6-特高含水剩余油微观赋存状态研究--地

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前言孤岛中一区新钻井二次解释含油饱和度分析表小层层厚小于20%20-30%30-40%40-50%50-60%大于60%厚度比例厚度比例厚度比例厚度比例厚度比例厚度比例mm%m%m%m%m%m%Ng33166.419.511.725.415.33621.733.22033.620.218.611.2Ng3498.613.113.418.618.930.831.222.72311.711.81.81.8Ng35140.917.312.32014.241.429.438.627.421.515.22.21.6合计405.949.912.16415.8108.226.794.523.366.816.522.65.665.8%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分析技术观测对象分辨率测试方法成像清晰度定量可行性环境扫描电镜岩石表面1m静态观测低不可行铸体薄片二维局部孔隙10m静态观测高不可行含油薄片二维局部孔隙10m静态观测高不可行显微荧光二维局部孔隙0.4m静态观测中不可行激光共聚焦二维局部孔隙1.04m静态观测高不可行局限性：只能局部静态观察，不能反映整体动态变化；只能定性描述，不能定量分析微观模型二维局部孔隙1m动态模拟高可行CT扫描岩样整体三维构建6m动态测试高可行核磁共振岩样整体0.1m动态测试低可行适用性：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（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ｍ）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）实验方法水峰油峰扩散系数核磁共振二维谱油、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0.5h→1min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01000200030004000500060007000800010100100010000100000100000010000000T2，us信号幅度oilwater+oil油水+油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剩余油类型分类描述形状因子取值范围接触面积比取值范围单孔型孔隙、喉道数=13000~1100~3000.45或0.6油膜型厚度小于孔道直径的1/3100~3000.45~0.6多孔型2相连孔隙数57~1000~1连片型相连孔隙数570~11.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0%10%20%30%40%50%连片型多孔型单孔型油膜型剩余油饱和度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—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的对应关系核磁弛豫谱与毛管压力曲线孔径分布对比0246810120.010.11101001000孔径分布弛豫谱含油饱和度%孔喉半径，m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0%20%40%60%80%100%0110100不同类型剩余油饱和度连片型多孔型单孔型油膜型Ka=2445×10-3μm2fw=60%So=54%45.0%15.5%2.4%13.7%5.0%fw=90%So=36%fw=99%So=22%连片型为主连片型向多孔型转化多孔型为主注水倍数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=2445×10-3μm2（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%4511184141213980.0E+004.0E-098.0E-091.2E-081.6E-0804008001200160084543622单块剩余油平均体积剩余油块数，个剩余油饱和度，%剩余油块数单块剩余油平均体积（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0%20%40%60%80%100%0102030405060连片型剩余油饱和度注水倍数9352445406911.5%935×10-3μm218.4%5.1%2.4%15.5%5.4%11.7%2.5%1.2%fw=90%2445×10-3μm24069×10-3μm2fw=95%fw=99%0%5%10%15%20%25%0102030405060多孔型剩余油饱和度注水倍数935244540699.9%13.5%13.7%15.5%14.5%16.1%15.1%14.4%fw=90%12.3%fw=95%fw=99%•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1000×10-3μm2左右时，剩余油呈增加趋势•渗透率大于2000×10-3μm2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935×10-3μm22445×10-3μm24069×10-3μm21、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井水淹剖面图孔隙度渗透率So连片型多孔型单孔型驱油效率见水水洗水洗井段1井段2水淹程度孔隙度%渗透率10-3μm2油饱和度%驱油效率%连片型多孔型单孔型油膜型1219.181220.00水洗42.76684343.2044.4617.018.65.72.01220.041221.10水洗41.18241544.1836.0425.513.73.02.11221.141222.16见水40.30237747.0830.9330.212.12.42.3（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渗透率10-3μm2剩余油饱和度%连片型饱和度%多孔型饱和度%赋存形态97331.917.09.2连片型为主227223.24.812.2连片型向多孔型转化668419.11.710.9多孔型为主（一）水驱油藏剩余油微观赋存特征改变液流方向，“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中13-斜检9井层位SP7095垂直深度（m）岩心照片渗透率（10-3μm2）107000微梯度0.63.1微电位0.63.1Ng33Ng34Ng35119012001210122012301240中13-斜检9井层位SP7095垂直深度（m）岩心照片渗透率（10-3μm2）107000微梯度0.63.1微电位0.63.1Ng33Ng34Ng35119012001210122012301240Ng33整体注水40PV1、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0204060800.1110100驱油效率，%注水倍数uo/uw=4.16uo/uw=13.4uo/uw=34.8uo/uw=42.7uo/uw=50.9uo/uw=76.4R=7.5%R=15.9%R=14.6%R=23.4%R=7.8%R=9.9%33口井104块样品（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0%20%40%60%80%100%0102030405060不同类型剩余油饱和度注水倍数连片型多孔型单孔型油膜型13.7%4.5%2.4%2.1%fw=90%15.5%Ka=2445×10-3μm2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、注水倍数对剩余油微观赋存特征的影响0%5%10%15%20%25%0110100不同孔径中油饱和度注水倍数55-12.512.5-25258.3%12.5%6.4%7.9%10.6%5.8%9.0%9.1%4.5%fw=90%fw=95%fw=99%6.8%7.3%10.9%Ka=2153×10-3μm2（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-2-101234567驱替压力梯度井距，m120MPa/m0.30.10.10.336180194.5井口注入压力：13MPa地层平均压力：13MPa生产压差：3MPa注采井距：200m油水井