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油气田开发地质

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地质 储层 沉积 地化 层序地层
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1一、油气田开发阶段储层评价内容和主要特点是什么?近年来在该研究方面的新进展有哪些?答:每个开发阶段的资料基础和所要解决的开发任务不同,因而储层评价的内容也各不相同。1、开发准备阶段(1)对各含油层系进行地层对比:对开发目的层系进行油层组划分,做出油层综合柱状图,油层对比剖面图。(2) 描述各油层组岩性特征: 分析统计岩石成分、含量、粒度中值、分选系数、胶结物含量、胶结类型。(3)分油层组统计有效厚度:作出含有层系和分油层系的有效厚度等值线图,作出含油面积图,描述砂体的连续性、稳定性、方向性。(4) 沉积亚相分析 :分析各亚相带的旋回性、韵律性等,作出相模式图。(5)开展孔隙结构研究:确定各套开发目的层系的储集空间类型;分油层组统计孔喉大小、孔喉均值程度、作毛细管压力曲线分析。(6)物性分析:统计孔隙度、渗透率及渗透率分布 ,各油层组或含油层系建的渗透率级差、变异系数,作非均质评价;作出含油饱和统计。(7) 渗流特征分析:分含油层系、油层组确定润湿性 ;作出相当渗透率曲线;作出敏感性评价。(8) 隔层研究 :确定隔层标准、统计含油层系、油层组间的隔层厚度,隔层的孔渗性、裂缝特征、钻遇情况,描述隔层的岩性,作出隔层平面等厚图。(9)在上述研究的基础上初步建立储层的概念模型。2、开发方案设计与实施阶段(1) 进行油层对比 :将含油层系细分到小层,作出油层综合柱状图,对比剖面图,分区块作出连通图、小层平面图。(2) 开展小层沉积相研究: 将沉积相带划分到微相,研究各微相平面分布与纵向变化,研究各微相带岩石的结构、构造,孔隙度、渗透率的纵横向变化,作出孔渗平面等值图。(3) 孔隙结构研究 :以微相带为单元研究不同岩石的孔隙结构,用毛细管压力曲线作出孔喉体积、渗透率贡献图。(4)成岩作用研究:研究成岩作用对孔隙类型和分布的控制。(5) 非均质性研究:以小层为单元 ,进行平面、层面、层内非均质性描述,统计变异系数、非均质性系数和级差数据等。(6) 渗流特征分析 :分区块、分油层组统计相对渗透率、水驱油效率分析数据;若开发准备阶段完成不足 ,继续分析油层润湿性、敏感性。(7) 隔层研究 :对小层、砂层组间隔层制定标准统计其分布,描述其性质。(8)根据对小层性质的上述研究,以小层为单元,作出评价分析。(9)进一步完善储层的概念模型,建立储层静态模型。3、 开发方案的调整与完善阶段油田开发方案全面实施过程中或基本结束后根据开发井生产和油田动态监测资料,结合前段静态资料,对各小层进行再认识,加深对储层特征的认识,掌握油水运动规律,搞清剩余油分布,为油田开发方案的调整与完善提供较精确的储层静态模型并研究和建立更精细的、对井间非控制参数点有预测意义的储层预测模型。(1) 开发方案实施后,对储层各种特征进行全面的系统的再认识,检验沉积微相划分的合理性。(2) 研究开发过程(主要是注水开发过程)中储层物性的变化、流体分布的变化、水淹规律和剩余油的分布规律等。(3)进一步研究高孔隙带和高渗透带的分布规律,加强对低渗储层特征的研究。通过以上研究,为油层改造、调层补孔、钻加密井等措施提供地质依据。(4) 为编制三次采油方案而进行的储层评价工作。如经初步分析,本油田宜采用热力采油技术,则需要进一步评价储层岩石的密度、比热容、导热系数、层内非均质特征,原油的粘度、密度、燃烧特点等。开发储层评价的主要特点:不同开发阶段的开发任务不同,各阶段的储层评价工作的任务和要求不同,开发储层评价工作具有阶段性。随着开发进程,储层评价工作从储层宏观特征逐渐深入到小层内部的微观非均质性特征,从定性描述向定量表征和预测发展,不断深化对储层的认识,以满足油气田开发工作步步深入的要求。开发储层评价的目的是为油气田开发方案设计和开发动态分析、调整挖潜提供地质依据的,所以开发储层评价的重点内容是影响开发动态的储层地质特征。对注水开发而言,储层的评价重点内容是控制和影响注水开发效果(水驱油效率和注入水波及系数的大小)的储层地质特征。当然不同类型储层的地质特征不同,储层评价工作的侧重点也是不同的。开发储层评价采取的是静态与动态评价相结合的方法,运用多种动态评价技术手段,进一步验证和深化对储层静态特征的研究,并得出对储层开发(主要是注水开发)动态的认识,多技术、多学科综合应用于开发储层评价工作,更好地为油气田开发服务。2二、论述储层非均质性及微观非均质性特点及其对注水开发效果的影响,并论述你对该研究方向新内容,新方法的了解。答: 储集层非均质性研究是储集层描述和表征的核心内容。所谓储集层的非均质性是指油气储集层在沉积、成岩及后期构造作用的综合影响下,储集层的空间分布及内部属性的不均匀变化。这种非均匀变化具体地表现在储集层空间分布形态、储集层岩性和厚度、泥岩夹层的多少及厚薄,以及储集层内部的物性、孔隙结构及所含流体性质等方面。储集层研究的重点是描述储集层的非均质性,储集层评价是在非均质性描述的基础上,指出主力储集层的分布区域,以便为油气的勘探与开发提供可靠的地质依据。目前国内将碎屑岩储集层非均质性由小到大分成四级,即:1.微观孔隙非均质性:包括孔隙、喉道大小及分布、孔隙类型、粘土基质等。2.层内非均质性:包括粒度韵律性、层理构造序列、渗透率差异程度及高渗透段位置、层内不连续泥质夹层的分布频率和范围,以及其它的非渗透隔层特征,全层的水平、垂直渗透率的比值等。3.平面非均质性:包括砂体成因单元的连通程度、平面孔隙度、渗透率的变化和渗透率的方向性。4.层间非均质性:包括层系的旋回性、砂层间渗透率的非均质程度、隔层分布、特殊类型层的分布。二、层内非均质性:是指一个单砂层在垂向上的储集层性质变化,包括层内垂向上渗透率的差异程度、高渗透率段所处的位置、层内粒度韵律、渗透率韵律及渗透率的非均质程度、层内不连续的泥质薄夹层的分布。1.粒度韵律单砂层内碎屑颗粒的粒度大小在垂向上的变化称为粒度韵律,它受沉积环境和沉积方式的控制。粒度的分布对2.沉积构造:在碎屑岩储集层中,层理是常见的沉积构造,有平行层理、斜层理、交错层理、波状层理、递变层理、块状层理、水平层理等。层理类型受沉积环境和水流条件的控制,层理的方向决定渗透率的方向。因此,需要研究各类纹层的岩性、产状、组合关系及分布规律,以便了解渗透率的方向。3.渗透率韵律渗透率在纵向上的变化受韵律性的控制,不同的韵律层具有不同的渗透率韵律(图 3—1)。同粒度韵律一样,渗透率韵律可分为正韵律、反韵律、复合韵律等。4.垂直渗透率与水平渗透率的比值 1这一比值对油层注水开发中的水洗效果有较大的影响。K e/K 1小,说明流体垂向渗透能力相对较低,层内水洗波及厚度可能较小。5.渗透率非均质程度渗透率的非均质程度可用下列参数表征。(1)渗透率变异系数 k= 12)((3─1)式中:V k——渗透率变异系数;层内某样品的渗透率值,i=1,2,3,…,n;——层内所有样品渗透率的平均值;n——层内样品个数。一般当 为均匀型;当 k<为较均匀,当 为不均匀型。(2)渗透率突进系数 示砂层中最大渗透率与砂层平均渗透率的比值。—2)式中:T k——渗透率突进系数;层内最大渗透率。当 为均匀型,当 ~3 时为较均匀型,当 时为不均匀型。(3)渗透率级差 砂层内最大渗透率与最小渗透率的比值。3─3)式中: J——渗透率级差;最小渗透率值。渗透率级差越大,反映渗透率的非均质性越强,反之非均质性越弱。(4)渗透率均质系数 Kp:3─4)显然 , ,均质性越好。6.泥质隔夹层的分布频率和分布密度泥质夹层的分布是不稳定的,它可造成油层剖面上垂直和水平方向上的渗透率变化。(1)夹层分布频率 每米储集层内非渗透性泥质隔夹层的个数。3─5)式中: k——夹层分布频率,个/m;N——层内非渗透性隔夹层个数;3H———层厚,m。(2)夹层分布密度 k=H (3—6)式中:H 层内非渗透性泥质隔夹层的总厚度,m;H——层厚,m。三、平面非均质性:是指一个储集层砂体的几何形态、规模、连续性,以及砂体内孔隙度、渗透率的平面变化所引起的非均质性。1.砂体几何形态砂体几何形态是砂体各向大小的相对反映。砂体几何形态的地质描述一般以长宽比进行分类。一般情况下,砂体越不规则,其非均质性越强。(1)席状砂体:长宽比近似于 1:1,平面上呈等轴状。(2)土豆状砂体:长宽比小于 3:1。(3)带状砂体:长宽比为 3:1—20:1。(4)鞋带状砂体:长宽比大于 20:1。(5)不规则砂体:形态不规则,一般有一个主要延伸方向。2.砂体规模及各向连续性重点研究砂体的侧向连续性。一般砂体的规模大、连续性强,则均质性较弱。按延伸长度可将砂体分为以下五级:一级:砂体延伸大于 2000m,连续性极好。二级:砂体延伸 1600—2000m,连续性好。三级:砂体延伸 600—1600m,连续性中等。四级:砂体延伸 300—600m,连续性差。五级:砂体延伸小于 300m,连续性极差。实际研究中往往用钻遇率来表示。钻遇率反映在一定井网密度下对砂体的控制程度。钻遇率越高,砂体的延伸性越好。钻遇率=(钻遇砂层井数/总井数)×100%3.砂体的连通性指砂体在垂向上和平面上的相互接触连通,可用砂体配位数、连通程度和连通系数表示。(1)砂体配位数:与某一个砂体连通接触的砂体数。(2)连通程度:指连通的砂体面积占砂体接触总面积的百分数。(3)连通系数:连通的砂体层数占砂体总层数的百分比。连通系数也可以用厚度来表示,称为厚度连通系数。(4)砂体孔隙度、渗透率的平面变化及方向性通过编制孔限度、渗透率的平面等值线图来反映其平面变化,重点是研究渗透率的方向性。四、层间非均质性:是指一套含油层系内的砂层非均质性,即砂体的层间差异。属层系规模的储集层描述,包括各种沉积环境的砂体在剖面上交互出现的规律性,以及隔层的发育和分布规律。1.分层系数 单井的钻遇率表示。 3—7)式中: 某井的砂层层数;n——统计井数。2.砂层密度 称为砂地比,以百分数表示。砂岩总厚度/地层总厚度)×100% (3—8)3.隔层隔层是指油田开发过程中对流体运动具有隔挡作用的不渗透岩层,是非均质多油层油田正确划分开发层系,进行各种分层工艺措施时必须考虑的一个重要因素。(1)确定隔层的标准1)隔层的岩石类型。一般来说,在碎屑岩储集层中的隔层以泥质岩类为主,除较纯的泥岩外,还有部分砂泥质过渡类型的岩石,如泥质粉砂岩、粉砂质泥岩等。砂泥质过渡类型的岩石能否作为隔层,应以岩心资料为基础,观察它们的含油(流体)情况,不含油的砂泥岩可作为隔层。可以成为隔层的还有:致密胶结岩类、盐类沉积及沥青充填岩石等。这些岩类很易通过岩心观察、薄片鉴定和物性测定,确定其是否可作为隔层。2)隔层的物性标准1 通过岩性、物性及含油性的关系确定隔层标准。度和胶结物含量分析;质含量、钙质含量,以及粒级等的交会图;出与渗透率相关关系较密切的交会图,图上曲线出现明显拐点时,拐点处对应的渗透率值即为隔层渗透率的上限值(图 3—2)。2 通过水驱实验研究隔层界限。3 通过试油确定隔层的物性上限值。一般可采用储集层的物性下限值作为隔层的物性上限值。3)应用测井曲线划分隔层:隔层的岩性、物性标准确定后,必须进一步研究岩性、物性、电性关系,以确定隔层在测并曲线上的响应及划分标准。1 典型曲线对比:通过岩心观察,找出各类隔层岩石在测井曲线上的响应特征,并分岩类建立典型剖面,利用典型剖面作为确定隔层岩性的依据。2 定量解释:在测井资料解释的物性连续剖面中,按隔层物性截取。4)隔层厚度标准:主要从工程技术条件出发,根据射孔技术水平及井下作业技术条件来确定。不足标准厚度者,不能视为隔层。如大庆油田,初期开发4井网划分层系的隔层厚度标准为 5m,一次加密调整时为 3m,二次加密调整时为 封隔器分层作业时为 3m,限流压裂时为 2)隔层的分布状况1)隔层在剖面上的分布:主要描述所研究储集层剖面上隔层出现的位置、岩性及其厚度,用剖面图表示。2)隔层在平面上的分布:主要描述隔层厚度在平面上的变化,一般以等厚图表示,也可用不同等级厚度所占井数的分布频率表示。五、微观孔隙非均质性储集层的微观非均质性是指微观孔隙内影响流体流动的地质因素,主要包括孔隙、喉道的大小、分布、配置及连通性,以及岩石的组分、颗粒排列方式、基质含量及胶结物的类型等。这些因素直接影响注入流体驱替原油的效率。因此,油层微观非均质性的研究是了解水驱油效果及剩余油分布的基础。1.喉道的非均质性对于油层开采而言,油层的渗透率对油气的产能影响极大,而喉道的大小及形状又会形成不同的毛细管压力,进而影响渗透率。因此,喉道的非均质性又明显地影响储集层渗透率的非均质性。根据显微镜下观察,每一喉道可以连通两个孔隙,而每一个孔隙至少和三个以上的喉道相连通,有的甚至和多个喉道相连通。这种连通的形式与岩石颗粒的接触关系、颗粒大小、形状及胶结类型有关。常见的喉道类型有以下四种。(1)孔隙缩小型喉道:喉道为孔隙的缩小部分[图 3—3(a)所示]。这种喉道类型往往发育于以粒间孔隙为主的砂岩储集岩中,且胶结物较少,其孔隙与喉道较难区分。此类孔隙结构属于大孔粗喉型。(2)缩颈型喉道:喉道为颗粒间可变断面的收缩部分[图 3—3(b)所示]。当砂岩颗粒被压实时,虽然保留下来的孔隙较大,但颗粒间的喉道却变窄。此时虽然储集岩的孔隙度可能较高,但渗透率却可能较低,属大孔细喉型。部分孔隙因喉道小而无法连通,成为无用孔隙。(3)片状或弯片状喉道:喉道呈片状或弯片状,为颗粒之间的长条状通道[图 3—3(c)、(d)所示]。当砂岩压实程度较强且晶体再生长时,喉道实际上是晶体之间的晶间隙。其张开度较小,一般小于 1 m。当沿颗粒间发生溶蚀作用时,亦可形成较宽的片状或宽片状喉道。故这种类型喉道变化较大,可以是小孔极细喉型;受溶蚀作用改造后,亦可以是大孔粗喉型。(4)管束状喉道:当杂基及各种胶结物含量较高时,原生的粒间孔隙有时可以完全被堵塞,杂基及各种胶结物中的微孔隙(小于 0.5 m的孔隙)本身既是孔隙又是喉道,这些微孔隙像一支支微毛细管交叉地分布在杂基和胶结物中组成管束状喉道[如图 3—3(e)所示]。具有此类喉道的岩石,其孔隙度一般较低,渗透率则极低,大多小于 210。由于孔隙就是喉道本身,所以孔喉直径比为 1。2.储层微观孔隙结构所谓储集岩的孔隙结构是指岩石的孔隙和喉道的几何形状、大小、配置及其相互连通关系。孔隙结构的分析方法较多,通常可分为间接和直接分析两大类。目前,国内使用的间接分析为测量毛细管压力法,包括半渗隔板法、离心机法、压汞法和动力学法,但常用压汞法。另一类为直接观测,包括铸体薄片、扫描电镜和图像分析。当前进行孔隙结构的定量描述主要是应用压汞法及铸体法求得的参数。有关内容已在《油层物理学》中介绍。3.粘土杂基指作为杂基充填于碎屑岩储集层孔隙内的粘土矿物,包括碎屑的和自生的。由于存在较大的表面积和极强的活性(如吸附能力、对外来流体的敏感性等),对各种注入剂的注入能力、吸附及改性都有很大影响,加上它本身的变化,极大地影响着驱替效果,因此它是油藏微观规模描述的重点内容之一。(1)粘土含量在粒度分析中粒径小于 5皆称粘土,其含量即为粘土总含量。(2)粘土矿物类型粘土矿物类型较多,常见的有蒙脱石、高岭石、绿泥石、伊利石,以及它们的混层粘土。粘土矿物的类型和含量与物源、沉积环境和成岩作用阶段有关。不同类型粘土矿物对流体的敏感性不同,因此要分别测定不同储集层出现的粘土矿物类型,以及各类粘土矿物的相对含量。目前采用 x 射线衍射法分析粘土矿物。(3)粘土矿物产状粘土矿物产状对储集层内油水运动影响较大,其产状一般分为分散状(充填式)、薄层状(衬垫式)和搭桥状(图 3—4)。粘土矿物的产状一般是通过扫描电镜来观察鉴定的。分散状:粘土矿物在孔隙中以散在的形式分布。薄层状:粘土矿物粘附于孔壁,形成一个相对连续和薄的粘土矿物披盖。搭桥状:粘土矿物粘附于孔壁表面,伸长较远,横跨整个孔隙,像搭桥一样,把粒间孔分隔为大量微孔。(4)粘土矿物对流体的敏感性粘土矿物与原始油层中的流体通常处于平衡状态,当不同流体进入时,它们的平衡会遭受破坏。由于这些流体与储集层流体和储集层矿物不匹配而导致储集层渗流能力下降,这就是对流体的敏感性。粘土矿物对流体敏感性的研究包括速敏、水敏、酸敏、盐敏、碱敏等试验。1)速敏性;指因流体流动速度变化引起地层微粒运移,堵塞通道,导致渗透率下降的现象。① 速敏性强弱用岩样渗透率损害率 k 5(3─9)式中:D k——速敏性导致的渗透率损害率;临界流速前岩样渗透率的最大值,2310m;岩样渗透率的最小值, 2310m。② 速敏性评价指标:强速敏 D k≥ k< k< k< D k≤敏性:储集层中的粘土矿物在接触低盐度流体时可能产生水化膨胀,从而降低储集层的渗透率。水敏性是指当与储集层不配的外来流体进入储集层后引起粘土膨胀、分散和运移,从而引起渗透率下降的现象。水敏性评价实验的目的是了解这一膨胀、分散及运移的过程,及最终使储集层渗透率下降的程度,即研究水敏性矿物的水敏特征。① 岩样的水敏性采用水敏指数 价:(3—10)式中: ——水敏指数;用蒸馏水测定的岩样渗透率,2310m;用标准盐水或地层水测定的岩样渗透率, 。② 水敏性评价指标:水敏性强度与水敏指数的对应关系如下:极强水敏 I w≥ w< w< w< w< I w≤敏性:是指酸液进入储集层后与储集层中的酸敏性矿物发生反应,主沉淀或释放出颗粒,导致储集层渗透率下降的现象。① 流动酸敏性用流动酸敏指数 (3—11)式中: a—流动酸敏指数;i——酸化前用标准盐水(或地层水)测定的岩样渗透率, 2310m;酸化后用标准盐水 (或地层水)测定的岩样渗透率, 23。② 酸敏性评价指标。酸敏指数与酸敏性的关系如下:无酸敏 < a≤ I> 前只能根据酸港实验中残酸中的酸敏性离子量的变化定性预测其酸敏性。4)盐敏性评价指标:盐敏性是地层耐受低盐度流体的能力量度,是指集层系列盐液中,由于粘土矿物的水化、膨胀而导致渗透率下降的现象。表征盐敏性强度的参数为临界盐度 临界盐度 岩样渗透率随着注入流体盐度下降开始较大幅度下降时对应的盐度。盐敏性评价指标适用于絮凝法盐敏性实验及岩性驱替法盐敏试验。② 盐敏性评价指标:合盐)评价盐敏性:无盐敏 I w≤ S c≤1000中等偏弱盐敏 1000<S c<2500中等盐敏 2500≤S c<5000中等偏强盐敏 5000<S c<l 0000强盐敏 10000≤S c<30000极强盐敏 5c≥水(单盐)评价盐敏性:弱盐敏 5c<5000中等偏弱盐敏 5000<5c<10000中等盐敏 10000<5c<20000中等偏强盐敏 20000<5c<40000强盐敏 40000<5c<100000极强盐敏 5c>。5)碱敏性:指碱性液体进入地层后与地层中的碱敏性矿物及地层流体发生反应而导致渗透率下降的现象。① 采用碱敏指数 (3中: ——碱敏指数;S——水测定的岩样渗透率,2310; (不同 碱溶液测定的岩样渗透率最小值, 23。② 碱敏性评价指标:无碱敏 < >缝洞储层研究在油气储层中,除了各类孔隙外,裂缝和溶洞也可以作为重要的储集层和渗流通道,特别是一些碳酸盐岩中,基质孔隙极不发育,次生的溶洞和裂缝的发育是构成油气储层的关键。显然搞清楚裂缝和溶洞的性质、类型、特征及其分布,裂缝溶洞对油、气、水运动的控制作用,才能进行正确的油气勘探和开发部署,才能采取有效的油气层改造措施(酸化、压裂、注水等) ,以保证油气井的高产、稳产。对于以孔隙为主的碎屑岩油气层,人们越来越认识到裂缝作为油气渗滤通道的作用。因此,裂缝溶洞研究是油气田勘探与开发工作中的重要课储层非均质性与油气采收率(对注水开发效果的影响)在油田开发过程中,影响最终采收率的主要因素有三种;一是储层的非均质性;二是流体的性质;三是注采方案和生产制度。其中储层非均质性则是最基本和最主要的地质因素。一、宏观非均质性对注水开发的影晌在多油层油田的注水开发中,储层宏观非均质性直接影响着注水开发效果,主要表现在:(一) 层间非均质性导致“单层突进”层间非均质性是引起注水开发过程中层间干扰和单层突进(统称层间矛盾)的内在原因。在多层合层开采的情况下,层间矛盾更为突出,层数越多,层间矛盾越大,单井产液量越高.则通常含水也越高。通常情况下,高渗储层的水驱启动压力低,容易水驱,在注水井中好油层吸水多,水线推进快,这就造成了高渗油层产出高;而低渗层的启动压力高,吸水少,出油少,水线推进慢甚至不出水。由于高渗与低渗的层间矛盾,因此采油井与注水井内表现出明显的层间干扰.由此出现了高渗层“单层突进” ,低渗层剩余油突出的现象(图 5—10)。经李伯虎等人[1994 年) 的研究表明,渗透率级差与不出油砂体厚度成正比,即级差越大,则不出油的油层就越多(图 5—11)。层间干扰现象在吸水剖面和产液剖面上通常表现的十分明显,尤其是在合层开采的情况下,各层单位厚度的吸水能力具有明显的差异。(二) 平面非均质性导致“平面舌进”平面非均质性可减小水淹面积系数,这是由于各单油层在平面上往往呈不连续分布的原因,并造成注水开发时油层边角处和被钻井漏掉的“死油区” 。此外由于平面上渗透率的差异,使注入水沿着平面上的高渗透带迅速“舌进” 。而中、低渗透带相对受注水驱动减小,因而降低了水淹面积系数。前已述及,砂体的连续性主要取决于沉积相的展布,其连通件则主要取决于砂体在空间上的叠置形式。前者是确定井网密度的地质依据,而后者则是影响注采井方式选择的主要因素。合理的注采方式与井网直接影响着油田的开发效果。 而渗透率的方向性直接影响着各种驱油方式的推进方向和速率,通常高渗带的驱油效果好于其周边;而低渗带则是开发一段时间后的主要剩余油分布区。因此,驱油的主要方向是:①高渗带的走向;②古水流方向;⑦裂缝发育带。(三)层内非均质性导致层内“死油区”或“水亩”层内均质性降低了水淹厚度系数。由于各单层之间的非均质性主要表现为渗透率的差异,其渗透率大小相差几倍、几十倍其至高达数百倍。这种非均质性在多油层合层注水和采油的条件下,注入水首先沿着连通性好、渗透率高的层迅速突进,使注入水很快注入采油井,使油井含水率迅速提高甚于水淹停产;而低渗透层动用程度低,大部分原油残留地下形成“死油” ,从而降低了水淹厚度系数。1. 韵律特征对驱油效果的影响一般而言,不同的渗透率韵律特征具有不同的水淹形式( 表 5—4),它也是造成层内低渗部位剩余油分布相对集中与开采效果不同的主要原因。2.夹层的影响相对稳定夹层的发育有利于油田的开发,尤其是对厚油层而言。稳定夹层可将厚油层分成几段,抑制厚油层内的垂向窜流,提高其中油气的动用程度,增加水洗厚度。故夹层频率和密度越大,驱油效果越好。不稳定夹层的存在可使油层内形成较为复杂的渗流障,影响驱油效果,导致复杂的剩余油分布。二、微观非均质与油气采收申的关系 ,微观非均质直接影响着注入剂的微观驱替方式和效率,微观驱替效率又直接影响着微观规模的剩余油分布与数量,而微观驱替效率与微观孔隙结构、润湿性和流体性质有关,其中孔隙结构是影响微观驱替效率的员重要因素。7(一)孔隙系统中的微观驱替视理在孔隙介质中,滞留油气的营力主要有三种:①毛细管力,它作为滞留力主要表现在油湿的岩石中;②粘滞力;③重力。在注入剂驱油的生产过程中.从孔隙中驱替原油的动力主要为施加的外力,即驱替力。毛细管力在亲油(即油湿) 储层中作为水驱的阻力,而在亲水(即水湿) 储层中,毛细管力则作为驱动力,使水自动吸入小孔道中,即自吸现象。在单孔道中,注入剂驱替原油的过程就是驱动力克服阻力的过程。但储层孔隙系统十分复杂,在驱替过程中各种孔隙之间的均质性会导致孔间干扰,且存在润湿性的差异和孔内粘土矿物的影响,使得微观驱替过程更加复杂化。地下岩石中孔道的形式十分复杂,以串联孔道为例(图 5—12),在水湿情况下,毛细管力和驱动力共同作用,推动流体向前运动。但也可能出现阻塞作用.即水自动润湿孔喉表面,并随着水膜的变化,喉道轴心的油颈被挤成丝状,最后油丝可能断裂而在喉遭处形成水桥。水桥阻塞了油路,从而在水桥后形成残余油。在油湿情况下,如果施加的压力降足以克服毛细管力,将引起液体的流功.一旦所施加的压力不足以推动界面穿越毛细管隘口时,渗流将停止。总之,视驱动力和毛细管力的均衡情况,在连续的油丝穿过多孔介质时,可能和经过孔喉隘门时被掐断,而出现孤立的油滴。(二) 孔隙非均质性对驱油效率的影响众所周知,残余油的形成与储层孔隙结构有很大的关系,即注水开发中的驱油效率与储层孔隙结构(孔隙与喉道的大小及共分布) 密切相关。另外,对于已形成残余油的油藏,在三次采油过程中排驱残余油的效率即三次采油的石油采收率亦与孔隙结构有关,这是由于残余油的再运动取决于孔隙中的毛细管力和粘滞力。 —般来讲,孔隙非均质性愈强,驱油效率越低。们对注水开发提高采收率有何影响?调整和改变油层润湿性的方法有哪些?答:(1)类型:油层润湿性是指:当存在另一种不混相的流体时,一种流体在固体表面扩展或粘附的趋势。在岩石水系统中,岩石或对油、或对水有一种偏向,根据岩石与地层流体的接触关系,油层润湿性分为油润湿、水润湿和中性润湿 3 类。在水润湿系统中,水趋向于占据小孔隙并尽量大面积地与岩石表面接触;在油润湿系统中,油和水的分布与水润湿系统中的情况相反,油将占据小孔隙并与岩石的绝大部分表面接触。当岩石既不强烈偏向油也不强烈偏向水时,这一系统称作中性润湿系统。必须指出,润湿性常用来说明岩石的润湿偏向性,但并不一定指在某一给定时间与岩石接触的流体。视原油和盐水对岩石润湿程度的不同,一个系统的润湿性可从强水润湿变到强油润湿。还有另一种润湿性,即分润湿性,也就是说,岩石的不同部位具有不同的润湿偏向性。分润湿性也叫不均匀的、斑点状的润湿性,如前所述,这一概念是由 人基于岩石润湿性因吸附原油组分而改变的实验结果提出的。混合润湿作为分润湿性的一种特殊类型。在具有混合润湿性的岩石中,油湿表面通过较大孔隙形成连续的油湿流道,较小孔隙仍为水湿并不含油。尚需指出,混合润湿性与分润湿性之间的主要区别在于,后一种润湿性既不是指油湿表面的具体位置,也不是指连续的油湿流道。(2)油层润湿对采收率的影响:1)油层润湿性对常规注水油藏采收率的影响 油层润湿性对采收率的影响,是由油层岩石对油和水的润湿性不同而引起的。油层岩石有的亲水或偏亲水,有的亲油或偏亲油。在常规水驱油的过程中,水易于驱净亲水油层内的油,而亲油油层内的油则难以驱净。实验模拟和现场试验结果都表明,由于注入水时流体的分布状态、流动特点和毛细管力吸水排油作用的不同,亲水油层比亲油油层的开发效果好。然而,强亲水油层虽然有较长的低含水期,但进入高含水期后含水率上升很快。油层润湿性与油藏注水开发时的油水渗流特征有密切关系,随着油层含水饱和度的增加,水湿程度也相应增加。大庆、长庆等油田的油层润湿性资料都表明,水淹岩层比非水淹岩层的吸油量明显减少,吸水量明显增加,这说明水淹岩层的润湿性发生了明显变化。2)三次采油用活性剂水驱对采收率的影响在油藏注水开发时,常常要在注入水中加入表面活性剂以改变油层岩石的润湿性,从而达到提高采收率的目的。8本研究在实验中使用了十二烷基苯磺酸钠、椰子烷基磺酸钠和月桂醇醚硫酸钠等 3 种表面活性剂,其中前两种都属于磺酸盐型阴离子表面活性剂。研究表明,不同当量的磺酸盐其水溶性也不相同,一般而言,当量低于400 的为水溶性,当量在 400~500 之间的为油水皆溶,当量大于 450 的为油溶性,实验所用的十二烷基苯磺酸钠和椰子烷基磺酸钠的当量都低于 400(十二烷基苯磺酸钠的当量为 348,椰子烷基磺酸钠的当量为 272)。月桂醇醚硫酸钠属于硫酸盐型阴离子表面活性剂,也有极强的水溶性。实验中可清楚观察到,被活性剂水波及的区域,岩石孔隙中的残余油基本上呈圆珠状或椭球状,岩石表现为明显的亲水性;而长 6 油层原来是偏中性润湿的,但在本次实验中由于表面活性剂在岩石表面的吸附,使岩石更加亲水,并使原来偏亲油部分以油膜状态吸附于岩石表面的残余油脱离至孔道中,从而导致采收率有较大的提高(表 4),而亲水的长 2 油层采收率的提高则没有长 6 油层明显。另外,自动渗吸作用对采收率的提高也有重要影响[10、11] 。关于孔隙介质的自动渗吸现象国内外已有不少学者进行了研究,并一致认为:自动渗吸的速度和程度与孔隙介质的润湿性密切相关。孔隙介质润湿性越强,自动渗吸的速度越快,吸渗程度也越大;而弱润湿或中性润湿系统则自吸缓慢或不发生自吸;亲水岩石吸水排油 ,亲油岩石吸油排水。基于孔隙介质自动渗吸作用的采油方法对于一定程度的亲水油层或裂缝型油层而言,效果尤为明显,其注水采收率可获较大幅度的提高,是一种有效的采油方法。纵观油层润湿性的研究历史不难发现,其美中不足的一点是,只注重了理论研究,还没有成功地将理论与油田注采动向相结合,使之成为油田开发的导向。(3)调整和改变油层润湿性的方法有哪些油层润湿性在水驱油过程中及外来处理剂的作用下会发生变化或反转,这对油水的渗流过程会产生很大影响,进而影响原油的最终采收率。油层润湿性变化有油/水/岩石体系自身相互作用的原因,也有外来处理剂对润湿性的影响。润湿性改变的方向和程度主要取决于所使用处理剂的类型和浓度,并与岩石类型、无机盐离子与强度、、温度和压力等因素有关。水驱油过程中润湿性的变化2 油中的极性组分在形成油层以前,地层中饱和水的润湿性是亲水的。随着原油的生成和运移,在地层内聚集了原油,形成了油层。此后,由于原油与地层岩石表面发生物理化学作用,使原油中的一些成分吸附在岩石孔隙表面上,使地层的润湿性逐渐向油湿方向转化原油中含有多种极性成分,如环烷酸、胶质和沥青质等。这些极性物质吸附在岩石矿物表面,能改变油层的润湿性。1]首先提出沥青质的沉淀对岩石润湿性的改变作用,沥青质在界面上有较强的絮凝聚集作用,以胶体形式粘附在固体表面上极性物质吸附对润湿性的改变受环境条件的制约低温时亲油的表面,在高温时就会变为亲水。岩石特性及其与原油的接触时间对润湿性的改变有显著影响:石英表面亲水性强,而碳酸盐岩表面则亲油性强,岩石与原油接触时间越长,亲油性越强。面活性剂在三次采油过程中注入的表面活性剂是一种两亲物质,一端亲油,另一端亲水。在驱油过程中,它对油层的润湿性有特殊的影响。微观实验结果表明,它可以使油湿性减弱,也可以使水湿向油湿转变。究认为[14],十二烷基苯磺酸钠能够改善油水相之间的吸附性和界面张力,从而影响 湿性指数和剩余油饱和度。随着表面活性剂浓度增加,岩石表面由水润湿性向弱的油润湿性转变。鄢捷年等[15]研究了十六烷基三甲基溴化铵(十二烷基苯磺酸钠 (水湿和油湿硅石(的吸附量 ,用 种表面活性剂引起的砂岩岩样润湿性的改变。结果表明,阳离子表面活性剂比阴离子表面活性剂更容易吸附在水湿硅石表面,导致硅石水湿性明显减弱甚至变为油湿。阴离子活性剂究竟起水湿还是油湿作用以及作用的强弱,与体系中无机阳离子的类型和浓度密切相关。在阳离子活性剂与无机离子共存的体系中,阳离子表面活性剂本身对水湿砂岩有很强的吸附和油湿作用,无机阳离子对这种作用的影响相对较小。学处理剂在渗流实验研究中经常使用化学剂处理岩心以得到不同程度的油湿实验样品,最常见的处理剂有硅油、三甲基氯硅烷、二甲基二氯硅烷、十八烷基三氯氧硅、三氯乙烯等。当硅油浓度大于 三甲基氯硅烷浓度大于 二甲基二氯硅烷浓度大于 十八烷基三氯氧硅浓度大于 均可将亲水表面转变为亲油表面。硅材料聚硅材料以二氧化硅为主要成分,是二氧化硅化学改性产品,憎水亲油能力极强,为颗粒或白色粉末状无机非金属纳米材料,具有无毒、无味、无污染等特性。聚硅材料分散液用量大于 1 倍孔隙体积时,岩石润湿性由亲水转变为亲油。相甲硅烷基化气相甲硅烷基化可将石英由水润湿变为油润湿。在275℃下甲硅烷基作用使平板变成完全的油润湿。适宜的处理温度为 220~350℃。用 洁净的 岩进行甲硅烷基化反应 ,岩9样均由水润湿变为强油润湿。3 面活性剂季铵盐型阳离子表面活性剂十六烷基三甲基溴化铵为例,用其水溶液处理改性后的疏水硅胶表面,此时表面活性剂在疏水硅胶表面的吸附表现出单向的特征,随着表面活性剂浓度的增加,接触角不断减少,即表面亲水性增强,0 时,在固体表面有聚集体形成,表现出接触角有所增加,表面亲水性有所减弱。非离子表面活性剂,如 的聚氧乙烯烷基酚醚能显著降低水在二氧化硅表面的接触角,使原来水湿的表面水湿性更强,原来油湿的表面油湿性减弱甚至变成水湿,具有较好的润湿性反转效果。阴离子表面活性剂如烷基硫酸盐,α—烯烃磺酸盐或烷基苯磺酸盐等具有较好的润湿反转作用,使固体表面向亲水方向变化。季铵型阳离子聚合物聚季铵型阳离子聚合物 以改变岩石表面的润湿性。一个重要特性是具有使地层岩石表面亲水的能力,这是因为 聚季铵型阳离子聚合物粘土稳定剂,是一种完全水溶的聚合物。它能与地层表
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