微观剩余油分布及提高采收率评价方法

随着常规油藏进入高采出程度和高含水“双高”阶段,剩余储量可动用性变差,稳油增产难度日益增加。为长期挖潜油藏剩余油,加强剩余油分布赋存状态及表征,全面了解剩余油分布规律成为提高原油采收率的必要前提。通过梳理国内外针对不同油藏开展的岩心分析、一维岩心驱油、微观驱油实验,并结合激光共聚焦、核磁共振成像、CT扫描成像、荧光分析等技术,从定性到定量对一到三维微观剩余油分布研究方法进行全面总结。结果表明,含油薄片分析因高保留残余油分布状态、能真实反映残余油原貌特征且技术成熟成为研究残余油分布的基本实验方法;传统岩心驱油模型是研究剩余油分布规律及提高采收率机理必不可少的实验方法,可反映真实储层情况,但只能从宏观视角分析不同因素对渗透效果的影响;真实岩心可视化模型可有效弥补传统岩心驱油模型的不足,但可视化实验装置耐高温高压有限,制作成本较高,图像处理不太清晰;微流控模型作为新兴技术,参数可控、实验重复性高,同时可将各种驱油模式下的微驱过程、流体的流动情况进行可视化展示,为评价驱油效果提供一条新途径,但简化的微观多孔模型与实际驱替实验结果仍存在一定差距。以核磁共振成像技术、X射线CT成像技术为主的成像分析技术凭借各自优势与真实岩心实验相结合,成为从微观角度有效描述剩余油分布特征的重要方法。该综述将为了解现有剩余油研究方法提供重要借鉴,为不同类型储层进行剩余油分布、高效开发、提高原油采收率等研究提供理论支撑。

三肇地区葡萄花油层微观孔隙结构及剩余油分布特征

为搞清微观剩余油分布,首次利用压汞资料、岩心薄片、扫描电镜、数字岩心、油水驱替实验等资料和技术,对三肇地区葡萄花油层微观孔隙结构及微观剩余油分布特征进行系统研究。构建数字岩心及孔隙网络模型,将孔隙结构类型划分为五种,其中以Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ类孔隙结构为主,微观非均质性严重。研究不同孔隙结构二维和三维微观剩余油分布,平面上微观剩余油Ⅰ、Ⅱ类储层主要为簇状和角隅状,Ⅲ类储层以喉道状、角隅状为主;微观剩余油三维空间展布,初期以网络状为主,随着注水倍数增加向多孔状过渡,后期多孔状向孤立状和薄膜状转变,最终以多孔状和孤立状为主。剩余油分布受孔隙结构控制,微观孔隙结构发育直接影响储层含油饱和度。关于措施调整,建议Ⅰ、Ⅱ类储层以调堵、补孔、完善注采关系为主,Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ类储层以压裂、细分、加强注水来提高驱油效率。

文33断块沙二下亚段剩余油分布规律及主控因素分析

剖析剩余油形成的主控因素以及分布规律是提高油田动用程度及采收率的关键举措,可为油田的开发方案调整提供依据。尤其是我国东部的复杂断块油藏,这类油藏断块小且破碎,储层地质特征认识难度大,长期的注水开发导致油田剩余油分布关系认识不清,挖潜难度大。基于此,论文以东濮凹陷文南油田文33断块沙二下亚段为研究对象,综合利用研究区的地质、测井以及生产动态资料,在油藏数值模拟基础之上,刻画剩余油的分布规律,揭示了剩余油富集的机理。结果表明:断层遮挡、微构造控制、岩性尖灭、井网完善程度是这类油藏剩余油形成的主要控制因素。针对不同类型的剩余油,提出了新钻井、侧钻井等措施来挖潜剩余油。研究成果为油田的效益开发提供了依据,同时也为类似油藏的剩余油挖潜提供了方法参考。

王53区块沙三下建模数模一体化剩余油分布研究

王53区块1984年投入开发,初期采用五点法井网,井网较为完善。受长期开发的影响,井况问题日益严重,存在井网瘫痪、核部水淹水窜、边部注采两难,水驱储量失控等问题。该区块目前处于高含水、低采油速度、中低采出程度阶段,剩余油分布研究不够充分,制约着下步潜能的提升。为提高研究区油藏开发效果,对王53块开展了油藏数值模拟研究。通过精细油藏地质研究,地质模型的建立和数值模拟的拟合优化,认识到剩余油主要分布在井况失控区、井间滞留区和区块边部区域。在明确剩余油潜力的基础上,提出了区块的下步井网重建及开发调整方案。

渤海锦州南变质岩潜山油田储层分类及其剩余油分布规律

渤海锦州南油田为变质岩潜山油田,进入中高含水期,油井见水规律多样,剩余油分布复杂,稳油控水难度日益增大。根据取心、测井、薄片、生产动态等资料,采用三维物理模拟和数值模拟等方法,划分储层类型,讨论不同储层类型剩余油分布规律。结果表明:锦州南变质岩潜山油田分为背斜型、半背斜型及掀斜抬升型3类储层,受不同类型储层裂缝开度、密度、连通关系,以及油、水井距离等因素影响;背斜型储层采油井无水采油期长,剩余油主要富集基质系统和构造高部位裂缝系统,提高基质系统的渗吸作用,加强剩余油动用;半背斜型储层采油井存在优势见水方向,剩余油主要富集非优势见水方向的裂缝系统和基质系统,通过流场调控加强非优势见水方向的注水波及系数,提高剩余油动用;掀斜抬升型储层采油井易快速水淹,裂缝系统和基质系统剩余油大量富集,通过控制含水率上升提高剩余油动用。该结果对同类型潜山油田剩余油挖潜具有指导意义。

复杂地区油田剩余油分布与开发技术优化研究

以某低渗透油藏为例,采用薄片荧光分析和微观仿真分析方法,研究了该油藏的剩余油分布规律和开发技术优化方案。结果表明:剩余油类型以孔喉充填型、喉道滞留型、分散油滴型和角隅型为主,剩余油分布整体规律呈相似性,其中低渗透砂岩储层以孔喉充填型剩余油为主;剩余油的生成机制主要包括毛细管圈闭作用和孔隙内驱替流体分离作用;通过优化注采排距、注采井距和注采井数比等措施,可以有效提高剩余油的动用程度,其中储层基质渗透率与合理排距成正相关,一般裂缝油藏下,井排比为2~5,并可通过提高注采井数比,增加注水井数,来满足供液和保持地层压力的要求。

准噶尔盆地红山油田红003井区下白垩统清水河组剩余油分布及其影响因素

准噶尔盆地红山油田红003井区下白垩统清水河组是该油田的主力油层,目前存在长期停关井多、剩余储量多、剩余油分布较分散等问题。首先基于铸体薄片、高压压汞等方法开展储层微观特征研究,然后利用油藏工程法、数值模拟法对剩余油纵横向分布特征进行定量研究,最后结合开发现状,分析总结影响剩余油分布的主要因素。研究表明,红山油田红003井区清水河组储层岩性以砂岩、砂砾岩为主,孔隙类型主要是剩余原生粒间孔,孔隙结构较好;近几年新投产区剩余油饱和度大于50%,主力产层K1q13、K1q14剩余油饱和度分别为46.9%、46.5%;平面上,剩余油主要分布在温度场低值区域,热连通较差区域剩余油饱和度较高;垂向上,热连通较差区域剩余油饱和度较高,剩余油主要位于储层中下部;影响剩余油分布的主要因素是储层质量、储层构型,注汽速度及井况等工程因素是可控因素,边水目前是局部影响因素。

塔河12区缝洞型油藏剩余油分布数值模拟研究

塔河12区油藏是典型的缝洞型油藏,前期采速高,产量下降快,剩余油分布十分复杂。为研究剩余油分布情况,提炼了三种典型缝洞结构模型,分别是双溶洞左右排列组合模型、表层岩溶缝洞组合模型和双溶洞上下排列组合模型。采用Fluent软件模拟探究了缝洞结构差异性、生产压差、注采方式、注水速度和缝洞连接位置对剩余油分布的影响。结果表明,不同的缝洞结构模型在注水开发后,剩余油分布情况差异较大,且受其他开发参数的影响程度不同。生产压差对剩余油分布无明显影响;溶洞低注高采具有更好的开发效果,剩余油分布也更加集中;较高的注水速度下采收率更高;缝洞连接部位对剩余油分布有一定影响。此外,针对主要的剩余油分布类型给出了相应的挖潜建议。

特高含水油藏剩余油分布特征与提高采收率新技术

渤海湾盆地胜利油区经过60多年开发,整装、断块油藏已处于特高含水开发阶段,含水率超过90%,稠油油藏进入高轮次吞吐开发阶段,整体采出程度不到40%,仍有大幅度提高采收率的潜力,需要攻关进一步提高采收率技术。针对整装油藏特高含水后期高耗水层带发育、低效水循环严重,断块油藏剩余油分布差异大、有效动用难度大,深层、薄层超稠油注汽难、热损失大,有碱复合驱油体系结垢严重,聚合物驱后油藏动态非均质性更强、剩余油更加分散以及特高含水后期套损井多、出砂加剧、精细分层注采要求高等难题,明确地质及剩余油分布特征,深化驱油机制认识,围绕整装油藏经济有效开发、断块油藏高效均衡开发、稠油油藏转方式开发、高温高盐油藏化学驱开发开展技术攻关,形成整装油藏精细流场调控技术、复杂断块油藏立体开发技术、稠油油藏热复合驱提高采收率技术、高温高盐油藏化学驱技术、特高含水期主导采油工程技术等特高含水油田提高采收率技术系列,开辟先导试验区,取得显著开发效果,实现工业化应用,支撑胜利油区持续稳产。

基于数字岩心的低渗储层孔隙结构及水驱剩余油分布特征

针对低渗砂岩储层水驱开发后期剩余油形成机理和赋存状态不清等问题,以涠洲11-1和涠洲12-1油田低渗砂岩为研究对象,基于Micro-CT扫描技术构建了储层三维数字岩心模型,提取连通孔隙结构并定量表征岩样微观孔隙结构特征,建立了非结构化四面体网格模型。基于N-S方程和水平集算法建立了油水两相微观渗流数学模型,采用有限元方法求解模型,开展了微观水驱油流动模拟。研究结果表明:孔喉大小及连通性是决定储层渗透能力的主要因素;微观水驱油模拟中可以观察到明显的黏性指进现象,水驱剩余油主要以网状剩余油、盲端孔隙剩余油、小孔喉滞留剩余油、并联孔道剩余油及油膜形式存在;提高注水强度可有效动用网状剩余油及小孔喉滞留剩余油,改善油水黏度比可获得更大波及体积,改善润湿性则可有效动用盲端孔隙及亲油孔道内剩余油。研究成果对低渗油藏水驱剩余油挖潜具有指导意义。

高孔高渗高含水稠油油藏剩余油分布特征及动用的主控因素

针对CFD11-1油田943砂体大量剩余油无法动用的问题,结合动态数据和生产数据,将注入流体、地层倾角、渗透率韵律和级差4种因素进行数值模拟,对油藏剩余油分布类型以及影响海上高孔高渗油藏剩余油动用的主控因素进行分析。结果表明:1)高孔高渗高含水稠油油藏的剩余油分布类型可分为油藏边缘井网未控制、井间未控制、相对低渗绕流和构造高部位4种;2)注入流体是影响不同类型剩余油动用的首要因素,说明注入流体优选和有效波及仍是未来提高海上油藏采收率的主要方向之一。注入流体与不同剩余油类型的结合应兼具经济性和环保性,例如构造高部位的气驱与活性水相比仅降低1.59个百分点;3)相比于气驱,活性水驱扩大平面波及效率,有效减弱指进效应,边部剩余油井组采出程度提高了12.88个百分点;4)剩余油动用敏感性因素分析显示,注入流体和地层倾角是影响采出程度的主控因素,受油藏高孔高渗影响,渗透率韵律和级差已经不是限制流体流动的主要因素,其对采出程度的影响不超过1%。该研究成果对海上高孔高渗稠油油藏的高效开发有一定的指导作用。

特高含水期微观剩余油分布状态及驱油效率表征研究

提高驱油效率是油田关注的焦点问题,为高效开发特高含水期剩余油,文章分析了剩余油的形成机理和分布状态,以简化毛管束模型为例,对油滴运动进行受力分析,得出微观驱油效率定量表征,分别从优化注采方式和调整驱替参数两个方面提出开发对策,为特高含水期剩余油分布研究、提高驱油效率提供理论依据和指导。

高含水油田剩余油分布研究现状与展望

大部分国内油田和海外开发油田已经进入高含水期，探索高含水油田剩余油分布规律对油田高效、可持续开发具有重大意义。在大量文献调研的基础上，综合国内外微观和宏观剩余油分布研究方法、主控因素及分布规律后认为，采取分层次、分规模剩余油分布研究策略有利于明确剩余油的优势潜力及挖潜技术方向，综合多学科定量化表征剩余油分布有利于降低预测的不确定性，为更精准表征剩余油需大力发展地震、测井及大型精细化数值模拟技术，微观上需建立更完善的仿真模型及更先进的饱和度测量方法，宏观上需加强天然能量驱动油藏及非常规油藏剩余油分布规律研究，完善以多层状砂岩油藏注水开发为主导的剩余油分布模式，以改善高含水油田开发效果。

注水开发油田剩余油分布及挖潜技术研究

针对注水开发油田剩余油的挖潜问题,首先对注水开发油田剩余油分布及挖潜技术研究现状进行分析,对剩余油的分布特征进行探讨,对剩余油的挖潜技术进行深入研究,为推动我国注水开发油田的进一步发展奠定基础。研究表明:对于注水开发油田而言,其剩余油的分布主要呈现出窄条带状以及孤岛状的基本特征,因此,在进行开发的过程中需要采取相应的措施,在进行剩余油挖潜的过程中,需要从重复压裂技术、压裂配套技术角度出发,分别采取多项有效措施,进而使得剩余油挖潜效果可以得到一定的改善。

单元成因砂体连通性及剩余油分布特征研究

针对单元在开发过程中剩余油分布复杂,未能有效动用弱驱部位剩余油的问题,需要深化地质认识。通过单成因砂体识别及描述,将成因砂体模式划分为点坝、河道、决口扇、溢岸砂、泛滥平原5种类型,并进一步研究单成因砂体的叠置分布特征及连通性。在成因砂体识别的基础上,地质工程一体化,研究经历长期开发,流线固定的厚层整装油藏的剩余油分布规律,以便制定下一步调整措施,对进一步提高采收率具有重要意义。

文昌W油田北块厚层油藏隔夹层展布及其对剩余油分布的影响研究

文昌W油田珠海组二段Ⅵ油组为厚层强边底水驱油藏,目前已处于中高含水期,剩余油分布复杂。该油组为扇三角洲前缘水下分流河道沉积,储层厚度大,纵向上为多期砂体叠置,隔夹层发育。为了厘清剩余油分布模式,对隔夹层开展研究。研究表明:研究区隔夹层主要为沉积作用形成的泥质隔夹层和物性隔夹层,层间厚度较大且分布稳定的泥质隔夹层对剩余油控制起主导作用,因此精细刻画了层间泥质隔夹层,明确了层间泥质隔夹层空间展布特征,总结了隔夹层的控油模式以及剩余油富集区,可为后续油田挖潜提供依据。

高含水油田开发后期剩余油分布及挖潜措施研究

针对高含水油田开发后期阶段挖潜问题,本次研究首先对高含水油田特点及开发后期难点进行简单分析,在此基础上,对高含水油田开发后期剩余油分布特点进行探讨,对高含水油田开发后期挖潜措施进行研究,为提高我国高含水油田开发后期阶段的产量奠定基础。研究表明:对于进入高含水开发后期阶段的油田而言,其储层的平面以及垂向都呈现出了非均质性的基本特点,地质状况复杂,开发作业相关措施应用不到位,开发过程中面临的阻碍相对较多,因此,需要从确定沉积相特征、井下监测技术、剩余油量化技术、改变油流方向、引入多样化注水方法以及多种措施并行等角度入手,分别采取多项有效措施,全面提高高含水油田开发后期阶段的挖潜效果。

砂体构型对剩余油分布的影响研究

通过以砂体构型对剩余油分布的影响为研究对象,通过实验室模拟和数值模拟相结合的方法,对砂体孔隙结构、孔喉尺寸、孔隙度等因素对剩余油分布的影响进行了研究。结果表明,砂体孔隙结构和孔喉尺寸对剩余油分布的影响较大,孔隙度对剩余油分布的影响相对较小。本研究为油藏开发提供了理论依据和实验指导。

聚合物封堵方式与聚合物驱后剩余油分布研究

交联聚合物溶液的封堵性能与多孔介质表面的特性是密切相关的,交联聚合物线团与水润湿多孔介质表面的相互作用力较强,易于在多孔介质喉道处吸附、滞留、聚集,形成较高强度封堵。文章采用取芯井、数值模拟等手段,并结合生产数据、射孔数据、生产历史、油水井测压,揭示剩余油分布规律,通过研究改变以往剩余油“总体分散、局部集中”的认识,提出剩余油普遍分布,局部富集的认识,将对油区其他聚合物驱单元开展剩余油分布提供有益的参考。