特低渗
特低渗透油藏开发基本特征
0 引言
鄂尔多斯盆地是我国第二大沉积盆地，低渗透及特低渗透油气资源十分丰富。为了研究特低渗透油藏开发基本特征，以鄂尔多斯盆地三叠系长6油藏为例，展开对特低渗透油藏的开发及地质特征分析。
1 储层的分类及特低渗储层的特征
1.1 储层的分类
不同国家和地区对储层的划分标准并统一。我国一般将渗透率在50mD以下的油藏称为低渗透油藏。
按照不同的标准，油藏有以下几种分类方法【1~2】。
按渗透率
按渗透率为标准划分低渗透率储层是目前国内外较为常用而且比让认同的方法。以渗透率为基本标准，结合微观结构参数、驱动压差、排驱压力、储集层比表面积、相对分选系数、变异系数，将低渗透储层划分以下6类。
○1类（一般低渗透）：油层渗透率为10～50mD，这类储层的主要特点是，主流吼道半径较小，孔喉配位低，属中孔、中细组合型的油层，驱动压力低，流动能力较差，开采较容易。
○2类（特低渗透）：油层渗透率为1～10mD，这类储层的平均主流吼道半径小，孔隙几何结构较前者为差，相对分选系数好，孔喉配位低，属中孔微喉、细喉组合型的油层。驱动压力大，难度指数大，比表面积大，储层参数低，不易开采。
○3类(超低渗透)：油层渗透率为0.1～1mD，这类储层的平均主流吼道半径小，孔隙几何结构差，相对分选系数好，孔喉配位低，属小孔微喉组合型的油层。驱动压力大，流动能力差，比表面积大，吸附滞留多，水驱油效率低，开采难度大。
○4类（致密层）：油层渗透率为0.01～0.1mD，油层表面性质属亲水，驱油效率低。
○5类（非常致密层）：油层渗透率为0.0001～0.01mD，这类储层的显著特点是中值压力高，是非常差的储层。
○6类（裂缝-孔隙）：储层特征是在测试样品上肉眼是看不出裂缝的，岩石非常致密。
按启动压力分类
基于启动压力梯度对低渗透砂岩储层进行分类的方法，是为了全面反映低渗透储层的渗透特征。通过室内岩心实验表明，启动压力梯度与渗透率的变化有明显的相关性，不同储层渗透率的启动压力梯度变化熟料级别不同，具体划分如下：
○1类：启动压力梯度变化率的数量级是10-4，渗透率范围是8～30mD。
○2类：启动压力梯度变化率的数量级是10-3，渗透率范围是1～8mD。
○3类：启动压力梯度变化率的数量级是10-2～10-1，渗透率范围是0.1～1mD。
这类分类方法认为渗透率大于30mD，启动压力梯度变化很小，渗流为达西流，因此将此低渗透储层的渗透率为上限定为30mD。
按流度分类
室内试验和实际油田开发表明，低渗透油田的开发不仅与渗透率有关，还与流体的粘度有关，并且低渗透油藏的孔隙狭窄，流体与岩石的相互作用强烈。地审图储层按流度的大小可以分为以下3类。
○1类：低渗透储层，流度为30～50mD/（mPa.s）。
○2类：特低渗透储层，流度为1～30mD/（mPa.s）。
○3类：超低渗透储层，流度小于1mD/（mPa.s）。
1.2 特低渗储层特征和流体特点
目前发现的油藏以中深层为主，而低渗透及超低渗透及超低渗透储量占较大比例。总的来说，特低渗透油田的储层特征和流体特点可以归纳为以下几点【4】：（1）储层物性差，孔隙度、渗透率低，粒细、分选差、胶结物含量高，后生作用强。我国低渗透油田一半以上的储量存在于渗透率小于1～10mD的油藏中，即存在于特低渗透油藏中。
（2）孔喉细小，溶蚀孔发育，低渗、低孔、自然产能低，常规投产甚至不出油，必须经过油层改造才能达到商业产能。
（3）储层非均质性严重，油层砂泥岩交互、砂层厚度不稳定，层闻非均质性强。由于受进水、水退形成储层纵向上的沉积旋回规律的影响，造成储层不同微相之间的物性差异。层内非均质性受沉积韵律的变化和成岩作用而表现出明显的不同。
（4）储层敏感性强。低渗透砂岩油藏储层碎屑颗粒分选性差，黏土和基质
含量高，成岩作用强，油层孔喉细小，容易造成各种损害。
（5）原油粘度低、密度小、性质较好。我国特低渗透油田原油具有密度小、粘度小、含胶质和沥青少的特点，另外原油凝固点比较高，含蜡量比较高。原油性质好是低渗透油田开发一个重要的有力因素。
在特低渗透储层中，油层受岩性控制，水动力联系差，边底水不活跃。流体的流动具有非达西流的特征。由于固体与液体的界面作用，在油层岩石孔隙的内表面存在一个缘由的边界层，其中原油属边界流体（边界流体是指其性质受界面现象影响的流体）。在边界层内，原油的组成和性质都与体相流体（体相流体是指其性质不受边界现象影响的流体）的差别很大，存在组分的有序变化，存在结构粘度特征，存在屈服值。这个边界层的厚度，除了原油本身性质有关外，它与孔道大小、驱动压力梯度有关。
2 特低渗透油藏开发动态特征
2.1 低渗透油藏开发特征
低渗透油气藏具有低孔、低渗、低饱和低产等特征。实际上，低渗透性油气层是一个相对概念。据中国多年油气田勘探开发实践经验和理论研究，按照油藏分类标准，提出将储集岩空气渗透率小于50 mD的油气层称为低渗透性油气层，另外，根据油层渗透率可以将低渗透性油气层进一步细分为三类：空气渗透率为10～50mD的油气层为一般低渗透性油气层；空气渗透率为1～10mD 的油气层为特低渗透性油气层；空气渗透率为0.1～1mD的油气层为超低渗透性油气层。生产实践证明，低渗透性油藏油井产量一般可以达到工业油流标准，只是当油井产量低下时，需要采取压裂措施提高单井产量才能取得较好的开发效果和良好的经济效益。而特低渗透性油气层含油饱和度低，一般达不到工业油流标准，需要采取大型压裂等油层改造措施，才能获得一般产能。
2.2 特低渗透油藏开发特征
鄂尔多斯盆地是我国第二大沉积盆地，低渗透及特低渗透油气资源十分丰富。基质空气渗透率小于10mD 的特低渗透砂岩储层是鄂尔多斯盆地的主要含油储层类型。为了研究特低渗透油藏开发特征，以鄂尔多斯盆地三叠系长6油藏为例，对特低渗透油藏的开发地质特征进行分析。特低渗透油藏岩性致密、孔喉半径小、渗流阻力大，因而导致油井自然产能低，生产压差大。
2.2.1 油藏地质特征
三叠系长6油藏以岩性油藏为主，位于鄂尔多斯盆地一级构造单元陕北斜坡的中东部，均为西倾单斜背景上由于差异压实作用形成的一组鼻状隆起，油藏构造比较平缓，坡降小，鼻隆的起伏形态和倾没方向与斜坡倾向近于一致，与上倾方向岩性致密带或泥岩相匹配，形成了良好的圈闭条件，对油气运移和聚集具有一定的控制作用。
鄂尔多斯盆地三叠系地层标志层特征明显，长6层自上而下可以划分为长61、长62、长63砂层，其中长61砂层可以分为长611、长612小层，长62砂层可以划分为长621、长622(或长621+2)、长623小层；长612、长621、长622小层是主要含油层系。
三叠系长6层均为三角洲沉积相，三角洲前缘亚相和前三角洲亚相，综合沉积学、古生物、地球化学、地球物理等标志，可以进一步细分为水下分流河道、河口坝、远端坝、席状砂、分流间湾、前缘泥、水下天然堤等沉积微相。
长6储层岩石颗粒细小，加之成岩后生作用，储层孔吼细微，物性差，平均孔隙度11%～13%，渗透率(1.0～2.0)×10-3µm2。原始地层压力低，地饱压差小，天然能量贫乏，天然裂缝发育，但在地层条件下呈闭合状态。
2.2.2开发特征
特低渗透油藏岩性致密、孔喉半径小、渗流阻力大，因而导致油井自然产能低，生产压差大。我国许多特低渗透率油田储层都是裂缝比较发育的裂缝性砂岩油藏。
1、产量递减规律
影响产量递减的因素包括地质特征、开发技术政策及油藏管理等。开发方式不同，油井单井产能和初期递减差别较大，注水开发与自然能量开发相比，油井单井产能高，初期递减相对较小。对于注水开发油藏，不同注水时机下油井的初期产量不同，超前注水比非超前注水井的初期产量提高10%～30% ，但递减率基本一致，保持在40%～50%左右。裂缝发育的油藏，主向油井易见水，递减率大，侧向油井递减小，稳产时间长。如裂缝发育的盘古梁长6油藏注入水沿裂缝方向单向突进严重，主向油井投产1年后基本上都见水，见水后含水持续上升。
2、含水上升规律
不同类型油藏，油藏含水上升受控因素不同，油井见水后含水上升规律不同。注水时机不同，油井见水周期不同。长6油藏含水上升规律整体上表现为S型，初期含水上升率小，中采出程度含水上升快，中高含水期含水上升率变小。例如，五里湾长6油藏裂缝不发育，储层均质性较好，此时前期含水上升则主要是由于储层渗透率不均衡导致，后期油井含水上升，主要是由于采出程度高导致，油井
含水上升主要受采出程度影响，这类裂缝不发育油藏油井见水周期长，油井见水后，含水变化曲线为凹型，呈指数变化，含水上升相对缓慢，凹度越大，表明水驱越均匀，低含水期越长。盘古梁长6油藏裂缝发育，平面上和剖面上非均质性强，含水上升主要是由于裂缝沟通导致，这类裂缝较为发育的油藏油井见水周期短，油井见水后，含水变化曲线为凸型，呈对数变化，含水上升快，凸度越大，表明裂缝水驱特征越明显，低含水期越短。
3、压力变化规律
随着注水时间的延长，地层压力总体呈上升趋势【3】。如五里湾一区的地层压力由2000年的10.67MPa逐步上升至2007年的11.74MPa，压力保持水平达到96.2%，盘古梁地层压力由2000年的10MPa逐步上升至2007年的11.48MPa，压力保持水平达到88.35 (表1)。
4、注水见效规律
（1）对于注水开发油藏，油井产量变化一般分为3个阶段：初期递减阶段、见效稳产阶段和后期递减阶段。在初期递减阶段，油井见效具有明显的滞后期，这一时期产量递减大。见效稳产阶段分4种类型，一是注水见效后单井产量上升幅度大，达到初期产能的60～80％；二是注水见效后单井产能增加幅度小；三是油井见效增产特征不明显，但产能基本保持稳定；四是油井见效后很快见水并快速水淹，产量快速下降。后期递减阶段：随着注水时间延长，油井见水后含水上升速度加快，产能大幅度下降。
（2）不同注水时机、不同井网形式，油井的见效特征不尽相同，超前注水油井早期递减阶段缩短、递减幅度小。
（3）裂缝发育油藏主侧向油井见效规律差异明显，主向油井见效早，但是见效后以见水水淹为主，稳产期短，侧向油井见效期长、增产幅度小，含水保持稳定。
5、水驱特征
通过开发规律研究，认识到井网与裂缝的合理匹配是提高三叠系长6油藏开发效果的关键，因此在井网部署中应考虑裂缝的影响，调整开发井网，以建立有效的压力驱替系统。目前三叠系长6油藏有正方形反九点、菱形反九点、矩形3种开发井网。
6、压力敏感性特征【5】
（1）特低渗透砂岩储层裂缝的压力敏感性十分明显，在无裂缝时基质岩块为中等程度敏感性，含裂缝时为强压力敏感性。而且裂缝的开度越大，渗透率越高，
其压力敏感性越强，渗透率的恢复程度越小，影响特低渗透砂岩油藏的开发效果。
（2）裂缝是特低渗透砂岩储层的主要渗流通道，影响着特低渗透砂岩油藏注水开发方案的部署。随着有效压力增大，裂缝的渗透率呈负指数函数递减。根据裂缝的压力敏感性特征，维持地层能量和原始的压力渗流场，对提高特低渗透砂岩油藏开发效果十分重要。
（3）由于裂缝的压力敏感性特征，使得特低渗透砂岩油藏开发过程中的裂缝动态参数研究十分重要，不同开发阶段裂缝动态参数的变化规律是特低渗透砂岩油藏注水开发井网调整的地质理论依据。
3结论
鄂尔多斯盆地是中国目前最重要的油气资源勘探和开发基地，其中低渗透油气藏具有油层物性差、非均质性强、油藏成藏因素复杂、油藏分布受多种因素联合控制等特点。认清其储层及开发特征是对其进行开发的基础。
参考文献
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特低渗
特低渗透油藏开发基本特征 0 引言 鄂尔多斯盆地是我国第二大沉积盆地，低渗透及特低渗透油气资源十分丰富。为了研究特低渗透油藏开发基本特征，以鄂尔多斯盆地三叠系长6油藏为例，展开对特低渗透油藏的开发及地质特征分析。 1 储层的分类及特低渗储层的特征 1.1 储层的分类 不同国家和地区对储层的划分标准并统一。我国一般将渗透率在50mD以下的油藏称为低渗透油藏。 按照不同的标准，油藏有以下几种分类方法【1~2】。 按渗透率 按渗透率为标准划分低渗透率储层是目前国内外较为常用而且比让认同的方法。以渗透率为基本标准，结合微观结构参数、驱动压差、排驱压力、储集层比表面积、相对分选系数、变异系数，将低渗透储层划分以下6类。 ○1类（一般低渗透）：油层渗透率为10～50mD，这类储层的主要特点是，主流吼道半径较小，孔喉配位低，属中孔、中细组合型的油层，驱动压力低，流动能力较差，开采较容易。 ○2类（特低渗透）：油层渗透率为1～10mD，这类储层的平均主流吼道半径小，孔隙几何结构较前者为差，相对分选系数好，孔喉配位低，属中孔微喉、细喉组合型的油层。驱动压力大，难度指数大，比表面积大，储层参数低，不易开采。 ○3类(超低渗透)：油层渗透率为0.1～1mD，这类储层的平均主流吼道半径小，孔隙几何结构差，相对分选系数好，孔喉配位低，属小孔微喉组合型的油层。驱动压力大，流动能力差，比表面积大，吸附滞留多，水驱油效率低，开采难度大。 ○4类（致密层）：油层渗透率为0.01～0.1mD，油层表面性质属亲水，驱油效率低。 ○5类（非常致密层）：油层渗透率为0.0001～0.01mD，这类储层的显著特点是中值压力高，是非常差的储层。
低渗油藏渗流机理
低渗油藏渗流机理 毛锐 中国地质大学（武汉）资源学院，湖北武汉（430074） Email：*********************** 摘要：低渗油藏孔隙细小，渗流不符合达西定律，流体在其中流动存在启动压力。低渗透油气藏渗流规律有着不同于中高渗油气藏渗流规律的特殊性，二者在油田开发效果上存在的差异正是这种渗流规律的特殊性引起的。因此，必须加快特低渗油气藏渗流机理研究，为低渗油气藏稳产增产奠定基础。本文在阅读文献的基础上对低渗透油藏的渗流规律做综合性的论述。 关键词：非达西流启动压力介质变形渗流规律 前言 油藏工程和渗流力学研究中一直以达西定律为主要基础。达西定律的假设条件为：流体为牛顿流体，液流为层流状态，流体与孔隙介质不起反应。低渗透油层的许多特点和现象与达西定律所假设的条件相差很大，受固体表面影响边界层在孔隙中所占的比例很大。因此，达西定律不适用于描述低渗透油藏的渗流规律。早在20世纪50-60年代，国外就有非达西渗流的提法。我国西安石油学院阎庆来等人最先用地层水和原油通过天然岩心进行渗流试验，试验结果表明，在渗透率较低时，无论是水，还是原油都有较为明显的启动压力梯度显示，即产生非达西渗流现象。 低渗透油藏由于渗透率低，孔隙结构复杂，渗流环境复杂，因而其油、水渗流特点、规律要比中高渗透储层复杂得多。油田开发实践表明：与中高渗油田相比，低渗透油田在开发效果上存在很大差异：(1)绝大部分低渗油藏天然能量不足，产量下降快，注水井吸水能力差；(2)注水压力高，而采油(气)井难以见到注水效果；(3)见水后含水上升快，采液指数和采油(气)指数急剧下降；(4)油田最终采收率低等特征。其原因在于低渗透油气藏渗流规律有着不同于中高渗油气藏渗流规律的特殊性，二者在油田开发效果上存在的差异正是这种渗流规律的特殊性引起的。因此，必须加快特低渗油气藏渗流机理研究，为低渗油气藏稳产增产奠定基础。 正文 1.低渗透油藏相对渗透率规律研究现状 目前求取两相渗流相对渗透率的方法，主要有稳定法和不稳定法两种，对于稳定法，因为测试时间长、受限于实验仪器设备的精密度还未被大部分学者所采纳。对于不稳定法，仍然是以采用JBN方法的为多，但JBN方法也存在严重的局限性，首先它为了避免岩
特低渗油田精细注水技术对策分析
特低渗油田精细注水技术对策分析 特低渗油田是指地下原油富集量极低的油田，地下孔隙较小，油层孔隙度低，储层孔 隙度很小，粘度大于10^6 mPa·s。由于特低渗油田的开发难度较大，需要采用精细注水 技术来提高原油产量。本文将对特低渗油田精细注水技术进行对策分析。 1. 精细注水技术的概念 精细注水技术是指在油田开发和生产过程中采用先进的注水技术和设备，使注入的水 能够有效地渗入储层，提高原油采收率的技术方法。 2. 精细注水技术在特低渗油田的应用 由于特低渗油田的地下孔隙较小，传统的注水技术往往不能有效地渗入储层，提高采 收率。需要采用精细注水技术来满足特低渗油田的开采需求。 3. 精细注水技术的研究现状 目前，国内外对于特低渗油田精细注水技术的研究还处于初级阶段，需要进一步的研 究和探索，以提高技术的效果和适用范围。 1. 加强对储层特性的认识 特低渗油田因其地下储层特性的复杂性，需要加强对储层特性的认识，以便根据地下 情况制定精细注水技术的方案。 2. 发展先进的注水设备 针对特低渗油田的特点，需要开发和引进先进的注水设备，以保证注入的水能够有效 地渗入储层，提高采收率。 3. 深入研究注水工艺 对于特低渗油田精细注水技术的工艺进行深入研究，确立科学的注水参数和工艺流程，以提高注水效果。 4. 结合地质条件优化注水方案 根据特低渗油田的地质条件，优化注水方案，选择合适的注水井位和注水参数，以提 高注水效果。 5. 进行注水效果评价
对于特低渗油田的精细注水技术进行实地效果评价，及时总结经验和改进技术，不断提高注水效果和采收率。 三、结语 特低渗油田精细注水技术对策分析，需要全面的研究和深入的探索，才能找到适合特低渗油田的精细注水技术解决方案。随着技术的不断发展和进步，相信特低渗油田的精细注水技术一定会取得更大的突破和进步，为我国的油田开发和生产做出更大的贡献。
特(超)低渗油藏开发技术
二、特（超）低渗透油藏开发技术 延长油田石油开发近年来形成了以“精细油藏描述、油田产能建设、注水开发和水平井开发”为核心的特（超）渗油藏开发技术，为延长油田科学、规范、有序、高效开发提供有力的技术支撑。 1、特（超）低渗透油藏精细描述技术 油藏精细描述是在油藏开发的各个阶段，以精细描述地层框架、储层和有效储层及流体空间展布为核心，建立和完善可视化地质模型的技术。延长油田属于典型的低孔低渗岩性油藏，所以储层精细描述是油藏精细描述技术的重点。特低渗透油藏精细描述技术在应用过程中主要包含以下5项重要技术： （1）、旋回厚度结合高分辨率层序地层学地层对比技术：结合鄂尔多斯盆地沉积特征，将高分辨率层序地层学与传统的旋回厚度小层划分方法有机衔接，实现了分层时间域的统一，单砂体划分趋于合理。 （2）、基于流动单元的多参数储层评价技术：针对低渗-特低渗储层岩性、孔隙结构、渗流能力的定量分析，利用地质统计分析方法，选取粒度中值、渗透率、含油饱和度等作为流动单元划分参数,建立流动单元判别函数。 （3）、基于相控约束与随机建模的隔夹层表征技术：在测井相研究的基础上，利用确定性建模与随机建模相结合的方法，模拟砂体内部隔夹层的空间展布，精细刻画和量化表征隔夹层空间展布情况。 （4）、复杂裂缝描述技术：通过野外露头观测、岩心古地磁测量和微地震监测三种手段，综合评价储层天然裂缝和人工裂缝发育特征。运用非结构性网格方法近似模拟技术实现了网格系统、裂缝单元一致性表征。 （5）、油水分布精细刻画技术：在储层精细描述的基础上，结合剩余油监测、水洗检查井分析、生产测试资料等，通过数值模拟、油藏工程分析精细刻画油水分布状况，实现剩余油空间分布量化表征。 在油田的不同开发阶段，油藏精细描述应用的侧重点也不尽相同，在开发前期，侧重于前4项技术的应用，在开发后期，更多是要对油水重新分布情况进行研究。目前，在延长油田的开发中，以上技术都紧跟国内外的研究步伐，但由于测试手段和技术水平的限制，复杂裂缝描述技术应用不能达到油田精细开发的精度和深度。 2、特（超）低渗油藏产能建设技术 特（超）低渗油藏产能建设技术是在深化油藏地质研究的基础上，搞清含油分布规律，编制科学合理的开发方案，通过钻井和投产，将勘探储量转化为现实产量的技术。主要包括新区油藏评价技术、开发方案优化技术、产能建设实施跟踪研究与调整技术。 （1）、新区油藏评价技术：研究储层四性关系，建立油层快速识别图版；通过储层预测、流体识别等方法，摸清油层展布规律，落实储量规模；利用储层改造技术，评价单井产能，优化储量动用序列。 （2）、开发方案优化技术：根据不同类型油藏天然能量状况，论证开发方式；结合油层分布状况，划分开发层系，根据裂缝发育状况优化井网系统，制定开发技术政策界限，根据油层分布规律优化布井方案，预测油田开发指标，推荐实施方案。 （3）、产能建设实施跟踪研究与调整技术：根据开发方案整体部署分批实施；在实施过程中以相控论、岩控论为指导，评价井、骨架井先行，紧密开展随钻地质分析，实时进行效果评价，及时优化调整，多轮次滚动实施，确保钻井成功率，快速形成规模产能。 特（超）低渗油藏产能建设技术评价突出快，建产突出优，形成了“评价先行、整体部署、
特低渗油藏表面活性剂驱适应性评价及应用基础研究
特低渗油藏表面活性剂驱适应性评价及应用基础研究 特低渗油藏表面活性剂驱适应性评价及应用基础研究 摘要：特低渗油藏具有油层渗透率低、孔隙度小等特点，导致传统的油藏开发方法无法有效开采其中的油藏资源。表面活性剂驱作为一种重要的增油方法，被广泛用于提高特低渗油藏的采收率。为了评价表面活性剂驱在特低渗油藏中的适用性，以及提高其应用效果，本研究通过实验室科学分析，对特低渗油藏的表面活性剂驱适应性进行了评价，并研究了其应用基础，旨在为特低渗油藏的有效开采提供理论和实践支持。 1. 引言 特低渗油藏是指渗透率小于0.1mD的油藏，自然渗透能力较弱，孔隙度低，因此，传统的油藏开发技术对其无能为力。表面活性剂驱是一种通过降低油水界面张力，改善油水相互作用，提高油水流动性以增加采收率的方法。然而，由于特低渗油藏的特殊性，表面活性剂驱的适应性和应用效果仍存在挑战。 2. 特低渗油藏表面活性剂驱适应性评价 2.1 实验方法 选择特低渗油藏岩心样品，通过测定岩心的渗透率、孔隙度、孔隙分布以及岩石表面活性剂吸附量等参数，评价表面活性剂驱在特低渗油藏中的适用性。 2.2 结果与讨论 实验结果显示，表面活性剂在特低渗油藏中能够显著降低油水界面张力，提高渗透率和孔隙度。然而，特低渗油藏存在油层非均质性、孔隙度低、不均匀挥发油等问题，这些因素均会影响表面活性剂的适应性和效果。 3. 表面活性剂的应用基础研究
3.1 表面活性剂的选择 考虑到特低渗油藏的特殊性，选取具有低临界胶束浓度、良好盐度适应性和温度稳定性的表面活性剂进行研究。 3.2 表面活性剂的优化配方 通过试验确定表面活性剂的浓度、pH值、温度等参数的最佳配方，以提高表面活性剂驱的效果。 3.3 考虑多因素影响 在表面活性剂驱过程中，考虑到特低渗油藏的非均质性和复杂性，需要同时考虑温度、盐度、pH值等多因素的影响，以提高表面活性剂驱的适应性和效果。 4. 结论与展望 本研究通过对特低渗油藏表面活性剂驱适应性的评价和应用基础研究，揭示了特低渗油藏表面活性剂驱的适用性和效果，并提出了优化的配方和多因素考虑等方法，可为特低渗油藏的有效开采提供理论和实践支持。然而，目前的研究结果还有待进一步的验证和实践应用，未来的研究还需要进一步深入探索特低渗油藏表面活性剂驱的机理和效果，以及更加精细化的实验研究和数值模拟方法的应用，进一步提高特低渗油藏的开采效率。 本研究对特低渗油藏表面活性剂驱适应性进行了评价和应用基础研究，发现油层非均质性、孔隙度低、不均匀挥发油等问题会影响表面活性剂的适应性和效果。为了解决这些问题，我们选择具有低临界胶束浓度、良好盐度适应性和温度稳定性的表面活性剂进行研究，并通过试验确定了最佳配方。在表面活性剂驱过程中，考虑到特低渗油藏的非均质性和复杂性，我们还需要同时考虑温度、盐度、pH值等多因素的影响，以提
川东北地区须家河组四段特低渗致密砂岩储层孔隙结构特征及分类评价
川东北地区须家河组四段特低渗致密砂岩储层孔隙结构特征及 分类评价 周晓峰;陈波;凡睿;周林;金成林 【摘要】致密砂岩储层微观孔隙结构特征是制约勘探开发的主要问题,也是气藏精细描述和储层分类评价的重点内容.通过常规压汞、岩石薄片和扫描电镜等资料对川东北地区须家河组四段(T3X4)特低渗致密储层砂岩的孔隙结构特征进行研究.结果表明,研究区储集空间类型以粒内溶孔、粒间溶孔为主,残余粒间孔和微裂缝次之,溶蚀矿物以长石、变质岩岩屑和填隙物为主.T3X4储层砂岩毛细管压力曲线可分为3类:中等排驱压力——细喉型;较高排驱压力——微细喉型;高排驱压力——微喉型.储层孔隙结构参数中的中值孔隙度、分选系数、最大进汞饱和度与物性呈明显正相关关系.结合典型孔喉结构特征参数、镜下鉴定和物性数据,建立了研究区 T3X4特低渗致密砂岩储层的分类评价标准. 【期刊名称】《石油天然气学报》 【年(卷),期】2015(037)005 【总页数】6页(P10-15) 【关键词】孔隙结构;特低渗储层;储层分类评价;川东北地区;须家河组四段 【作者】周晓峰;陈波;凡睿;周林;金成林 【作者单位】非常规油气湖北省协同创新中心(长江大学);长江大学地球科学学院,湖北武汉430100;非常规油气湖北省协同创新中心(长江大学),湖北武汉430100;中
石化勘探分公司,四川成都610041;非常规油气湖北省协同创新中心(长江大学),湖北武汉430100;长江大学地球科学学院,湖北武汉430100 【正文语种】中文 【中图分类】TE122.2 致密气是非常规天然气勘探的重点,目前全球致密气产量约占非常规气产量的 1/4[1]。中国致密气的勘探发展迅速,截至2011年底,致密气累计探明储量为 3.3×1012m3,占全国天然气探明储量的2/5;可采储量1.8×1012m3,约占全国天然气可采储量的1/3[1～3]。近年来,四川盆地上三叠统须家河组 (T3x)的致密气勘探也取得了重大突破,在川中广安、合川、安岳以及川西新场等地相继发现特大型致密砂岩气田,在川东北元坝-通南巴地区也取得了良好的勘探成果,其邻区九龙山、龙岗等地区陆相地层中亦获得了一定规模的储量,勘探前景良好[4,5]。前期对川东北地区T3x的勘探主要集中在须家河组二段(T3x2)、三段(T3x3)、四段(T3x4)的勘探程度相对较低,其研究重点主要集中在沉积成因、层序划分、成岩作用及储层控制因素等方面[6～10]。笔者主要通过对致密砂岩储层孔隙结构特征进行研究,从微观上阐述优质储层特征,并对研究区T3x4特低渗致密砂岩储层进行综合评价。 川东北地区隶属于上扬子地台,位于米仓山-大巴山推覆构造带前缘,西临龙门山推覆构造带,南靠川中隆起北斜坡,地理上属于四川盆地北部的中、高山区[5,6](图1)。晚三叠世,勉略洋盆关闭,褶皱隆起,川东北地区整体抬升,海水全部退出,逐渐由海盆转变为陆盆;随后西部龙门山和北部米仓山开始大面积逆冲隆起,在山前形成逆冲断褶带,盆地基底缓慢下降,为川东北地区输送了大量陆源碎屑物质[5,6]。在T3x2、T3x4沉积时期,盆地处于“过补偿”状态,碎屑颗粒沉积速率大,常形成纵横向连续的砂体;在T3x3、须家河组五段(T3x5)沉积时期,水体上涨,物源萎缩,盆地处于“欠补偿”状态,形成大面积细粒沉积物[6]。研究区T3x4在晚三叠世中期 (印支运动二
注水吞吐提高特低渗油藏采收率研究
注水吞吐提高特低渗油藏采收率研究 注水吞吐（Waterflooding）是一种常用的油藏增产技术，可以通过 注入较大量的水来提高油井产量。然而，在特低渗透油藏中，该技术的效 果并不明显。因此，针对特低渗油藏的注水吞吐提高采收率的研究显得尤 为重要。 特低渗油藏指渗透率极低的油藏，通常小于0.1mD。在这种油藏中， 由于岩石孔隙较小，水分子难以进入并取代油分子，导致注水吞吐效果不 明显。因此，需要通过一系列技术和方法来改善特低渗油藏的采收率。 首先，可以通过改善岩石物理性质来提高油藏的渗透性。例如，可以 利用酸洗、砂混合和压裂等方法来增加孔隙的连通性，改善油水流动的条件，提高注水吞吐效果。 其次，可以通过添加驱替剂来改善特低渗油藏的采收率。驱替剂是一 种用于改变原油和注水之间相互作用力的物质，可以改变油藏的相态分布，使注水更好地分散在孔隙中，并将原油推出。常用的驱替剂包括聚合物、 表面活性剂和高渗透剂等。这些驱替剂能够改变油水界面的性质，使原油 与注水之间的相互作用力减小，从而提高注水吞吐效果。 此外，改变注水吞吐的方式和周期，也可以提高特低渗油藏的采收率。注水吞吐的方式有多种，如连续注水、周期性注水和间歇注入等。通过合 理选择注水方式和周期，可以改变油藏中的流动状况，增加注水吞吐效果。 最后，可以采用新型的注水吞吐技术来提高特低渗油藏的采收率。例如，采用微生物驱油技术，通过在油藏中引入特定类型的微生物，利用其 代谢产物改变油水界面特性，从而提高注水吞吐效果。此外，还可以利用
纳米材料在岩石孔隙中形成纳米阻塞层，改变岩石孔隙的流动特性，提高 注水吞吐效果。 总之，针对特低渗油藏的注水吞吐提高采收率的研究具有重要的意义。通过改善油藏渗透性、添加驱替剂、改变注水方式和周期，以及采用新型 技术，可以有效提高特低渗油藏的采收率，实现油田的可持续开发利用。
岳湘安 特低渗油藏提高采收率的几点思考
岳湘安—特低渗油藏提高采收率技术的几点思考 1 如何理解低渗油藏考虑启动压力梯度和应力敏感性？ 答：（1）针对低渗透油藏,只有在作用压力梯度大于某一临界值时,流体才会流动,这个临界值称为启动压力梯度，启动压力梯度与渗透率成反比，渗透率越低，启动压力梯度越大。当压力梯度达到临界启动压力梯度时，流体开始流动；当压力梯度达到最高启动压力梯度时，才呈现达西线性渗流。 （2）随着开发过程的进行, 储集层压力下降使储层有效压力( 上覆岩层压力与岩层内孔隙压力之差) 增加。有效压力增大时, 对储层岩石产生压实作用, 迫使储层中的一些微孔隙被压缩, 使岩心的渗透率产生明显下降。储集层渗透率的变化必然会影响储集层的地下渗流能力, 进而影响油井产能。这种随压力的变化渗透率发生变化的现象称为渗透率的压力敏感性, 因渗透率的压力敏感而影响油气藏的开发称为压敏效应。低渗储层一般具有较强的应力敏感性，储层岩石渗透率越低，储层应力敏感性越强，但由于岩性、矿物组成和孔隙结构的差异，即使物性相同的储层，岩石的应力敏感性也很不相同；低渗储层的应力敏感性对储层流体的流动能力具有一定的影响, 应力敏感性越强, 影响越大。 由于低渗透油田自身特有的低渗透率、低孔隙度、喉道细小等不利的储层条件, 使得低渗透油田开发投入大、开采难度大、产能低、效益差. 若开采方式选择不当、开发不合理等都会对低渗透油田开发造成较大的影响. 开发过程中因油藏压力的降低所诱发的渗透率的压力敏感性伤害将不可避免, 压敏效应的存在给合理开发低渗透油田提出了条件, 要求在开发低渗透油田时更应注意选择合理的生产压差、合理的注水时机, 控制好井底流压, 密切注意地层压力的下降并保持合理的地层压力。 2、如何理解低渗油藏考虑启动压力梯度和应力敏感性？ 储层颗粒细小、胶结物含量高、孔喉细微、启动压力梯度和介质变形是超低渗透储层最显著的渗流特征，其对油田开发效果影响明显。超低渗透储层特征决定了超低渗透储层渗流能力差，开发中存在明显的启动压力梯度和应力敏感特征。 应力敏感性：超低渗透油藏大多属于应力敏感性油藏，随着注入水的进入或地层流体的采出，地层岩石的有效覆压将会发生变化，岩石发生形变，从而引起地层孔隙度和渗透率发生变化，这种变化是不可逆的过程，最终影响油气藏的产能和开发效果。 启动压力梯度：低渗透油田储层渗透率低，孔隙吼道半径小，从而相对于中高渗透油田其孔道内的毛管压力及单位表面上的界面张力要大，流体流动时要克服的渗流阻力主要以毛管压力为主；而中高渗透油藏中流体的流动渗流阻力以粘滞力为主，两者的渗流主要作用阻力不同，从而在油田开发中显示为低渗透油田存在启动压力梯度。 3 与中高渗油藏相比，特低渗油藏中的孔隙结构和水驱油效率有何主要差异？ （1）孔隙结构差异：特低渗油藏渗透率1×10-3μm2≤K ＜10×10-3μm2 , 中高渗油藏渗透率50×10-3μm2≤K ＜2000×10-3μm2。特低渗油藏相对于中高渗油藏存在启动压力，注水困难，致密基质中的油难以驱替，产能产量低，水窜严重，油中暴性水淹，不能应用达西公式。特低渗油藏孔喉比大（100以上），对驱油效率影响起着决定性作用；中高渗油藏
低渗透油藏概述
低渗透油藏概述[加入收藏][字号:大中小] [时间:2012-03-23 来源：中国能源网关注度:3083] 摘要: 要认识低渗透油藏，我们可以从以下几个方面去进行认识：低渗透油藏的形成条件、低渗透油田的概念和低渗透油藏的主要特征、低渗透油层界限、低渗透油田分类。为什么laowen会首先选择介绍低渗透油藏？因为在laowen看来，国内，特别是我们四川... 要认识低渗透油藏，我们可以从以下几个方面去进行认识：低渗透油藏的形成条件、低渗透油田的概念和低渗透油藏的主要特征、低渗透油层界限、低渗透油田分类。为什么laowen 会首先选择介绍低渗透油藏？因为在laowen看来，国内，特别是我们四川这个卡卡低渗透的油藏很是普遍，想什么胜利油田啊，塔河油田啊，都存在大面积的低渗透油藏，所以呢，laowen一直觉得有需求才有价值！所以我们一定要好好的研究一下低渗透油藏。 一、低渗透油藏的形成条件 我国低渗透油层，形成于山麓冲积扇－水下扇三角洲沉积体系和浊积扇沉积体系，有砾岩油层、跞状砂岩(或含跞砂岩)油层、砂岩(粗中细砂岩)和粉砂岩油层四种岩石类型。主要包括由近源沉积的油层分选差、矿物成熟度低、成岩压实作用、近源深水重力流和远源沉积物形成的油层。 二、低渗透油田的概念和低渗透油藏的主要特征 所谓低渗透油田是一个相对的概念，世界上并无统一固定的标准和界限，因不同国家、不同时期的资源状况和技术经济条件而划定，变化范围较大。根据我国生产实践和理论研究，对于低渗透油层的范围和界限已经有了比较一致的认识。低渗透油藏的主要特征，不言而喻，就是其渗透率很低、油气水赖以流动的通道很微细、渗流的阻力很大、液固界面及液液界面的相互作用力显著。它导致渗流规律产生某种程度的变化而偏离达西定律。这些内在的因素反映在油田生产上往往表现为单井日产量小，甚至不压裂就无生产能力，稳产状况差，产量下降快，注水井吸水能力差；注水压力高，而采油井难以见到注水效果；油田见水后，随着含水上升，采液指数和采油指数急剧下降，对油田稳产造成很大困难。 三、低渗透油层界限 油层是原油储集和流动的场所，油层的物理化学性质影响油水在孔隙中的分布及渗流的特征和规律。在渗流的范畴，油层属于多孔介质，它是由岩石的颗粒、胶结物作为固体骨架和大量形态复杂的孔隙网络空间组成的。流体就在那些细小的孔隙网络中流动。根据渗透率对采收率的影响程度及渗透率与临界压力梯度关系曲线的观察，渗透率在（40*10^-3 um2）前后有较大的变化，即渗透率低于40*10^-3μm2后，采收率明显降低，临界压力梯度明显加大，从油田生产实际看，渗透率低于50*10^-3μm2 的储层，虽然具有工业油流，但一般都要进行压裂改造，经过增产措施后，才能有效地投入正常开发，综上所述，1990 年油田开发工作会议上把低渗透油层上限定为50*10^-3μm2 。 低渗透油层下限也就是通常所称的有效厚度下限(截止值)，对低渗透油田来说这是一个十分重要的问题。在渗透率贡献分布图上，对应于渗透率累积贡献为98%的孔喉半径即为有效孔喉半径下限，低于该下限的孔隙空间对渗透率基本无贡献，液体基本不流动，如老君庙M 油层孔喉半径下限为0.691μm 2。通过单层试油确定能够产油的有效厚度渗透率下
特低渗油田注水效果存水率和水驱指数评价
特低渗油田注水效果存水率和水驱指数评价作者：穆坤 来源：《中国科技博览》2018年第13期 [摘要]我国的陕西安塞县有丰富油气资源，安塞的特低渗油田的产油量很大，在中后期开采特低渗油田时，就要考虑特低渗油田的开采效率，而注水效果是影响特地渗油田的重要指标，而水驱指数和存水率是影响特低渗油田注水效果的重要内容。只有特低渗油田在开采时，存水率和水驱指数在标准的参数内，就会实现很好的注水效果，如果高于或者低于标准的存水率和水驱指数的参数，那么特低渗油田的注水效果就不是很理想。因此，本文主要研究存水率和水驱指数来评价特低渗油田的注水效果。 [关键词]特低渗油田；注水效果；存水率；水驱指数；评价 中图分类号：TE357.6 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）13-0058-02 1983年发现了我国的安塞油田，已探明大约有1.4亿吨以上的石油储量，油层遍布安塞全境，是一个较大规模的低渗透油田，且安塞的特低渗油田的年产量在260万吨以上。开采安塞特低渗油田主要运用注水开采石油技术，而注水技术发挥出来的注水效果对于安塞特低渗油田的石油开采效果影响非常大，安塞特低渗油田的开采方向的调整主要依靠注水效果的指标。注水效果好则会提高特低渗油田的开采效率，还能够有效的控制石油层。如果注水效果不佳则会影响特低渗油田的石油开采，降低了特低渗油田的开采效率。因此，提高特低渗油田的注水效果是至关重要。 一、特低渗油田存水率和水驱指数的概念及作用 特低渗油田的注水效果会受到存水率与水驱指数的影响。存水率主要是指注水开发油田的注入量与采水量之差占注入量的比例。它是反映油田注水利用率的一个指标，也就是注入水存留在地层中的比率，与注采比关系密切。而累积存水率是评价注水开发油田注水状况及注水效果的一个重要指标。水驱指数是指每采出1吨油在地下的存水量，它表示每采出1吨油与地下存水量的比例关系。水驱指数越大，采出相同的油需要的注水量越大。在开采特低渗油田的过程中，存水率和水驱指数是评价特低渗油田注水效果的重要指标，因此，在评价特低渗油田注水效果时，要将特低渗油田的存水率与水驱指数计算好，进而判断出特低渗油田的注水效果，从而有利于特低渗油田的管理人员作出石油开采方向和战略的调整，提高特低渗油田的石油开采效率，提高特低渗油田的经济效益。 二、特低渗油田存水率和水驱指数的计算原理
特低渗透油藏动态毛管压力对水驱油效果影响分析
特低渗透油藏动态毛管压力对水驱油效果影响分析 马旭;田树宝;周少伟;雷刚 【摘要】特低渗透油藏油水两相渗流过程中毛管力的动态效应是影响两相渗流机理及水驱油效果的重要因素,掌握其规律有助于提高这一特殊油藏的水驱开发效果.分析了特低渗透油藏油水两相渗流中毛管力的动态效应以及动态毛管力的影响因素,定量研究了动态毛管力对多孔介质油水两相渗流的影响,建立了特低渗透油藏一维水驱油模型和渗流微分方程;并进行了求解.研究了动态毛管力、注水强度、井距等因素对特低渗透油藏水驱油效果的影响.研究结果表明:动态毛管力效应对特低渗油藏的水驱效果影响非常明显,动态毛管力越大,水驱油效果越差;存在一个最佳注入量,在最佳注入量下动态毛管力的影响作用最小,水驱油效果最好;对于特低渗透油藏若井距过大,水驱油效果交差. 【期刊名称】《科学技术与工程》 【年(卷),期】2015(015)028 【总页数】6页(P151-155,159) 【关键词】特低渗透油藏;动态毛管压力;两相渗流;注水;井距;开发效果 【作者】马旭;田树宝;周少伟;雷刚 【作者单位】中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院,西安710018;中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室,北京102000;中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院,西安710018;中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室,北京102000
【正文语种】中文 【中图分类】TE357.5 特低渗透油藏岩石渗透率低，原油渗流阻力大，一般采取注水开发。但注水效果与常规的中高渗油藏相比较差，主要表现在注水井压力高，能量传递困难，油井见效慢，产量递减快，难以建立有效的驱替系统，导致水驱效果差。对于特低渗透油藏由于孔喉特别细小，渗透率低，毛管力是影响水驱油渗流机理的重要因素之一，在实际的储层条件下油水渗流始终处于运动状态，在这种非稳态状态下，油水界面产生的毛管力作用同通常考虑的静态毛管力(油水界面达到平衡或静止状态下的毛管力)作用有很大差异。这种毛管力动态效应将会对水驱油效果产生非常显著的影响。国内很多学者研究了毛管力对低渗透油藏水驱油效果的影响，但都是只考虑了油水接触界面达到平衡状态下静态毛管力的影响。通常认为毛管力只与含水饱和度有关系，而没有考虑非平衡状态下动态毛管力的效应和影响。特低渗透油藏由于孔喉特别细小，渗流速度很慢，油水渗流处于非平衡状态。国外Hassanizadeh等学者[1—5]对毛细管压力的动态效应进行了研究，认为油水接触界面未达到平衡时，毛细管压力会不断变化，其不仅是湿相流体饱和度的函数，同时还是湿相流体饱和度变化率的函数。但这些文献没有针对特低渗透油藏描述毛细管压力动态效应及其对水驱开发效果的影响。目前国内学者针对这种非平衡状态下动态毛管力的研究很少。田树宝[6]首次利用实验研究和数值模拟研究的方法对低渗透油藏的毛管压力动态 效应和规律进行了定量分析和描述。 针对特低渗透油藏，考虑毛管力同时受湿相流体(水)饱和度和含水饱和度变化率的影响，建立了动态毛管力方程： 式(1)中,和分别为动态毛管力和静态毛管力，MPa；po为油相压力，MPa；pw为水相压力，MPa；Sw为含水饱和度；τ为毛管动态系数，可由实验测得[6]。毛管
特低渗油藏水平井开发效果及影响因素分析
特低渗油藏水平井开发效果及影响因素分析 摘要：本文主要论述了N油田V油层组水平井开发现状，利用模糊综合评判原理对水平井的开发效果进行了综合评价，并分析了储层物性，地层能量、井眼轨迹、压裂等参数对开发效果的影响，结论是V油层组水平井开发效果优于直井，整体开发效果较好，影响开发效果的根本因素是储层物性差，主要因素是地层能量不足。 关键词：水平井特低渗透油藏开发效果影响因素 一、油田概况 1.地质概况 N油田位于青海省柴达木盆地西部北区，属于西部坳陷区茫崖凹陷区南翼山背斜带上的一个三级构造。N油田自上而下分I+II、III+IV、V三套油组开发，其中V油组埋深1519 m，油藏高度242.5m，中部深度1640m，中部海拔1179m，含油面积14.1Km2，单油层厚度1.0m～4.7m，平均单层厚度2.0m，小层数53个，含油小层46个，属薄层油层。储层平均孔隙度9.29%，平均渗透率1.45mD，属低孔特低渗储层. 原油密度0.835 g/cm3；初沸点73.57℃；50℃时的运动粘度8.25×10-6m2/s，折算成动力粘度为6.89mPa.s ，属常规原油[1]。该油藏于2010年正式投入开发，共钻井69口，平均单井日产油2.35 t，注水井数19口，日注水量317 m3/d，月累计注采比0.64。 2.水平井开发概况 V油层组共完钻水平井10口，水平井段长度270m，目的层V-10，埋深1535.0～1917.9m，小层厚度为3.5～5.1m，孔隙度12.53%，渗透率10.53mD，含油饱和度44.4%，数模拟合储量186×104t，在所设计井区范围内分布连片。水平井水力喷砂压裂投产，由于低饱和度的含油性质，投产初期含水70.7%，单井日产油6.09t，2013年6月底含水57.8%，单井日产油 3.5t，表现出产量递减快，后期含水下降的趋势。 二、水平井开发效果综合评价 1.水平井与直井产量对比 由于生产时间较短，分别将2011年和2012年生产时间较长的直井、水平井产量作对比，水平井产量是直井的1.8～2.5倍，水平井开发效果明显优于直井。 2.水平井开发效果综合评价 水平井的开发效果通常从五个方面综合评价：一是水平井单位有效油层长度
特低渗透油藏注气驱长岩心物理模拟
特低渗透油藏注气驱长岩心物理模拟 熊健;郭平;杜建芬;汪周华;李凌峰 【摘要】西部某油藏的储层物性为低孔特低渗,平均孔隙度12.32%,平均渗透率2.1×10-3μm2,在开发过程中存在注水困难的问题.为了研究油藏注气可行性,在室内进行长岩心驱替实验,得到了不同气体(CO2、N2及烃类干气)改善原油物性的效果,以及注入不同流体(纯水驱、纯N2驱、纯CO2驱、烃类干气驱、N2泡沫驱)提高原油采收率的效果.研究结果表明:在CO2、N2及烃类干气中,CO2能明显改善原油的物性,对原油的降黏效果和膨胀效果较明显,而N2和烃类干气对原油的膨胀不是很明显.与注水相比,注入4种气体都可以大幅度提高特低渗油藏的采收率.在4种气驱中,N2泡沫驱的驱油效率最高,达到57.12%,但驱替压差随着驱替进行而一直升高,而且在实验过程中注入压力超过了地层破裂压力,且注入量也达到7.10 PV 的体积,现场实施时应引起高度重视.其次是纯CO2驱,N2驱最差. 【期刊名称】《西安石油大学学报（自然科学版）》 【年(卷),期】2011(026)002 【总页数】5页(P56-59,63) 【关键词】特低渗透油藏;gas flooding膨胀实验;驱替实验;物理模拟 【作者】熊健;郭平;杜建芬;汪周华;李凌峰 【作者单位】西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川,成 都,610500;西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川,成 都,610500;西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川,成 都,610500;西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川,成
特低渗—致密砂岩储层成藏模拟试验与成藏机理(全文)
特低渗—致密砂岩储层成藏模拟试验与成藏机 理 浮力在石油运移、聚集中所起的作用十分有限，延长组大面积分布的特低渗透、致密砂岩储层如何成藏富集值得研究。笔者对采自鄂尔多斯盆地延长组的8块典型特低渗—致密砂岩岩芯样品进行原油驱替地层水的成藏模拟试验，深入研究延长组低渗透油气运聚成藏机理及成藏主控因素，深化认识岩性油藏分布规律。 1 材料与方法 试验装置为一个岩芯驱替系统（图1），驱替装置安装在恒温箱中，恒温箱温度始终保持为25 ℃。试验流程分为以下步骤。 2 试验样品 4 讨论 4.1 驱动压力 虽然试验证实特低渗—致密砂岩石油不需要很大的驱动压力就能注入，但是驱动压力的增大无疑会使含油饱和度增高。这在驱动压力低于10 MP时十分明显。在一定的驱动压力下，岩芯含油饱和度只能达到一定程度，只有增加驱动压力才能使含油饱和度进一步增高。再则，本次模拟试验只使用了长度为5 cm 的岩芯柱，而在地质条件下，鄂尔多斯盆地延长组上至长1、长2油层组，下至长9、长10油层组，含油的低渗透—致密砂岩
储层纵向跨度可达数百至上千米，由于低渗透—致密砂岩储层孔隙小，喉道细，矿物颗粒表面粗糙，摩擦力较大，导致毛细管阻力大，使得油水在孔隙中难以产生重力分异，无法在浮力作用下发生二次运移，因此油气大规模成藏仍需较大的驱动压力。 4.2 孔隙度、渗透率与最终含油饱和度的关系 统计数据显示，渗透率与样品最终含油饱和度之间的关系比较复杂，不是单纯的线性关系，而是呈现幂指数的关系，孔隙度与最终含油饱和度则为正相关关系（图5）。对于5个致密储层样品，渗透率与最终含油饱和度的关系不显著，孔隙度与最终含油饱和度呈正相关关系（图6）。这说明在驱替动力充足的情况下，最终含油饱和度主要受孔隙度操纵，孔隙度越高，最终含油饱和度越高；这也说明鄂尔多斯盆地延长组特低渗—致密储层油气成藏发生在大规模成岩作用之后[26]。其中，mD是渗透率单位，1 mD=0986 9×10-3 μm2。 图5 渗透率和孔隙度与最终含油饱和度的关系 Fig.5 Reltionships Between Permebility，Porosity nd Finl Oil Sturtion 图6 致密岩芯渗透率和孔隙度与最终含油饱和度的关系 Fig.6 Reltionships Between Permebility，Porosity nd Finl Oil Sturtion of Tight Sndstone Cores 4.3 特低渗—致密油储层成藏机理 从表2可以看出，在油驱水初始阶段（岩芯出口端见油之前），
特低渗油藏渗流和水驱油规律研究的开题报告
特低渗油藏渗流和水驱油规律研究的开题报告 一、选题背景及意义 特低渗油藏是指渗透率较低，常规油田工艺难以开发的油藏。随着常规油藏的逐渐开采和消耗，特低渗油藏成为广大油气工作者关注的热点问题。特低渗油藏的开发 是提高石油资源利用率和保障国家能源安全的有效途径。但是，特低渗油藏渗流和水 驱油规律研究在重要性和难度上都存在较大的挑战性。 本文选取特低渗油藏渗流和水驱油规律研究作为研究对象，旨在通过对特低渗油藏的理论研究和现场实践进行深入分析，找出特低渗油藏渗流和水驱油规律，为特低 渗油藏的开发提供理论支撑和实践指导，促进我国石油工业的发展。 二、研究内容和目标 本文将深入探讨特低渗油藏渗流和水驱油规律，并对现场实践中出现的问题进行分析和总结。主要研究内容包括以下几个方面： 1.特低渗油藏渗流规律研究。通过建立数学模型，探讨特低渗油藏中的孔隙结构、流动规律和约束条件等因素对渗透率的影响，分析渗透率的变化规律。 2.特低渗油藏水驱油规律研究。通过理论计算和实验研究，分析不同条件下水驱特低渗油藏的油水流动规律、油水分布规律以及水驱采油效果。 3.现场实践和工程试验。通过对特低渗油藏的开发实践和工程试验进行调研，总结特低渗油藏水驱采油过程中存在的问题及其解决方法。 三、研究方法 本文采用数学模型分析、实验室观测和现场实践相结合的方法。其中，数学模型部分主要采用数值模拟和计算机仿真的方法进行研究；实验室观测部分主要包括岩心 样品实验和油水相分离实验；现场实践部分主要通过实地勘探、试验和数据分析等手 段进行研究。 四、预期成果 1.建立适合特低渗油藏的渗流和水驱油理论模型，深入研究特低渗油藏的渗透率、孔隙结构和油水流动规律等关键因素。 2.深入分析特低渗油藏的水驱采油过程，并总结和归纳出不同条件下的水驱采油效果和规律。
特低渗储层不同成岩相孔隙结构对渗流特征的影响——以姬塬油田长2层为例
特低渗储层不同成岩相孔隙结构对渗流特征的影响——以姬 塬油田长2层为例 高洁;孙卫;黄娟 【摘要】利用压汞实验、铸体薄片、扫描电镜和油水相渗试验获得的各类特征参数,分析不同成岩相储层油水两相的相互干扰特征,探讨对比两相流体共渗时储集空间、孔喉网络类型以及产量递减等方面的差异,实现流体在特低渗层内渗流规律的定量表征,并结合产油能力,着重探讨孔隙结构对渗流特征的影响.结果表明:储层岩石孔隙中的油能否被驱出主要取决于喉道参数,物性越好的储层,喉道半径越大,残余油饱和度越高.油驱水过程中,油相开始流动时连续相临界饱和度的大小与该驱替压力下油相可以进入的孔隙和喉道体积有关,尤其是喉道体积.孔、喉间差异越小,分选、分布越均匀,非均质越弱,岩石渗流能力越强,水驱效率越高.%Based on all kinds of characteristic parameters obtained from scanning electron microscope, casting sheet and oil-water phase infiltration, mutual interference characteristics between oil and water of ultra-low permeability reservoir are studied.Meanwhile differences of volume of reservoir space, types of pore structure and production decline when oil and water flow together have been given the contrast analysis.Ultimately quantitative research of microscopic seepage characteristics comes true.As well effect of pore structure of different diagenetic facies on seepage characteristics is investigated combined oil production capacity.The study had revealed whether oil could be driven out depends on throat parameters of interconnected pores.As a whole with reservoir physical property becoming better number of inter granular pores and holes surface pore
低孔低渗-特低渗储集层测井评价的关键
低孔低渗-特低渗储集层测井评价的关键 资源(2)班熊平夏新元 【摘要】低孔低渗-特低渗砂岩油气藏储层有效性评价是测井评价的重点和难点。低孔隙度低渗透率-特低渗透率储层在岩性、物性、电性、含油气性等诸多方面差异不大，但不同井的储层产能却差异很大。要想搞清这一现象就需要对储层有效性进行精细评价。这类低对比度储层的有效性宏观差异不明显，必须进行系统评价和精细评价才能揭示现象本质。因此，首先对储层基本特征进行研究，然后结合测井资料对储层的有效性进行综合评价。 【关键词】低孔低渗-特低渗，储集层“四性”，含油性评价。一：低孔低渗-特低渗储集层的地质特征 1 .低孔低渗-特低渗储集层的分类 国家储量委员会根据国内主要油气田储集层物性分布 规律和相关储集层分类方案研究，于1997年颁布了碎屑岩储集层和非碎屑岩储集层物性分级的一个标准。表1为碎 屑岩储集层物性分级标准。 表1碎屑岩储集层物性分类标准
2.低孔低渗-特低渗储集层的地质特征 低孔低渗-特低渗地层长石和岩屑含量较高，黏土或碳酸岩胶结物较多，岩石类型一般为长石砂岩和岩屑砂岩，少见石英砂岩。粒度分布范围宽，因而颗粒混杂，分选差。 低孔隙度，低渗透率是该类储层最明显的特征之一，其成因主要与储层沉积作用和成岩作用密切相关。储层物性受储层岩性及孔隙结构的控制，这些因素与沉积物的物源及沉积环境密切相关，因此，地层的沉积作用控制着低孔低渗-特低渗储层的物性。一般情况下，在一定的沉积相带中可以形成低孔低渗的地层，但这种沉积相多属于近物源沉积（如冲击扇沉积）和远物源沉积（如前三角洲沉 积）。碎屑岩形成低孔低渗-特低渗地层的成因，除沉积作用外，沉积后的成岩作用和后生作用，对储集层物性起着重要作用。储层在压实作用、胶结作用以及溶蚀作用下，储层的孔隙度和渗透率不断发生变化。低孔低渗-特低渗砂 岩储层孔隙分布极不均匀，储层中孔隙结构复杂、喉道大小不一且分选差，造成了储层的非均质性非常强烈。 就一般油层物理性质而言，孔隙度大的样品，其渗透率也相对较大。目前各个油田作出的孔隙度和渗透率关系曲线趋势是相似 的，其关系式为： （Z =algk+b
低渗特低渗油藏特征及开发潜力评价研究
7A 版优质实用文档 低渗、特低渗油藏特征及开发潜力评价研究 一、引言 随着石油天然气勘探的深入，许多低渗透油藏逐渐被探明，其分布范围越来越广，储量越来越大。探明低渗储量近50 亿吨，已中目前已经开发近20 亿吨，动用率40% 左右，未动用储量近30 亿吨。从近年勘探情况看，新发现储量中低品位储量，占新增探明储量的68% 以上。从开发特征上看，不同油田低渗透油藏开发效果差异很大，典型的是大庆和长庆低渗透油藏在渗透率相近、油藏流体粘度接近的情况下，开发效果，注水难易程度相差非常大[1 ～2]。那么导致差异如此大的原因是什么呢？从我们的研究看来，主要是对低渗透油藏的特征认识不足。低渗透油藏有其特殊的微观孔隙结构，孔隙细小，喉道细微，岩石孔隙比表面大，岩石孔隙表面与流体作用力强，油藏中流体有其特殊的渗流规律。低渗透油藏特征参数不仅决定开发效果与开发难易程度，而且是低渗透油藏的开发潜力评价非常关键的参数。 在中高渗透油藏评价体系中，主要的特征参数有以下八个[3]：渗透率、孔隙度、有效厚度、油藏面积（延伸长度）、油藏非均质性、粘土含量及分布、中值半径等，其中体现油藏渗流能力的参数有渗透率、中值半径两个参数。分析油藏评价特征参数可知厚度、面积、孔隙度三个参数的乘积等于油藏孔隙体积，中高渗透油藏的原始含油饱和度一般在65～75 ％之间，变化不大，因此以上三个参数实际上代表油藏储量的概念。油藏非均质性实际上对应于油藏的采出程度，越均匀的油藏，采出程度越高。所以这四个参数合在一起表示油藏的可采储量。对于低渗透油藏而言，虽然反映油藏可采储量的参数也很重要，但是根据油田开发看来，低渗透油藏的渗流能力严重制约着油藏的开发效果。即使储量再大，采不出来，导致大量的储量搁置，也没有经济效益。如果仍然采用评价中高渗透油藏的办