储层模型,展现出气顶底水油气藏的构造和储层特点,通过建立不同的油层、水层、气层物性解释图版,应用地质统计学方法精确计算出储层非均质参数,描述了该断块储层的非均质特征。在此基础上,应用VIP数模软件描述了剩余油分布特征,讨论了气顶底水油气藏剩余油的分布特征,认为剩余油主要分布在注采系统局部不完善区、未注水的弹性区、未受油水井控制的储量损失区;而剩余气则主要集中在北部地区和顶部砂组。根据所提出的剩余油气分布认识,进行了治理方案部署,经实施后取得了良好的效果,平均年增油2.3×10⁴t,年增气0.2×10⁸m³,年综合递减减缓2.1%。实现了油气同时高效开采。     

阿尔善组油藏剩余油精细描述及稳油控水效果

哈南油田阿尔善组油藏是一断层发育、构造复杂破碎的多层油藏 ,其油藏流体类型属于黑油 .该油藏 1 989年 6月正式投入早期注水开发 ,经历了 3次大的调整 (层系细分 )和不断加密、完善井网 ,至 1 997年 1 2月 ,基本形成了 4套较完善的独立井网注采 4套层系的局面 ,综合含水率已达6 4 % ,而采出程度仅为 1 6 % ,稳产难度越来越大 .针对这种局面 ,利用三维三相黑油模型对哈南油田阿尔善组油藏的开发历史 ,分断块分层系进行了精细历史拟合 ,纵向上深入到了小层 ,得到了 40个小层的剩余油分布规律 ;分析了其影响因素 ,并在此基础上分层系提出了进一步挖潜的稳油控水调整措施 ,据此加密了 3口油井 ,效果良好 .     

用测井资料研究沈84块水淹层剩余油饱和度

利用测井资料和神经网络方法技术,研究沈８４块高含水开发后期水淹层剩余油饱和度。采用过滤电位校正后的自然电位及水样分析资料计算地层混合液电阻率,并与相应地层孔隙度、泥质含量、深探测电阻率组合,研究出参数分析方法和解释模型．经区块开发后期２０多口井主要目的层段水淹层计算和评价处理,反映出该区块东部主河道砂体为主要含油砂体,储层厚度大,物性好,含油饱和度高,油层单位面积储量及单井控制储量比较大,致使这部分断块沙三下主要油层组已进入强水淹或趋强水淹状态．文中列举了相应井段水淹层剩余油饱和度的纵向分布,为该区块沙三下综合治理和开发提供了可靠依据．