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1、胜利油田地质科学研究院,特高含水油藏剩余油微观赋存状态研究,二零一三年二月,前言,孤岛中一区新钻井二次解释含油饱和度分析表,65.8%,22.1%,目前整装油田综合含水已达94%，整体进入特高含水开发阶段，认识的该阶段宏观剩余油分布的特点是“普遍分布，局部富集”,12.1%,前言,So20%(占比12.1%),20%So50%普遍分布(占比65.8%),So50%局部富集(占比22.1%),改善开发效果,高效合理开发,孔隙尺度微观剩余油研究,进一步挖潜,孔隙尺度微观剩余油的实验方法,剩余油赋存量多少剩余油以什么形态赋存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,微观孔隙内剩余油表
2、征参数及表征方法,面临问题,前言,技术现状,？,汇报提纲,一、剩余油微观赋存状态表征方法,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,现有的微观分析技术指标对比,（一）实验方法,三种主要剩余油赋存状态测试方法的优势和局限性,微观模型,CT扫描,核磁共振,分辨率高（0.1）剩余油可量化表征,无损动态测试剩余油三维空间分布表征,局部孔隙动态测试图像直观形象,高粘油与水准确区分困难,空间分辨率相对较低,真实岩心观察无法实现,“改进方法+组合优势”,技术优势,技术局限性,实验技术,实现剩余油的微观测量,（一）实验方法,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
3、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,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,（一）实验方法,1、建立了基于二维谱的核磁共振测试技术,（一）实验方法,核磁共振二维谱油、水信号可准确划分，实现了油水的定量表征，测量精度达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,核磁共振一维谱水驱油测试中油、水信号叠加，油水无法准确区分,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,（一）实
4、验方法,油水分辨,结合,岩石,水,油,类间最大方差分割法,拓扑学孔喉描述技术,常规分割方法未考虑体素空间分布关系油水难以准确区分,2、建立了基于拓扑学的CT三维重构技术,（一）实验方法,实现了三维空间剩余油分布的准确表征,孔隙三维空间展布,26邻域剩余油标识,结合,三维构建,移动立方体三维构建,3、建立了基于真实砂岩微观模型的物理模拟技术,（一）实验方法,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实现了真实砂岩的微观图像表征,赋存形态,赋存位置,赋存量,（二）定量表征方法,如何区分描述？,如何定量统计？,如何建立对应
5、关系？,孤岛状条带状柱状,不同类型的量,孔喉大小,1.赋存形态定量表征,形状因子,接触面积比,（二）定量表征方法,依据形态定性描述主观性较强判识标准不统一,形状因子=,单块剩余油的体积,(单块剩余油的表面积)1.5,接触面积比=,剩余油与孔隙的接触面积,剩余油的表面积,传统的描述方法,1.赋存形态定量表征,（二）定量表征方法,2.赋存量定量表征,微观剩余油按形态分类,多孔型剩余油,三维油水分割,三维空间微观剩余油提取,四种类型微观剩余油分类统计,（二）定量表征方法,实现不同类型剩余油的定量表征,3.赋存位置定量表征,（二）定量表征方法,赋存位置赋存于不同孔喉半径范围中的微观剩余油的量,采用方法
6、压汞毛管压力曲线与核磁弛豫谱对比法建立孔喉半径R与油饱和度So的对应关系,实现剩余油微观赋存状态定量描述,（二）定量表征方法,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,汇报提纲,一、剩余油微观赋存状态表征方法,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,水驱,不同储层物性,不同注水倍数,不同压力梯度,化学驱,聚合物驱,二元复合驱,非均相复合驱,赋存形态,赋存量,赋存位置,微观孔隙内
7、剩余油,二、不同开发方式剩余油微观赋存特征,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。,（一）水驱油藏剩余油微观赋存特征,剩余油随饱和度的降低，呈现块多，体积小，分散性强的特点,Ka=244510-3m2,（一）水驱油藏剩余油微观赋存特征,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%,（一）水驱油藏剩余油微观赋存特征,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、渗透率对剩余油微观赋存特征的影响,随含水上升，渗
8、透率造成的多孔型剩余油的差异逐渐减小渗透率为100010-3m2 左右时，剩余油呈增加趋势渗透率大于200010-3m2 时，含水90%后，含量先减少后渐趋平缓,（一）水驱油藏剩余油微观赋存特征,储层渗透率越高，多孔型剩余油含量越高,93510-3m2,244510-3m2,406910-3m2,1、渗透率对剩余油微观赋存特征的影响,渗透率相近，油饱和度高的层段，连片型剩余油为主油饱和度相近，渗透率高的层段，连片型剩余油向多孔型转化的程度增加,中14-斜检11井水淹剖面图,（一）水驱油藏剩余油微观赋存特征,1、渗透率对剩余油微观赋存特征的影响,（一）水驱油藏剩余油微观赋存特征,改变液流方向，“
9、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,Ng33,整体注水40PV,1、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,（一）水驱油藏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、注水倍数对剩余油微观赋存特征的影响,（一）水驱油藏剩余油微观赋存特征,注水倍数增加，连片型剩余油饱和度降低14%左右,2、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,（一）水驱油藏剩余油微观赋存特征,2、
10、注水倍数对剩余油微观赋存特征的影响,（一）水驱油藏剩余油微观赋存特征,注采井间驱替压力梯度小于0.3MPa/m的区域约占80%,3、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,（一）水驱油藏剩余油微观赋存特征,3、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,（一）水驱油藏剩余油微观赋存特征,3、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25 m孔隙中的剩余油动用程度大0.3MPa/m驱替压力梯度， 12.5 m 25m孔喉中的剩余油动用程度增大
11、,（一）水驱油藏剩余油微观赋存特征,3、驱替压力梯度对剩余油微观赋存特征的影响,（二）化学驱油藏剩余油微观赋存特征,非均相,聚合物,赋存形态,赋存量,赋存位置,化学驱,驱油体系,二元,水驱,含水90%时转注,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,（二）化学驱油藏剩余油微观赋存特征,降低流度比作用,聚驱后有效扩大波及,水驱后部分孔隙仍未波及,2、聚合物驱油体系有效扩大微观波及,（二）化学驱油藏剩余油微观赋存特征,粘弹性+低张力作用,油剥离、分割、拉伸变形通过孔喉,多孔型向单孔型转化,3、二元复合驱油体系洗油能力增强,（二）化学驱油藏剩余油微观赋存特征,粘弹性+低张
12、力+凝胶共同作用,体积更小,4、非均相复合驱协同作用驱油，驱油效果最好,（二）化学驱油藏剩余油微观赋存特征,连片型剩余油比例显著减少至1%以下,5、化学驱油体系对不同形态剩余油作用效果不同,（二）化学驱油藏剩余油微观赋存特征,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,（二）化学驱油藏剩余油微观赋存特征,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,（二）化学驱油藏剩余油微观赋存特征,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12.5m孔隙的剩余油可参与动用,（二）化学驱油
13、藏剩余油微观赋存特征,汇报提纲,一、剩余油微观赋存状态表征方法,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,三、认识及下步研究方向,1、水驱阶段主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、提高驱替压力梯度，可有效驱替“相对低渗层段”的连片型剩余油,正韵律模型室内实验剩余油微观赋存特征,三、认识及下步研究方向,2、提高驱替压力梯度，可有效驱替“相对低渗层段”的连片型剩余油,三、认识及下步研究方向,目前矿场驱替压力梯度较低，仍具有一定的提升空间,中一
14、区Ng3层系井网演变历程,（1）300m270m行列井网 合注分采（83年）,（2）300270m五点法井网 分采分注（87年）,提高压力梯度的手段加密井网，缩小注采井距水井增注，增加注采压差油井提液，放大生产压差,（3）300270m五点法井网 （2009年）,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,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,增大生产压差,加密井网,转变流线,扩大强驱区域,变弱驱为强驱,提高12.5 m 25m孔隙内剩余油动用程度,提高12.5 m 50m孔隙内连片型剩余油动用程度,提高采收率,三、认识及
15、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12.5 m孔隙内的剩余油参与动用，进一步降低残余油饱和度。,非均相驱后真实砂岩镜下图像,三、认识及下步研究方向,1、地质因素对微观剩余油的影响不同沉积类型不同韵律性不同润湿性不同矿物成分和粘土含量等,2、开发因素对微观剩余油的影响不同井网不同井距不同开发方式不同注采压差等,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,结束语,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，为实现大幅度提高采收率提供坚实技术支撑。,谢谢！,
