油水两相共渗区面积作为特低渗透油藏储层评价参数的论证

特低渗透油藏砂体变化大、特征复杂,实现不同地区、不同层系储层的定量分类评价,筛选相对有利富集区是确保油藏有效开发的基础。在利用地质条件约束下的岩性、物性、含油性、孔隙结构、存储系数、单井产能等储层静态参数的基础上,深化已开发特低渗透油藏相对渗透率曲线特征研究,为特低渗透油藏储层评价提供新的依据。

基于X-CT扫描的石油地质岩心储层渗透率估算

渗透率估算可以为石油地质岩心储层渗流能力分析提供数据支撑,为提高石油地质岩心储层的渗流能力,提出了基于X-CT扫描的石油地质岩心储层渗透率估算方法。根据油在两相共渗区的渗透率与水在两相共渗区的渗透率之比,引入Buckley-Leverett方程,计算岩心储层水驱油的分流率,利用X-CT扫描技术,扫描石油地质岩心的分布情况,计算出岩心储层含水饱和度。基于渗透区在井眼与地层之间出现的流体流动现象,计算出岩心储层中泥浆的体积模量和地层的剪切模量,利用斯通利波时差实测值与弹性斯通利波时差之间的差值,计算流体移动指数。根据等效孔隙度与流体移动指数之间的相关性和等效孔隙度与渗透率的相关性,估算出石油地质岩心储层的渗透率。实验结果表明该方法的估算精度可达到90%以上,对估算石油地质岩心储层渗透率具有重要意义。

苏里格气田中北部致密储层孔隙尺度下气水渗流规律研究

针对苏里格气田中北部苏53区块复杂的气水流动影响气井产能的问题,对目标储层的渗流规律开展研究。采用常规压汞、铸体薄片以及荧光薄片等技术手段,综合分析目标储层的孔隙结构特征,结合气水相渗实验与孔隙尺度下的气水两相数值模拟以及泄压实验,揭示苏里格中部致密砂岩储层开发过程中不同孔隙类型的气水渗流规律。结果表明:粒间孔-粒间溶孔、岩屑溶孔-粒间溶孔和岩屑溶孔-晶间孔为研究区主要的3类孔隙组合类型;流体在不同孔隙类型组合下的渗流规律差异明显;储层物性越好,两相共渗区越宽,等渗点处相对渗透率越高,束缚水饱和度越低;当驱替压力小于毛管阻力时,气相以水包气的形式赋存于孔喉中,阻碍水相流动,导致气水渗流能力大幅降低,形成低效共渗区;当驱替压力大于毛管阻力时,气水两相渗流能力最强,驱替时间最短。泄压实验表明:岩样孔隙类型越好,其泄压时间越短,压降幅度越大,采出程度越高;岩样孔隙类型越差,残留水越多,气体渗流能力越弱,采出程度越低;压汞与相渗结合结果表明,目标储层束缚水转变为可动水的生产压差界限为12 MPa。该研究结果对了解目标储层渗流规律有一定帮助,为苏里格气藏高效开发及后续开发方案的调整提供理论依据。