不同驱替方式下复模态微观孔隙原油动用规律 ——以克拉玛依油田530井区八道湾组油藏为例

通过一系列室内物理模拟驱油实验,结合微米CT扫描结果,对克拉玛依油田砾岩油藏水驱与聚合物驱的微观孔隙原油动用规律及剩余油分布特征进行研究.结果表明:水驱主要动用大于20μm孔隙的原油,对小孔隙原油的动用程度比较低,水驱后剩余油主要以连片状分布为主,赋存在小于20μm的孔隙中,水驱油效率为41.4％;聚合物驱主要动用8～...     

二元复合驱孔隙动用规律核磁共振实验研究

利用取自大庆油田高台子区块的中-高孔、中渗储层岩心,通过核磁共振定量分析岩心聚合物、表面活性剂(SP)二元复合驱后大、中、小孔隙的采出程度、剩余油饱和度等。结果表明,水驱后二元复合驱主要动用中、小孔隙剩余油,其中中等孔隙驱油效率提高最大;二元驱后剩余油主要分布在中等孔隙中,中等孔隙是剩余油挖潜的重点方向;对于高台子储层,适当提高二元体系聚合物浓度可以提高孔隙驱油效率,提高采收率。     

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     

应用核磁共振技术评价水驱开发效果

 通常的室内岩心分析不能给出岩心水驱油过程中油的动用特征及剩余油的分布情况,借助核磁共振T₂谱技术能够直观地观察到岩心经水驱后不同孔隙中油的动用规律及剩余油分布特征.对3类不同渗透率级别的岩心样品进行水驱油实验,并借助核磁共振T₂谱技术对其渗流机制进行分析,评价水驱后的采出程度.结果表明,对于低渗透、特低渗透的岩心,驱替过程中,大、中孔隙中的油优先被驱替出来,见水时水驱采出程度已较高,见水后可通过增大驱替压力进一步提高采出率,故此类油藏适合注水开发且效果较好.但驱替压力过高也会改变孔隙中剩余油的分布,将部分油挤进更小的孔隙中,很难再被开采出来.驱替结束后所有尺度的孔隙中都有残余油分布,即使大孔隙,T₂谱显示也有部分剩余油存在.对于超低渗透岩心,水驱过程中压力较高且见水时水驱采出程度很低,故此类油藏注水开发效果较差,需通过酸化、压裂等技术改善储层物性,或寻找其他途径有效开发.     

扇三角洲储层微观剩余油分布模拟试验

利用图像分析系统对大港油田孔南地区某断块孔店组一段扇三角洲储层不同岩相单元样品进行微观孔隙结构的刻画,制作光刻模型,分别采用恒压注水和变压注水的方式开展微观剩余油分布模拟试验,对试验过程进行录像及图像采集,定性和定量地研究微观剩余油的分布,分析不同岩相单元中水驱油过程及微观剩余油分布模式,探讨剩余油分布的控制因素.研究结果表明:扇三角洲储层中剩余油微观分布形态主要有不连通孔隙中由于阻断现象形成的孤岛状剩余油(占剩余油总量的75%)、小孔喉区由于卡断现象形成的剩余油(占剩余油总量的20%)以及珠状、膜状剩余油(不超过剩余油总量的5%);控制不同岩相单元中驱油效率和剩余油分布的因素主要为孔隙结构、驱油压力、驱替流量及流速,孔隙结构类型是影响恒压条件下驱油效率的根本因素,驱油压力和驱油方式是影响驱油效率的关键因素,提高驱油压力、采用变压不稳定注水方式能够使驱油效率提高1倍.     

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。     

化学驱微观机理及体系优选实验研究*

通过微观仿真刻蚀模型,结合河南油田某区块的孔隙结构,在水驱基础上进行表活剂驱、聚合物驱、聚合物/表活剂二元驱。分析研究了每种驱替体系对水驱产生的盲端、膜状、吸附、簇(柱)状、孤岛状的启动机理,同时量化三种化学体系对各类剩余油在模型中的驱替效率。实验结果表明,盲端剩余油适合高黏聚合物体系,针对不同形状盲端不同界面张力的体系作用效果不同;孤岛状剩余油适合高黏体系,界面张力对其影响不大;吸附状剩余油适合聚合物体系的黏度为(10~20)m Pa·s,且降低体系界面张力有利于启动此类型残余油,但在模型中多会形成此类残余油;膜状剩余油在低黏度聚合物体系下即可以很好启动,适宜体系界面张力数量级在10-1~10-2之间;化学驱启动剩余油,后续油启动运移过程中易形成小径簇状油,其含量在剩余油中占的饱和度较大。     

水驱油孔隙动用规律的核磁共振实验研究

通常采用室内岩心分析来进行水驱油研究,但是常规方法无法给出水驱油过程岩石不同大小孔隙的动用情况.借助于核磁共振T2弛豫谱技术,将含油孔隙区间划分为弛豫时间小于10ms、10~100ms、大于100ms三个孔径区间,对长庆油田地区5块岩心样品进行了水驱油后不同大小孔隙动用规律的实验研究.实验结果表明,5块岩样水驱油剩余油主要存在于弛豫时间小于10ms的小孔隙和10~100ms的中等孔隙中,大于100ms的大孔隙内剩余油含量很小.提高水驱油压力梯度后,增采油量主要来自10~100ms的中等孔隙和大于100ms的大孔隙,小于10ms的小孔隙增采油量很小.     

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;     

低界面张力黏弹流体驱油效果评价及微观驱油机理

特低渗油藏储层物性差、层间非均质性强,注水开发过程中普遍存在含水率上升快,产量递减严重等问题,为进一步改善特低渗透油藏水驱开发效果,开展了低界面张力黏弹流体驱油研究。采用岩心驱油实验评价低界面张力黏弹流体驱油效果,并利用微观可视模拟技术研究低界面张力黏弹流体微观驱油机理。结果表明,岩心单管和双管驱油实验水驱结束,转注低界面张力黏弹流体后,采收率分别提高了7.47%、23.14%;低界面张力黏弹流体的注入可对驱油剖面进行有效调整,增加原油动用程度;水驱后剩余油主要以簇状、孤岛状、膜状、盲端状以及柱状5种形式存在,簇状剩余油所在比例最大;低界面张力黏弹流体可通过增黏、屏蔽暂堵、乳化以及岩石表面润湿性改变等多种作用机制协同,将水驱后剩余油以“塞流式”或乳化分散形成小油滴被夹带渗流运移产出,具有较好的流度控制和洗油能力,在特低渗油藏开发中具有优异的潜在应用前景。     

核磁共振研究聚合物微球调驱微观渗流机理

利用核磁共振研究聚合物微球调驱渗流机理,设计了不同粒径微球的注入实验,从微观角度分析了聚合物微球的驱油效果与驱油机理.对驱替后岩心不同直径孔隙内的流体分布进行了研究,得到了水驱、聚合物微球驱、后续水驱阶段驱出油的孔径范围以及剩余油分布.实验结果表明,聚合物微球调驱能够有效动用岩心中不同孔径中剩余油.不同尺寸聚合物微球对岩心的适应性不同,微米级微球主要适用于高渗岩心,纳米级微球主要适用于低渗岩心.     

低渗透储层不同级别孔隙中流体动用规律研究

为了认识孔隙中油水两相流动规律,设计了可视化微观玻璃仿真模型水驱实验,直观观察了不同级别孔隙中油水的流动情况;并对不同渗透率级别的岩心样品进行了水驱油实验及核磁共振分析,定量研究了岩心水驱过程中不同孔隙中油的动用规律。结果表明:①水驱油在孔道中主要是以活塞式及非活塞式进行驱替。在部分大中孔道中,由于孔隙的不规则,发生非活塞式驱替,产生膜状残余油或者卡断油滴;而经由小孔道时,则极易形成绕流,从而导致小孔道形成段塞式剩余油;②在同类渗透率的岩心中,大、中孔隙对采出程度作主要贡献,而在不同类渗透率的岩心中,渗透率越大的岩心,其占有大中孔道的比例就越大,则其水驱采出程度越高,最终采收率也越高。     

微生物提高采收率微观机制

在模拟油藏条件下,利用微观仿真平板模型和分支盲孔模型,对水驱、微生物驱油过程中剩余油形态及流动现象进行显微观察和分析,研究微生物驱油和置换盲孔内剩余油的微观机制;利用动态扩张黏弹性流变试验,定量考察菌体本身及生物表面活性物质对油水界面膜的作用及对原油流动能力的改善作用.结果表明:微生物通过降解原油和代谢产生生物气体、生物表面活性物质等改变剩余油形态及分布;微生物驱具有气驱、气液界面滑动和剥离油膜等微观驱油方式;生物气能够在生物活性物质的辅助作用下,进入水驱、聚驱、气驱都无法波及的盲孔,置换出其中的剩余油;微生物菌体本身具有界面活性,能与代谢活性产物共同降低油水界面膜强度,提高原油流动能力.     

低渗透油藏二元复合驱微观机制研究

 选取不同渗透率级别的低渗和特低渗储层岩心进行水驱、二元驱油实验,研究不同驱替方式、驱替压力梯度对驱油效率的影响.实验结果表明,对于低渗透油藏,二元驱油效率高于水驱,随着压力梯度的增大,驱油效率增加,并且渗透率越低,增加幅度越明显.通过核磁共振T₂谱与恒速压汞微观孔喉测试相结合,分析岩心束缚水状态含油饱和度分布及残余油分布规律,发现较高压力梯度下二元驱替后,低渗透岩心中细微孔隙残余油较少,而高渗透岩心中较大孔隙残余油较多.     

鄂尔多斯盆地中西部长10储层水驱油特征及影响因素分析

为进一步探讨鄂尔多斯盆地中西部长10储层超低渗透油藏的水驱油渗流特征,弄清储层渗流机理,为该区域有效开发提供理论指导,以吴起地区为研究对象,利用物性分析、铸体薄片、扫描电镜、高压压汞、可视化微观水驱油实验、岩心多相渗流实验等分析测试手段,分析了研究区长10储层的微观孔喉结构、水驱油渗流特征及影响因素。研究表明,研究区长10储层孔隙类型以粒间孔为主,长石溶孔和沸石溶孔次之,喉道类型以片状及弯片状喉道为主。孔喉结构可分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三类,不同类别孔隙结构的储层,其水驱油在储层孔道的驱替方式主体为活塞式驱替,非活塞式驱替比较少见;不同类别孔隙结构储层,注入水在孔隙网络中的驱替特征差异较大,Ⅰ类储层的驱替方式主要为均匀状驱替和网状-均匀状驱替,Ⅱ类储层的驱替方式主要为网状驱替,Ⅲ类储层的驱替方式主要为指状驱替和网状-指状驱替。水驱油渗流特征及驱替效率主要受储层物性、孔喉结构和驱替压力、注水倍数等因素影响。研究认为：储层从Ⅰ类至Ⅲ类,储层物性与孔喉结构依次变差,孔隙网络中水驱油方式由均匀状→网状→指状变化,水驱油效率依次降低;该类储层喉道的大小是影响水驱油效率的最重要因素,储层喉道半径越大,驱油效...     

中东碳酸盐岩油藏孔隙结构对驱油效果的影响

中东地区碳酸盐岩油藏与国内碳酸盐岩油藏的孔隙结构差别明显,其储层多以孔隙型结构为主。中东H油田M层碳酸盐岩油藏储层可划分成四种孔隙结构:基质型、基质孔隙型、溶孔孔隙型及孔洞孔隙型,针对四类孔隙结构岩心开展2种水样条件下水驱油模拟实验,研究孔隙结构类型和注入水样对水驱效果的影响。结果表明:储层孔隙结构类型影响岩心水驱油效果,相同条件下,基质型及基质孔隙型岩心水驱含水率上升平缓,孔洞孔隙型岩心含水率上升较快;基质孔隙型岩心相对渗透率曲线的共渗区间最大,水驱采收率最高。改变注入水样,矿化度较低注入水样的驱采收率较高,即注入水的矿化度和离子浓度也会对水驱油效果产生影响。研究结果为碳酸盐岩油藏开发和现场水源选择提供参考。     

特低渗透砂岩油藏水驱微观机理

为探讨特低渗透砂岩油藏水驱油的微观机理及水驱后的开发潜力,选取鄂尔多斯盆地延长组典型岩心进行水驱油实验并进行核磁共振测试.结果表明:特低渗透砂岩油藏小孔喉中赋存的石油很难被驱替出来,剩余油大部分集中于小孔道;岩心的原始含油饱和度普遍小于可动流体百分数,驱油效率小于可动油百分数;随着岩心渗透率的增大,原始含油饱和度、可动油饱和度、可动油百分数、驱油效率均有增大的趋势;且渗透率越低,随着渗透率的变化,上述参数变化的幅度越大.可动油百分数、可动油饱和度是影响驱油效率的主要参数.剩余油由剩余可动油与剩余不可动油组成,剩余可动油是油藏下一步挖潜的目标,其评价参数为剩余可动油百分数.水驱油实验中,只驱出了可动油的66.22%,还有33.78%的可动油残留在岩心中,特低渗透砂岩油藏水驱后还有很大的挖掘潜力.     

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。     

微观剩余油仿真实验研究

针对仿真孔隙模型、人造砂岩模型和砂岩微观孔隙模型,通过模拟实验对微观剩余油分布进行了综合研究,探讨了水驱油微观机理,归纳出水驱后剩余油的分布规律,研究了活性水以及聚合物驱后的剩余油分布规律。研究认为：仿真孔隙模型是根据孔喉网络结构通过光化学刻蚀的方法制作而成,可视性强;人造砂岩模型具有真实砂岩储层介质的条件,可重复使用;砂岩微观孔隙模型保留了砂岩的原始孔隙结构,也保存了大部分胶结物和填隙物,具有真实性。     

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。