1、特高含水油藏剩余油微观赋存状态研究二零一三年二月孤岛中一区新钻井二次解释含油饱和度分析表小层小层层厚层厚小于小于20%20%20-30%20-30%30-40%30-40%40-50%40-50%50-60%50-60%大于大于60%60%厚度厚度比例比例厚度厚度比例比例厚度厚度比例比例厚度厚度比例比例厚度厚度比例比例厚度厚度比例比例mmmm% %mm% %mm% %mm% %mm% %mm% %Ng3Ng33 3166.4166.419.519.511.711.725.425.415.315.3363621.721.733.233.2202033.633.620.220.218.618.61
2、1.211.2Ng3Ng34 498.698.613.113.113.413.418.618.618.918.930.830.831.231.222.722.7232311.711.711.811.81.81.81.81.8Ng3Ng35 5140.9140.917.317.312.312.3202014.214.241.441.429.429.438.638.627.427.421.521.515.215.22.22.21.61.6合计合计405.9405.949.949.912.112.1646415.815.8108.2108.226.726.794.594.523.323.366.86
3、6.816.516.522.622.65.65.665.8%22.1%目前整装油田综合含水已达目前整装油田综合含水已达94%94%，整体进入，整体进入特高含水开发阶段特高含水开发阶段，认识的该阶段宏观剩余油分布的特点是认识的该阶段宏观剩余油分布的特点是“普遍分布，局部富集普遍分布，局部富集”12.1%S So o20%20%( (占比占比12.1%)12.1%)20%S20%So o50%50%50%局部富集局部富集( (占比占比22.1%)22.1%)改善开发效果改善开发效果高效合理开发高效合理开发孔隙尺度微观孔隙尺度微观剩余油研究剩余油研究进一步挖潜进一步挖潜剩余油赋存量多少剩余油赋存量多
4、少剩余油以什么形态赋存剩余油以什么形态赋存剩余油赋存的孔喉大小剩余油赋存的孔喉大小微观剩余油研究面临的问题定性描述定性描述面临问题技术现状？一、剩余油微观赋存状态表征方法一、剩余油微观赋存状态表征方法三、认识及下步研究方向三、认识及下步研究方向二、不同开发方式剩余油微观赋存特征二、不同开发方式剩余油微观赋存特征分析技术分析技术观测对象观测对象分辨率分辨率测试方法测试方法成像清晰度成像清晰度定量可行性定量可行性环境扫描电镜环境扫描电镜岩石表面岩石表面1 1 mm静态观测静态观测低低不可行不可行铸体薄片铸体薄片二维局部孔隙二维局部孔隙1010 mm静态观测静态观测高高不可行不可行含油薄片含油薄片二
5、维局部孔隙二维局部孔隙1010 mm静态观测静态观测高高不可行不可行显微荧光显微荧光二维局部孔隙二维局部孔隙0.40.4 mm静态观测静态观测中中不可行不可行激光共聚焦激光共聚焦二维局部孔隙二维局部孔隙1.041.04 mm静态观测静态观测高高不可行不可行局限性：只能局部静态观察，不能反映整体动态变化；只能定性描述，不能定量分析局限性：只能局部静态观察，不能反映整体动态变化；只能定性描述，不能定量分析微观模型微观模型二维局部孔隙二维局部孔隙1 1 mm动态模拟动态模拟高高可行可行CTCT扫描扫描岩样整体三维构建岩样整体三维构建6 6 mm动态测试动态测试高高可行可行核磁共振核磁共振岩样整体岩样
6、整体0.10.1 mm动态测试动态测试低低可行可行适用性：能同时满足动态测试和定量分析的需求适用性：能同时满足动态测试和定量分析的需求现有的微观分析技术指标对比现有的微观分析技术指标对比三种主要剩余油赋存状态测试方法的优势和局限性微观微观模型模型CTCT扫描扫描核磁核磁共振共振分辨率高（分辨率高（0.10.1 ）剩余油可量化表征剩余油可量化表征无损动态测试无损动态测试剩余油三维空间分布剩余油三维空间分布表征表征局部孔隙动态测试局部孔隙动态测试图像直观形象图像直观形象高粘油与水准确高粘油与水准确区分困难区分困难空间分辨率相对空间分辨率相对较低较低真实岩心观察无真实岩心观察无法实现法实现“改进方法
7、改进方法+ +组合优势组合优势”技术优势技术优势技术局限性技术局限性实验技术实验技术实现剩余油的微观测量实现剩余油的微观测量微观剩余油定量表征综合实验方法核磁共振CT扫描微观模型油水准确区分定量测试提高三维空间分辨率真实砂岩微观物理模拟核磁共振二维谱定量分析技术关键技术关键技术实现目标实现目标核磁共振二维谱快速反演技术微小尺寸模型制作技术基于拓扑学的三维重构技术真实砂岩微观模型制作技术真实砂岩微观模型体视显微技术1、建立了基于二维谱的核磁共振测试技术水峰油峰扩散系数扩散系数核磁共振二维谱核磁共振二维谱油、水信号可准确划分，实现了油油、水信号可准确划分，实现了油水的定量表征，测量精度达水的定量表
8、征，测量精度达3 3 引入扩散系数一维二维快速反演技术0.5h1min时间渐变测量法短弛豫组分精确测量核磁共振一维谱核磁共振一维谱水驱油测试中油、水信号叠加，油水驱油测试中油、水信号叠加，油水无法准确区分水无法准确区分油油水水+ +油油油水三维准确区分和测量油水三维准确区分和测量2、建立了基于拓扑学的CT三维重构技术油水分辨结合岩石岩石水水油油类间最大方差分割法类间最大方差分割法拓扑学孔喉描述技术拓扑学孔喉描述技术常规分割方法常规分割方法未考虑体素空间分布关系未考虑体素空间分布关系油水难以准确区分油水难以准确区分2、建立了基于拓扑学的CT三维重构技术实现了三维空间实现了三维空间剩余油分布的准确
9、表征剩余油分布的准确表征孔隙三维空间展布孔隙三维空间展布2626邻域剩余油标识邻域剩余油标识结合三维构建移动立方体移动立方体三维构建三维构建3、建立了基于真实砂岩微观模型的物理模拟技术玻璃蚀刻模型孔隙结构与真实岩心存在差异新型强固结可溶性灌注剂模型压封技术体视显微技术超薄、高清晰真实砂岩微观模型超薄、高清晰真实砂岩微观模型实现了真实砂岩的微观图像表征实现了真实砂岩的微观图像表征赋存形态赋存形态赋存位置赋存位置赋存量赋存量如何区分描述？如何区分描述？如何定量统计？如何定量统计？如何建立对应关系？如何建立对应关系？孤岛状孤岛状条带状条带状柱状柱状不同类型的量不同类型的量孔喉大小孔喉大小1.赋存形态
10、定量表征 形状因子接触面积比 依据形态定性描述主观性较强判识标准不统一形状因子形状因子= =单块剩余油的体积单块剩余油的体积( (单块剩余油的表面积单块剩余油的表面积) )1.51.5接触面积比接触面积比= =剩余油与孔隙的接触面积剩余油与孔隙的接触面积剩余油的表面积剩余油的表面积传统的描述方法剩余油类型剩余油类型分类描述分类描述形状因子形状因子取值范围取值范围接触面积比接触面积比取值范围取值范围单孔型单孔型孔隙、喉道数孔隙、喉道数=1=130030001011003001003000.450.60.6油膜型油膜型厚度小于孔道直径的厚度小于孔道直径的1/31/31003001003000.45
11、0.60.450.6多孔型多孔型2 2 相连孔隙数相连孔隙数 5 5710071000101连片型连片型相连孔隙数相连孔隙数557701011.赋存形态定量表征2.赋存量定量表征微观剩余油微观剩余油按形态分类按形态分类多孔型剩余油三维油水分割三维空间微观三维空间微观剩余油提取剩余油提取四种类型微观四种类型微观剩余油分类统计剩余油分类统计实现不同类型剩余油的定量表征3.赋存位置定量表征赋存位置赋存位置赋存于不同孔喉半径范围中的微观剩余油的量赋存于不同孔喉半径范围中的微观剩余油的量采用方法采用方法压汞毛管压力曲线与核磁弛豫谱对比法压汞毛管压力曲线与核磁弛豫谱对比法建立孔喉半径建立孔喉半径R R与油
12、饱和度与油饱和度SoSo的对应关系的对应关系实实现现剩剩余余油油微微观观赋赋存存状状态态定定量量描描述述基于扩散二维谱的核磁共振测试技术基于拓扑学的岩心CT三维重构技术基于真实砂岩微观模型的物理模拟技术建立剩余油微观综合实验技术建立剩余油微观定量表征方法剩余油微观赋存形态定量表征剩余油微观赋存量定量表征剩余油微观赋存位置定量表征一、剩余油微观赋存状态表征方法一、剩余油微观赋存状态表征方法三、认识及下步研究方向三、认识及下步研究方向二、不同开发方式剩余油微观赋存特征二、不同开发方式剩余油微观赋存特征水驱水驱不同储层物性不同储层物性不同注水倍数不同注水倍数不同压力梯度不同压力梯度化学驱化学驱聚合物
13、驱聚合物驱二元复合驱二元复合驱非均相复合驱非均相复合驱赋存形态赋存形态赋存量赋存量赋存位置赋存位置微观孔隙内剩余油微观孔隙内剩余油水驱主要驱替孔隙内的连片型剩余油，且随含水降低，剩余油的分散性增强。剩余油随饱和度的降低，呈剩余油随饱和度的降低，呈现现块多，体积小，分散性强块多，体积小，分散性强的特点的特点Ka=2445Ka=244510-3m2 水驱主要驱替孔隙内的连片型剩余油，且随含水降低，剩余油的分散性增强。So=54% fw=60% So=36% fw=90% So=22% fw=99% 储层渗透率越高，连片型剩余油含量越低随含水上升，由储层渗透率造成的连片型剩余油间的差异减小1 1、渗
14、透率对剩余油微观赋存特征的影响、渗透率对剩余油微观赋存特征的影响随含水上升，渗透率造成的多孔型剩余油的差异逐渐减小随含水上升，渗透率造成的多孔型剩余油的差异逐渐减小渗透率为渗透率为1000100010-3m2 10-3m2 左右时，剩余油呈增加趋势左右时，剩余油呈增加趋势渗透率大于渗透率大于2000200010-3m2 10-3m2 时，含水时，含水90%90%后，含量先减少后渐趋平缓后，含量先减少后渐趋平缓 储层渗透率越高，多孔型剩余油含量越高93510-3m2 244510-3m2 406910-3m2 1 1、渗透率对剩余油微观赋存特征的影响、渗透率对剩余油微观赋存特征的影响渗透率相近，
15、油饱和度高的层段，渗透率相近，油饱和度高的层段，连片型剩余油为主连片型剩余油为主油饱和度相近，渗透率高的层段，油饱和度相近，渗透率高的层段，连片型剩余油向多孔型转化的程度增加连片型剩余油向多孔型转化的程度增加中中14-斜检斜检11井水淹剖面图井水淹剖面图 孔隙度孔隙度 渗透率渗透率 So 连片型连片型 多孔型多孔型 单孔型单孔型 驱油效率驱油效率见水见水水洗水洗水洗水洗井段井段1 1井段井段2 2水淹水淹程度程度孔隙度孔隙度% %渗透率渗透率1010-3-3mm2 2油饱和度油饱和度% %驱油效率驱油效率% %连片型连片型多孔型多孔型单孔型单孔型油膜型油膜型1219.18 1220.00 水洗
16、水洗42.76 6843 43.20 44.46 17.0 18.6 5.7 2.0 1220.04 1221.10 水洗水洗41.18 2415 44.18 36.04 25.5 13.7 3.0 2.1 1221.14 1222.16 见水见水40.30 2377 47.08 30.93 30.2 12.1 2.4 2.3 1 1、渗透率对剩余油微观赋存特征的影响、渗透率对剩余油微观赋存特征的影响渗透率渗透率10-3m2剩余油剩余油饱和度饱和度% %连片型连片型饱和度饱和度% %多孔型多孔型饱和度饱和度% %赋存形态赋存形态97397331.931.917.017.09.29.2连片型为主
17、连片型为主2272227223.223.24.84.812.212.2连片型向多孔连片型向多孔型转化型转化6684668419.119.11.71.710.910.9多孔型为主多孔型为主改变液流方向，改变液流方向，“引导引导”注入水驱替高含油饱和度条带是改善水驱效果的重点注入水驱替高含油饱和度条带是改善水驱效果的重点中13-斜检9井层位层位SPSP 70 95 垂直垂直深度深度 （m）（m）岩心岩心照片照片渗透率渗透率（10-3m2）（10-3m2） 10 7000 微梯度微梯度 0.6 3.1 微电位微电位 0.6 3.1 119012001210122012301240中13-斜检9井层位
18、层位SP SP 70 95 垂直垂直深度深度 （m）（m）岩心岩心照片照片渗透率渗透率（10-3m2）（10-3m2） 10 7000 微梯度微梯度 0.6 3.1 微电位微电位 0.6 3.1 Ng33119012001210122012301240Ng33整体注水40PV1 1、渗透率对剩余油微观赋存特征的影响、渗透率对剩余油微观赋存特征的影响正韵律模型室内实验剩余油微观赋存特征正韵律模型室内实验剩余油微观赋存特征 特高含水期，增加注水倍数可有效提高驱油效率2 2、注水倍数对剩余油微观赋存特征的影响、注水倍数对剩余油微观赋存特征的影响 注水倍数增加，连片型剩余油饱和度降低注水倍数增加，连片
19、型剩余油饱和度降低14%左右左右2 2、注水倍数对剩余油微观赋存特征的影响、注水倍数对剩余油微观赋存特征的影响 水驱主要驱替12.5 m 以上孔隙中的剩余油含水低于90%阶段，12.5 m以上孔隙中剩余油均大幅降低含水高于90%阶段，不同尺寸孔隙中剩余油的降低幅度渐趋平缓2 2、注水倍数对剩余油微观赋存特征的影响、注水倍数对剩余油微观赋存特征的影响注采井间驱替压力梯度小于0.3MPa/m的区域约占80%3 3、驱替压力梯度对剩余油微观赋存特征的影响、驱替压力梯度对剩余油微观赋存特征的影响 特高含水期增加驱替压力梯度，更多被毛管力束缚的孔隙参与流动，可有效提高驱油效率3 3、驱替压力梯度对剩余油
20、微观赋存特征的影响、驱替压力梯度对剩余油微观赋存特征的影响 增加驱替压力梯度，不同类型剩余油的变化幅度增大3 3、驱替压力梯度对剩余油微观赋存特征的影响、驱替压力梯度对剩余油微观赋存特征的影响0.1MPa/m驱替压力梯度，大于驱替压力梯度，大于25 25 mm孔隙中的剩余油动用程度大孔隙中的剩余油动用程度大0.3MPa/m驱替压力梯度，驱替压力梯度， 12.5 12.5 m m 2525 mm孔喉中的剩余油动用程度增大孔喉中的剩余油动用程度增大3 3、驱替压力梯度对剩余油微观赋存特征的影响、驱替压力梯度对剩余油微观赋存特征的影响非均相非均相聚合物聚合物赋存形态赋存形态赋存量赋存量赋存位置赋存位
21、置化学驱化学驱驱油体系驱油体系二元二元水驱水驱含水含水90%90%时转注时转注微观剩余油赋存特征微观剩余油赋存特征1、聚合物、二元、非均相驱油体系驱油能力依次增强降低流度比作用降低流度比作用聚驱聚驱后后有效有效扩大波及扩大波及水驱后水驱后部分孔隙仍未波及部分孔隙仍未波及2、聚合物驱油体系有效扩大微观波及粘弹性粘弹性+ +低张力作用低张力作用油剥离、分割、拉伸变形通过孔喉油剥离、分割、拉伸变形通过孔喉多孔型向单孔型转化多孔型向单孔型转化3、二元复合驱油体系洗油能力增强粘弹性粘弹性+ +低张力低张力+ +凝胶共同作用凝胶共同作用体积体积更小更小4、非均相复合驱协同作用驱油，驱油效果最好连片型剩余油
22、比例显著减少至1%以下5、化学驱油体系对不同形态剩余油作用效果不同特高含水期水驱转化学驱后，剩余油由多孔型向单孔型转化5、化学驱油体系对不同形态剩余油作用效果不同非均相和二元对油膜型剩余油作用效果显著非均相驱后真实砂岩镜下图像非均相驱后真实砂岩镜下图像5、化学驱油体系对不同形态剩余油作用效果不同6、化学驱后不同孔径中剩余油均降低，小于12.5 m孔隙的剩余油可参与动用一、剩余油微观赋存状态表征方法一、剩余油微观赋存状态表征方法三、认识及下步研究方向三、认识及下步研究方向二、不同开发方式剩余油微观赋存特征二、不同开发方式剩余油微观赋存特征三、认识及下步研究方向三、认识及下步研究方向1、水驱阶段主
23、要驱替微观连片型剩余油。目前胜利主力油田含水近95%，剩余油饱和度在37左右，连片型剩余油饱和度在10左右，主要赋存在12.5m50m孔隙中，仍具有水驱提高采收率的潜力。2 2、提高驱替压力梯度、提高驱替压力梯度，可有效驱替，可有效驱替“相对低渗层段相对低渗层段”的连片型剩余油的连片型剩余油渗透率渗透率10-3m2原始剩原始剩余油饱余油饱和度和度% %驱替压力梯度驱替压力梯度0.1MPa/m0.1MPa/m驱替压力梯度驱替压力梯度0.3MPa/m0.3MPa/m剩余油剩余油饱和度饱和度% %连片型连片型饱和度饱和度% %多孔型多孔型饱和度饱和度% %赋存形态赋存形态剩余油剩余油饱和度饱和度%
24、%连片型连片型饱和度饱和度% %多孔型多孔型饱和度饱和度% %赋存形态赋存形态97397379.479.479.479.471.771.72.82.8连片型为主连片型为主31.931.917.017.09.29.2连片型为主连片型为主2272227279.679.637.737.721.121.19.189.18连片型为主连片型为主23.223.24.84.812.212.2连片型向多孔连片型向多孔型转化型转化6684668480.180.129.029.02.972.9717.817.8多孔型为主多孔型为主19.119.11.71.710.910.9多孔型为主多孔型为主正韵律模型室内实验剩余
25、油微观赋存特征三、认识及下步研究方向三、认识及下步研究方向2 2、提高驱替压力梯度、提高驱替压力梯度，可有效驱替，可有效驱替“相对低渗层段相对低渗层段”的连片型剩余油的连片型剩余油三、认识及下步研究方向三、认识及下步研究方向目前矿场驱替压力梯度较低目前矿场驱替压力梯度较低，仍具有一定的提升空间，仍具有一定的提升空间中一区中一区Ng3Ng3层系井网演变历程层系井网演变历程（1）300m270m行列井网行列井网 合注分采（合注分采（83年）年）（2）300270m五点法井网五点法井网 分采分注（分采分注（87年）年）提高压力梯度的手段提高压力梯度的手段加密井网，缩小注采井距加密井网，缩小注采井距水
26、井增注，增加注采压差水井增注，增加注采压差油井提液，放大生产压差油井提液，放大生产压差（3）300270m五点法井网五点法井网 （2009年）年）时间含水%驱替压力梯度 MPa/m注入倍数1987年77.177.10.0280.0280.550.55非均相复合驱前（2009年）96.896.80.037 0.037 2.622.62非均相驱加密井网后，试验区驱替压力梯度非均相驱加密井网后，试验区驱替压力梯度0.1 MPa/m三、认识及下步研究方向三、认识及下步研究方向3 3、合理放大生产压差、加密井网、改变流线，可进一步提高特高含水期采收率、合理放大生产压差、加密井网、改变流线，可进一步提高特
27、高含水期采收率增大生产压差增大生产压差加密井网加密井网转变流线转变流线扩大强驱区域扩大强驱区域变弱驱为强驱变弱驱为强驱提高提高12.5 m 25 m孔孔隙内剩余油动用程度隙内剩余油动用程度提高提高12.5 m 50 m孔隙孔隙内连片型剩余油动用程度内连片型剩余油动用程度提高采收率提高采收率三、认识及下步研究方向三、认识及下步研究方向4、化学驱可使水驱动用程度弱的多孔型剩余油向单孔型转化，同时使小于化学驱可使水驱动用程度弱的多孔型剩余油向单孔型转化，同时使小于1 12.5 2.5 m m孔隙孔隙内的剩余油参与动用，进一步降低残余油饱和度。内的剩余油参与动用，进一步降低残余油饱和度。非均相驱后真实
28、砂岩镜下图像非均相驱后真实砂岩镜下图像三、认识及下步研究方向三、认识及下步研究方向1 1、地质因素对微观剩余油的影响、地质因素对微观剩余油的影响 不同沉积类型不同沉积类型 不同韵律性不同韵律性 不同润湿性不同润湿性 不同矿物成分和粘土含量等不同矿物成分和粘土含量等2 2、开发因素对微观剩余油的影响、开发因素对微观剩余油的影响 不同井网不同井网 不同井距不同井距 不同开发方式不同开发方式 不同注采压差等不同注采压差等为研究不同条件下提高采收率手段奠定基础三、认识及下步研究方向三、认识及下步研究方向经过两年的攻关，建立了微观剩余油的综合实验技经过两年的攻关，建立了微观剩余油的综合实验技术和定量表征方法，实现了孔隙尺度剩余油赋存特征的术和定量表征方法，实现了孔隙尺度剩余油赋存特征的分类量化研究。下步将加强实验与地质、实验与工艺、分类量化研究。下步将加强实验与地质、实验与工艺、实验与现场的结合，深化细化基础研究，为实现大幅度实验与现场的结合，深化细化基础研究，为实现大幅度提高采收率提供坚实技术支撑。提高采收率提供坚实技术支撑。
