新鲜疏松砂岩核磁法油水相渗实验技术研究及标准化应用

新鲜样品传统油水相渗实验主要依据国家标准GB/T 28912—2012《岩石中两相流体相对渗透率测定方法》,需完成相渗实验及岩心蒸馏清洗后,结合物质平衡法计算得到孔隙体积、含油量、含水量,以此获得束缚水及残余油饱和度。由于该方法实验步骤多、周期较长,影响因素多,且疏松岩石胶结较差,在岩心驱替、抽提过程中易发生颗粒掉落,驱替及蒸馏前后岩心孔隙体积存在较大差异,进而影响新鲜样品油水相渗结果的准确性。通过企业标准Q/HSHF ZC109—2021《新鲜疏松砂岩岩心油水相对渗透率测定方法(非稳态法)》的制定,实现了对新鲜疏松砂岩样品油水相渗实验的标准化及高精度测定,累计检测5个油田80余口井不同物性、不同流体性质的疏松砂岩样品,其流体饱和度测试结果与现场试油结果符合率达到了90%以上,提高了现场水淹层及剩余油分布评价精度。

聚合物驱后储层及水洗特征研究

利用双河油田Ⅱ油组聚合物驱后油层新鲜岩心的现场观察结果,分析化验以及测、录井等资料,综合研究了聚合物驱后储层特征、水洗特征,及不同水洗程度下剩余油分布情况。研究结果表明:随渗透率增大,孔喉大小偏于粗孔喉,聚合物驱后强水洗厚度占76.21%,平均驱油效率44.57%,油层润湿性由"偏中性-弱亲水"向"亲水-强亲水"转化,总结出聚驱后剩余油分布特征。