高含水期特低渗油藏水气交替注入提高采收率可行性分析
高含水期油田提高采收率的有效措施
高含水期油田提高采收率的有效措施高含水期油田指的是油井开采过程中，原油含水率较高，这不仅会降低原油的品质，还会降低采油效率，导致采收率下降。
为了提高采收率，需要采取一系列有效措施来降低含水率，以下是一些有效的措施：1. 技术改进：通过引入先进的开采技术和设备，如水平井、多级压裂和聚合物驱等，来提高采收率。
水平井可以增加油井有效开采面积，提高油田整体采收率。
多级压裂技术可以增强油井与油层的连接，提高采油效率。
聚合物驱可以改变油井与水的相互作用，提高原油对水的亲和力，减少含水率。
2. 固井修复：油井孔隙的固井损坏会导致水和油的混合，增加含水率。
合适的固井修复措施可以修复井孔缺陷，减少含水率。
可以使用高强度水泥或聚合物固井材料进行固井修复。
3. 人工抽采：人工抽采是一种将含水期油田的油井进行一定时间的抽水，以排除部分含水，提高油井的采油效率的方法。
通过人工抽采，可以降低油井周围储层的水压力，减少原油与水的混合，从而提高采收率。
4. 化学处理：化学处理是通过添加化学药剂，改变油井与水的相互作用，减少原油与水的混合。
常用的化学处理方法包括注入表面活性剂、聚合物和缓蚀剂等。
这些化学药剂可以降低原油与水之间的界面张力，提高原油的流动性，减少含水率。
5. 增施强制排水井：通过在含水期油田周围施工排水井，将地下水引流至其他地方，减少水对油井的影响，提高原油的采集效果。
排水井的设置需要结合地质情况进行合理布局，以确保排水效果。
6. 注水改进：在注水过程中，可以采取一些措施来提高注水效果，从而减少含水率。
如根据地下水流动分布设置合理的注水井，调整注入水质的温度、浓度和压力等参数，优化注水井的布置等。
通过技术改进、固井修复、人工抽采、化学处理、增施强制排水井以及注水改进等一系列有效措施，可以有效提高高含水期油田的采收率，降低含水率。
但需注意，措施的选择和实施需要结合具体的油田地质和开采条件进行合理布局，以取得良好的效果。
低渗透油藏提高采收率潜力和发展方向
一、低渗透油田基本特征
2、流体性质
长庆低渗透油田由于储层的特殊性，一般原油性质较好。具有低比重、 低粘度、低含硫、较高含蜡和较高凝固点的特点
• 地面原油相对密度～ • 原油地下粘度～，原油地面粘度～ • 含蜡～20.5%，含硫～0.23% • 凝固点～23℃，初馏点40～68℃ • 饱和压力～，气油比为～107m3/t
①、试验区块概况 试验区块南一区直3油藏，含油面积2，地质储量265×104t，油层物性好且均
匀，平均有效孔隙度18.7%，空气渗透率448×10-3um2，地层原油粘度·s，1997年 投入开发，由于采油强度大，注水开发仅5年油藏采出程度就高达25.0%，含水 77.0%，开发矛盾突出。
2002 年 5 月 开 始 对 直 3 油 藏 5 口 注 水 井 进 行 稠 化 水 试 注 ， 半 年 共 注 稠 化 水 21190m3，平均单井注4238m3，平均段塞半径为，注入稠化水粘度10～28 mPa·s。2002年11月到2004年1月为正式注入阶段，选定3口井连续注入，阶 段累计注稠化水66266m3，平均单井累计16566m3，注入稠化水浓度800～ 1250mg/L。
含水率（%）
于其它井网，而井排与裂缝夹角 20
45°开发指标优于夹角0°，而且合
0
理井距为500m左右，排距130-
0
5
10
15
20
采出程度（%）
180m。
二、低渗透油田提高采收率的途径
1、提高水驱储量动用程度的技术途径
（1）井网优化 菱形反九点是长庆油田在特低渗油
藏中应用较广的一种注水井网。靖安、 安塞等油田使用菱形反九点井网开采的 油井比邻区正方形反九点井网同期的见 效程度高出10.4%，单井产量高出， 水驱储量动用程度达70%以上，井网 优化效果较好。
高含水期油田提高采收率的有效措施
高含水期油田提高采收率的有效措施随着石油资源的逐渐枯竭，钻采工程技术的不断发展和提高已成为当前石油勘探开发工作的重中之重。
而对于高含水期油田提高采收率的有效措施也成为了当前石油工程领域的研究焦点。
高含水期油田是指地层中水含量较高的油田，含水率在50%以上。
如何有效的提高这类油田的采收率，对于石油勘探开发具有重要意义。
本文将从多个方面分析高含水期油田提高采收率的有效措施。
一、地质勘探技术的提升在提高高含水期油田采收率方面，地质勘探技术的提升至关重要。
地质勘探是决定油田外推与开发成功的基础，特别是对于高含水期油田。
通过地质勘探技术的提升，可以更精确地确定地下油田的构造和覆盖层分布，从而有利于合理布局油井，优化开发方案和提高采收率。
在地质勘探技术方面，要加强地震勘探技术的应用。
高含水期油田常常受到地下水流动的影响，地震勘探技术可以帮助确定地下水的方向和规模，从而有利于确定油层和储层的位置，有利于制定更合理的开发方案。
二、高效注水技术的应用目前，高含水期油田的采收率提高主要依赖于注水技术。
在注水方面，要加强高效注水技术的应用。
高效注水技术可以通过不同的注水管道和注水井的选择对油田进行多层次、多角度的注水，从而提高注水效率，减少水与油的混合，减少地层压力和渗透阻力。
通过高效注水技术的应用，可以减少水的量，提高采收效率。
三、地面调剖技术的改进地面调剖技术的改进也是提高高含水期油田采收率的重要途径。
地面调剖技术是通过在油井中体积数以千万的一种非极性水溶解负荷调剖剂，无机盐和有机盐，使油水相的界面张力降低，改变油水相对流动性质，促使原油从地下流到地面，提高采收率。
在地面调剖技术方面，需要提高调剖剂的稳定性和溶解率，从而使得调剖效果更为稳定和持续。
通过地面调剖技术的改进，可以减少地下油水混合的程度，使得地下的原油更加容易提取。
四、油井压裂技术的应用油井压裂技术的应用也是提高高含水期油田采收率的有效措施。
油井压裂技术是通过在井下形成压裂裂缝，从而提高油层的渗透率和有效渗透面积，增加产油面积。
高含水期油田提高采收率的有效措施
高含水期油田提高采收率的有效措施随着石油资源的逐渐枯竭，对于高含水期油田提高采收率已经成为了油田开发中的重要课题。
高含水期油田指的是含水率较高的油田，通常大于70%，这种油田开采难度大，采收率低，为了提高采收率，需要采取一系列的有效措施来提高油田的开采效率。
一、管控含水层开发1.合理的注水技术高含水期油田通常需要进行注水开发，通过注水提高油井产出并减少含水率。
注水技术的合理运用是重中之重，需要根据油田的实际情况和特点，正确选择注水井位和注水井层，合理控制注水层的开发强度，保证注水的均匀性和稳定性，从而有效地提高油井产出和降低含水率。
2.水平井技术的应用水平井技术可以提高油井的采油效率，尤其在高含水期油田中更加适用。
水平井技术可以有效地控制含水层开发，减少含水率；水平井的水平段长度增大，导致了更大的井筒面积，能够更多的接触储层，提高采收率。
3.开展化学驱油技术对于高含水期油田，化学驱油技术也是一种有效手段。
通过注入聚合物、环烷醇、聚合物和硼化合物等物质，改善油藏物理性质和改变油水界面吸附作用，减小溶解气体的溶度，使油水界面张力减小，提高油藏的有效开发利用率，降低含水率，提高采油率。
二、提高采油技术1.提高抽油机技术对于高含水期油田井，采用提高抽油机技术是非常有效的。
采用高效的抽油机，可以提高油井采油效率，降低生产成本，减小含水率，提高采油率。
2.采用增产技术采用增产技术可以在一定程度上提高油井产量，降低含水率。
如通过增加注汽、注聚合物等增产技术，可以有效地降低含水率，提高采收率。
3.选用合适的采掘方法选择合适的采掘方法也是提高采收率的关键。
对于高含水油田，应该采用合适的采掘方法，如同沾吸排采、压裂、电磁激励排采等等，可以在一定程度上降低含水率，提高采收率。
三、优化油田管理1.优化油田水系统对于高含水期油田，需要对油田的水系统进行优化，合理配置水资源，降低含水率。
通过水系统的优化，可以有效地减小含水率，提高采收率。
特高含水期砂岩油藏均衡水驱提高采收率研究
特高含水期砂岩油藏均衡水驱提高采收率研究发布时间：2021-03-16T11:40:08.407Z 来源：《中国科技信息》2021年2月作者：吴杰[导读] 陆上油区经过多年注水开发，大都进入特高含水后期，很多油田都面临着层间干扰严重，高渗层注水效率低，平面流线长期固定，水驱不均衡的问题。
如何通过利用存量、高效注水、均衡驱替来达到提高采收率、提高效益的目的，对老油田的稳产、增产具有重要意义。
近年来，油藏数值模拟作为油田开发科学决策和油藏工程研究的重要技术手段，在油藏驱油机理研究、新区产能建设、剩余油分布研究、老区挖潜调整等方面中都发挥了重要作用。
山东东营森诺科技有限公司吴杰 257000摘要：陆上油区经过多年注水开发，大都进入特高含水后期，很多油田都面临着层间干扰严重，高渗层注水效率低，平面流线长期固定，水驱不均衡的问题。
如何通过利用存量、高效注水、均衡驱替来达到提高采收率、提高效益的目的，对老油田的稳产、增产具有重要意义。
近年来，油藏数值模拟作为油田开发科学决策和油藏工程研究的重要技术手段，在油藏驱油机理研究、新区产能建设、剩余油分布研究、老区挖潜调整等方面中都发挥了重要作用。
本文将利用数值模拟技术，以油田某区块为研究对象，进行精细历史拟合，研究剩余油分布规律，提出相应对策，研究如何通过利用存量、高效注水来达到均衡驱替。
关键词：特高含水后期；砂岩油藏；均衡水驱；高效注水陆上东部老油区经过多年注水开发，大都进入特高含水后期，很多油田都面临着层间干扰严重，高渗层注水效率低，平面流线长期固定，水驱不均衡的问题。
本文将利用数值模拟技术，以油田某区块为研究对象，进行精细历史拟合，分析剩余油分布规律，提出相应对策，研究如何通过利用存量、高效注水、均衡驱替达到提高采收率的目的。
1、试验区概况胜一区沙二4-6砂层组是一个北部被断层切割的背斜油藏。
叠合含油面积4.48 km2，地质储量1329万吨，油藏埋深2000-2200米。
高含水期油田提高采收率的有效措施
高含水期油田提高采收率的有效措施随着油田开发的不断推进，高含水期油田的开采已经成为了当前油田开发的一个重要问题。
高含水期油田的开采效率低、采收率低是目前油田开发面临的一大难题，怎样有效地提高高含水期油田的采收率，已经成为了许多油田开发者所迫切需要解决的问题。
采取有效措施提高高含水期油田的采收率具有重要的意义，以下是一些有效的提高高含水期油田采收率的措施。
一、合理确定开采方案在高含水期油田，由于油水井混采和注水采油比例高，导致采收率低，首先需要合理确定开采方案。
合理确定开采方案，可以提高油井的单井产量，降低生产成本，提高含水期油田的开采效率。
在确定开采方案时，需要充分考虑油藏地质特征、油藏物性、含水层分布等因素，采用合理的开采技术，采取合理的注水周期和注水量，加强生产管理和控制，提高采收率。
二、加强油藏改造在高含水期油田，由于地表水对油藏的影响，使得油藏中的有效油层被水淹没，导致采收率低。
加强油藏改造，是提高高含水期油田采收率的有效措施之一。
油藏改造主要包括油藏调整、提高复杂油藏采收率、提高含水油藏采收率等方面。
通过合理采用各种注水压力、注水量和注水周期等技术手段，调整油藏的产油构造，提高含水期油田的采收率。
三、提高采收系统效率在高含水期油田，采收系统效率低也是造成采收率低的一个原因，为了提高高含水期油田的采收率，需要提高采收系统的效率。
提高采收系统效率，需要采用先进的采收技术，改进生产工艺，提高油田的开采效率。
注重提高采收系统的自动化程度，加强对采收系统的管理和维护，对采收系统进行地面设施改造与提升，以提高采收系统的效率，从而提高高含水期油田的采收率。
四、加强注水管理在高含水期油田，加强注水管理也是提高采收率的一个关键。
注水是高含水期油田采收率低的主要原因之一，加强注水管理，有效控制注水量和注水周期，减小油藏的含水量，提高油水比，提高高含水期油田的采收率。
注水管理包括注水井的选址、注水井的生产工艺、注水井的控制等方面，需要充分重视，加强管理，提高注水效率，提高高含水期油田的采收率。
高含水期油田提高采收率的有效措施
高含水期油田提高采收率的有效措施【摘要】高含水期油田采收率低是当前油田开发中普遍存在的问题。
为此，本文从调整注水井控制方式、优化注水井注入参数、提高油藏压力、采用增强采油技术和优化水驱体系等方面探讨了提高采收率的有效措施。
通过合理调整注水井控制方式，提高注入参数，增加油藏压力，采用增强采油技术和优化水驱体系，可以有效提高高含水期油田的采收率。
这些措施对于提高油田开发效率、降低生产成本具有重要意义。
未来，随着技术的不断进步和市场需求的不断增长，高含水期油田提高采收率的有效措施将不断完善和发展，为油田开发提供更多的技术支持和指导。
【关键词】高含水期油田、提高采收率、注水井、油藏压力、增强采油技术、水驱体系、有效措施、未来发展趋势1. 引言1.1 研究背景提高高含水期油田采收率一直是石油行业面临的重要课题。
随着油田开采的深入，含水期油田的含水量逐渐增加，造成油井产量下降、采收率降低的问题日益突出。
为了解决这一问题，研究人员不断探索各种提高采收率的有效措施。
含水期油田的开发利用面临着一系列挑战。
含水量增加导致采出油的困难，采收率低下成为制约油田开发效率的主要因素。
传统的采油技术已经不能满足高含水期油田的开采需求，需要引入新技术提高采收率。
针对高含水期油田提高采收率的研究具有重要意义，可以有效提升油田的开采效率，实现资源的最大化利用。
为了解决高含水期油田采收率低的问题，需要综合运用调整注水井控制方式、优化注水井注入参数、提高油藏压力、采用增强采油技术和优化水驱体系等多种手段。
这些措施将有助于提高油田的采收率，提高石油开采效率，实现资源的可持续利用。
研究高含水期油田提高采收率的有效措施具有非常重要的意义。
1.2 问题提出在高含水期油田开发过程中，提高采收率一直是石油工程领域的重要问题。
随着油田开采的不断深入，油水混采问题变得日益突出，导致采油效率低下，采收率下降。
随着油田开采时间的延长，油井产量逐渐衰减，使得提高采收率愈发迫切。
低渗透油藏提高采收率技术适应性评价
（） １ 注水驱 油。注水驱 油是 目前最经济 、最适 用的补充能量 采 油技 术。室内模拟了特低渗透油藏水驱过程 ，实验结果表 明 ， 特低 渗 油藏 模拟岩 心的驱 油效率呈 明显的两段 。第一段 具有随注 水Ｐ 数增 Ｖ 加 ，采收率增加幅度较大的特征 ；第二段为高含水期 ，注水 采收率随 注 水Ｐ 数变 大的增 加 幅度 很有 限 ，几乎 成一 条平 行于 Ｐ 数轴 的直 Ｖ Ｖ 线 。在 注水的早期 内，采出端的含水率低 ，注 入水还没有 完全将大孔
隙 中的原油驱 出来 ，水流通道还 未形成 ，注入水仍在继续驱替孔隙 中
线性段 两部分 ，渗流特征与ｌ 有关 ，ｋ 潮 越小 ， 越 大 ，下凹非线性 段延 伸越长 ，启动压力梯度越 大 。由图ｌ 可以看 出，当驱替压力梯 度 达到 临界启动压力梯 度时 ，渗流并未进入拟达 西流 ， 时的渗流状态 此 还是处在—个 低速高阻 的非达 西流状态 。 当原油在孔道半径很小的低渗透油层 中流动时 ， 出现 启动压 力 将 梯度 。实验结 果表明 ，低渗油层中液体开始产生流动 的临界 启动压 力 梯度是随渗透 率、流 体性 质而变化的 。渗透率越低 ， 界启动 压力梯 临 度越 大 ，液体粘度越 高 ，临界 启动压力梯 度也越大 。从 图２ 中启动 压 力梯度与渗透率的关 系曲线 可以看出 ，原油在低渗透岩心 中具有基本 相 同的渗流特 征 ，随着渗 透率 的减少 ，原油 渗流时 启动压 力梯度增
加 ，具有幂函数的变化规律 。
鼍
的 原油。在 注水后期 ，采出端含水率高 ，水流在孔隙介质 中的流动通 道 已经 形成 。这时水驱替孔隙中的原油量已经很少 ，主要依靠强注水 冲刷 粘附在 孔隙 壁面上 的油膜 为主 ，注 入水主要 在沿 一些大孔 隙流 动 ，利 用率很低。所以在注水的后期尽管注入量很大 。但是残余油饱 和度降低程度很有 限。 （ ） Ｏ驱油。注Ｃ ， ２ ｃ２ Ｏ气体提高原油采收率以成本低廉，成效显 著 ，可 回收 重复利用 。无毒环保 ，与原油有较 好的混溶性而成为具有 良好发展前景 的提高 原油采收率技术 。 在 ｃ 挪 过程 中 ，随着 Ｃ ｒ ． 的增加 ，原油性质 得到 改善 ， ０ Ｏｔ 量 ｅＸ 原油密度 、粘 度降 低；而 且二氧 化碳 溶于水后 ，使水的粘度增加 ，同 时 由于原油粘度 的降低 ，油水流度 比和 油水界面张力将减小 ．会减小 毛管 阻 力 ；当 压 力降 低时 ，ｃ ： 饱和 ｃ 的原 油 中溢 出并驱 动 原 Ｏ从 油 ，形成溶解气驱 。
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1
汇报提纲
一、研究储层基本特征 二、存在的问题 三、理论基础 四、实验方法 五、实验结果及分析
六 、现场实施可行性分析
七、结 论
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2
一、研究储层基本特征
1.构造沉积特征 含油层段构造面貌主要为西倾单斜形态，含油 性主要受储层岩性、物性控制。研究储层属三角 洲前缘沉积，局部过渡为前三角洲沉积，砂体主 要为水下分流河道、河口坝、远砂坝。
分布频率/％
35
30
25
20
15
10
5
3.92
0 <0.2
15.7
21.6
31.4
17.6
0.2～0.3 0.3～0.5 0.5～0.1
1～10
储层渗透率分布范围/×10－3μm2 ppt课件
3.92
10～15 6
储层非均质性
油组 长61 长62
变异系数 突进系数 级差 评价
0.46
6.5 242.71 中等偏强
0.872mPa.s。
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14
五、实验结果及分析
1. 水气交替注入对高含水期驱油效率的影响 该实验研究的方法是：首先先对原始含油
状态下的岩心进行水驱油，水驱5PV、含水率达 到100％后，进行水气交替实验。
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15
实验结果：
水驱后的不出油的岩心进行水气交替注入， 大部分岩心仍然有少量的油产出，水气交替注 入提高水驱油效率幅度在1.7％～7.2％，平均 2.23％。由此可以看出，对于完全水淹或水波 及过的储层，采用水气交替注入对驱油效率提 高有一定作用。
气
瓶
岩心
精
密
计
注
岩心
量
入
泵
水
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计 量 器
计 量 器
18
表 2 组合岩心各单层水气交替提高驱油效率实验结果
组合
转注气
第一周期
第二周期
岩心
气测渗 前水驱
驱 油 效 率 /%
驱 油 效 率 /%
实验 编号
样号
级 差 透 率 /×
油效率/ 10-3μm2 ％
注气
注水 注气
注水
最终水气交 替提高驱替 效 率 幅 度 /％
中值半径为0.426～0.089μm；
平均孔喉半径分布在0.152～1.007μm之间；
分选系数分布在0.11～4.37之间；
相对分选系数分布在0.69～5.17之间；
退汞效率较低，一般为12%～34%。
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5
4.储层物性及非均质性 储层渗透率平均值为0.87×10-3μm2。孔隙度平 均值为8.85%。
0.7 油相 0.6 水相 0.5
0.4 0.3
气相 油相
0.2 0.1
0
20 30 40 50 60 70 80
含油饱和度/%
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10
相对渗透率
0.7 气相
0.6
水相
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0
20
35
50
65
80
95
含水饱和度/%
2、利用毛管力产生的阻力，使得储层高渗层或大 孔道流体流动阻力增加，达到流体转向，提高波及 效率的目的。
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9
三、理论基础
1、低渗储层毛管力作用强；不同流体毛管力存 在较大差异；相渗曲线表明，不混溶的多相流体 同时流动时，可以极大的降低流体的流动能力。
Kr 相对渗透率
1 0.9 0.8
0.7 0.6 0.5 0.4 0.3
0.2 0.1
0
0
0.2 0.4 0.6 0.8
1
Sw
1 0.9 0.8
水驱油效率/％
水气交替提高驱 油效率幅度/％
62.48
61.6
2.1
50.66
53.8
7.2
55.91
64.6
0
58.10
55.1
2.4
64.02
48.1
1.7
62.82
59.3
0
59.3
2.23
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2.气水交替注入对高含水期采收率的影响
实验方法：用组合岩心，在同一压力下进行驱 替实验，首先水驱，至相对高渗岩心含水率大于 95％以上时，然后转水气交替注入。
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四、实验方法
1.设计思路 a.模拟地层条件下单岩心高含水下的水气交替
实验，研究高含期水气交替对驱油效率的影响； b. 模拟地层条件下的组合岩心实验，研究高含
水期水气交替对波及效率的影响。
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12
气 瓶
精
密
计
量
注
泵
入
水
岩心
计 量
器
岩心
计 量
器
实验流程图
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13
2.实验岩心
0.644 45.2 47.6
48.4 49.6
49.6
4.4
C
3.4
1-15-2
2.16 47.6 58.1
63.8 64.7
69.0
21.4
1-15-3
0.798 36.1 43.2
渗 透 率 分 布 在 0.424 ～ 2.21×10-3μm2 ， 孔 隙 度 在 8.48 ％ ～ 10.5 ％ 。 岩 心 长 度 在 6.638 ～ 8.576cm之间，岩心直径2.514～2.520cm。
3. 实验流体
模拟油采用的是地层原油与煤油配置而成，
模 拟 油 粘 度 为 4.01mPa.s ， 模 拟 水 粘 度 为
0.46 7.33
178 中等偏强
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7
深度（m）
渗透率（×10-3μm2）
0
2
4
6
8
10 12 14
573.51
574.68
575.05
575.48
575.77
576.11
576.73
578.29
578.76
579.14
579.64
储层纵向渗透率分布
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8
二、存在的问题
（1）注水的水窜问题； （2）水源及水处理问题； （3）水注不进问题； （4）提高原油采收率。
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3
2.储层岩石学性质
储层主要为细粒长石砂岩，约为75％左右， 次为粉砂岩及中粒长石砂岩，分别为16％和9％。 主要粒径范围在0.05mm～0.25mm之间。石英含 量平均20.4％，长石49.5％，岩屑12.1％。
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4
3.储层孔隙结构特征
孔喉细小，储层孔喉分布不均。
最大连通孔喉半径为2.679～0.107μm；
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16
岩心号
1-37 1-13 1-38 1-16 1-15 1-16-5
表1 岩心水驱后气水交替提高驱油效率实验结果
气测渗透率 /×10-3μm2
孔隙度 /％
1.805
9.53
0.774 0.424
10.05 8.48
0.596
8.84
0.862
9.26
2.210
10.01
平均值
原始含油饱和 度/％
A
1-11
2.5 0.717 34.5
46.0
47.0 51.5
52.5
18
1-41
1.759 52.5 59.6
61.3 62.5
64.6
12.1
1-39
0.639 40.7 51.1
51.1 53.7
53.7
B
1.5
13
1-40
0.427 57.3 62.8
63.9 65.6
65.6
8.3
1-13