特高含水油藏剩余油微观赋存状态研究.ppt

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 ~25?m孔隙内剩余油动用程度 提高12.5 ?m ~50?m孔隙内连片型剩余油动用程度 提高采收率 三、认识及下步研究方向 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。 要实现剩余油定量表征有几个技术关键需要解决 * * * 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—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=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% （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 935×10-3μm2 2445×10-3μm2 4069×10-3μm2 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 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 1219.18 1220.00 水洗 42.76 6843 43.20 44.46 17.0 18.6 5.7 2.0 1220.04 1221.10 水洗 41.18 2415 44.18 36.04 25.5 13.7 3.0 2.1 1221.14 1222.16 见水 40.30 2377 47.08 30.93 30.2 12.1 2.4 2.3 （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 973 31.9 17.0 9.2 连片型为主 2272 23.2 4.8 12.2 连片型向