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砾岩油藏微观结构对聚驱后剩余油影响研究_胡小冬

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砾岩 油藏 微观 结构 聚驱后 剩余 影响 研究 胡小冬
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第10卷第3期2014年9月新疆石油天然气XinjiangOil&GasVol.10No.3Sep.2014文章编号:1673—2677(2014)03—0052-05收稿日期:2014-04-13修改日期:2014-05-08基金项目:中国石油集团公司重大专项“砂砾岩油藏提高采收率技术研究与应用”(2012E-34-07)作者简介:胡小冬(1987-),男,工程师,硕士,现从事油藏工程科研工作。砾岩油藏微观结构对聚驱后剩余油影响研究胡小冬,吕建荣,程宏杰,郭巧珍(中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院,新疆克拉玛依834000)摘要:采用岩心饱和度分析、荧光薄片分析和核磁共振分析方法研究了砾岩油藏不同岩性及微观孔隙结构与聚驱后剩余油分布规律的关系,研究表明,纵向上正韵律油层中顶部驱油效率低,剩余油饱和度较大,而反韵律油层剩余油分布较均匀。聚合物驱对不同岩性砂砾岩均具有较好的驱油效果,对自由态剩余油驱替效果最好,复模态结构砾岩储集层不利于聚合物驱替束缚态和半束缚态剩余油。不可及孔隙体积对聚合物驱剩余油分布有一定影响,在低渗透砾岩油藏聚合物分子量大容易造成聚合物注不进去,在注聚过程中,应考虑聚合物的分子量与地层渗透率的匹配关系。关键词:砾岩油藏;聚合物驱;剩余油分布;荧光分析;核磁共振;孔隙体积中图分类号:TE327文献标识码:A新疆克拉玛依油田七东1区克下组油藏处于准噶尔盆地西北缘克—乌逆掩断裂带白碱滩段的下盘,是一个四周被断裂切割成似菱形的封闭断块油藏,北以北白碱滩断裂为界与六区相邻;南以5137井断裂为界与七东2区相邻;西与七中区接壤。七东1区克下组是典型的砾岩油藏,自下而上分为S7和S6两个砂层组,细分为12个单层,主力砂体为S72、S73、S74。油层岩性主要以细小砾岩、中粗砂岩、砂砾岩为主[1]。砾岩储集层的特点是常规物性差、孔隙结构复杂、喉道半径均值小、孔喉比大等特点,在微观上孔隙分布也极不均匀,表现为孔隙连通性差,并且具有大量盲孔和单通道孔隙网络[2]。聚合物驱是一种提高采收率的方法,它主要靠增加驱替液黏度,降低驱替液和被驱替液的流度比,从而扩大波及体积。在微观上,聚合物由于其固有的黏弹性,在流动过程中产生对油膜或油滴的拉伸作用,增加了携带力,提高了微观洗油效率[3-5]。研究结果表明,砾岩油藏聚合物驱能够使采出程度得到明显提高[6],七东1区聚驱试验区也取得了较好的效果,但砾岩油藏的结构性质决定了聚驱后的最终剩余油比较多。国内许多学者开展了聚合物驱后剩余油分布的研究,邬侠等用物理模拟方法研究了聚合物驱后剩余油的变化规律[7],孙尚如等设计了二维纵向层内非均质和五点法井网仿真模型,通过核磁共振实验研究了聚合物驱后剩余油分布规律[8],朱志良等运用测井资料研究了沉积相与剩余油分布关系[9]。潘少伟等研究认为微观剩余油仿真研究存在以下不足:实验环境与地下真实环境相差较大、忽略岩石的润湿性、仿真基本上在二维空间开展及没有准确表征储集层微观孔隙结构[10]。目前,确定剩余油分布的主要方法有:测井解释、岩心荧光分析、油藏数值模拟和微观物模实验等。对砾岩油藏不同岩性及微观孔隙结构对剩余油分布规律的影响研究较少,因此有必要对砾岩油藏聚驱后剩余油分布规律进行更深的基础理论研究,指导七东1区聚驱25第10卷第3期胡小冬等:砾岩油藏微观结构对聚驱后剩余油影响研究工业扩大化试验,对砾岩油藏聚合物驱后提高采收率具有借鉴意义。1实验方法在聚合物驱试验区选择取心井T71911进行剩余油分布规律研究(图1),取心层位为聚驱主力层S72-1-S74-2。采用的研究方法有岩心饱和度分析、荧光薄片分析和核磁共振分析。图1取心井位置示意图1.1密闭取心饱和度分析将密闭取心样品按不同层位位置取样,采用SY/T5336-2006岩心常规分析方法分析岩心残余油饱和度。1.2荧光薄片分析采用SY/T5614-1993石油天然气行业标准。在荧光显微镜下观察岩心磨片时,呈黄色的是孔隙中的油,呈蓝绿色的是孔隙中的水,黑色为岩石骨架。将密闭取心岩样在每一段的中部取一个横截面制成薄片,利用荧光分析技术扫描成图像,利用面积法计算出剩余油饱和度。1.3核磁共振分析核磁共振法分析[11]饱和度步骤:状态1为初始状态:密闭冷冻岩心密封解冻直接测试,反映岩心中油水信号量。状态2为饱和状态:将岩心抽真空,并饱和地层水测试,反映了岩心整体孔隙空间信号。状态3为将岩心饱和锰水,剔除水信号,反映岩心中油信号量。通过三种不同状态的测试,可以了解岩心的孔隙体积,含油体积和含水体积。2聚合物驱微观驱油机理砾岩油藏由于孔喉结构的复杂性与不规则性,水驱和聚驱过程中表现出种种与其他类型油藏不同的驱替特征。从剩余油荧光分析实验图片上来看,细粒小砾岩水驱后的剩余油分布较多。在细长喉道中油水以大量的段塞交替运移、油滴经过细小喉道时发生小孔分散等现象,水的指进现象突出,大多数孔道中的渗流则十分缓慢。由于受不均匀突进、流动不畅孔道和表面力的滞留、细孔喉的卡断等作用的影响,水驱结束后可以明显看到残余油大量存在。a:束缚态(1孔表薄膜状、2粒内状、3颗粒吸附状、4狭缝状)b:半束缚态(5喉道状、6角隅状)c:自由态(7簇状、8粒间吸附状)图2剩余油赋存状态类型示意图a:聚驱前剩余油赋存状态b:聚驱后剩余油赋存状态图3细粒小砾岩聚驱剩余油赋存状态35新疆石油天然气2014年聚合物的本体黏弹性和界面黏度,具有扩大波及体积和提高驱油效率的双重作用。使其可驱替砾岩油藏喉道和孔道中的剩余油,及少量盲端剩余油。在亲水模型中以剪切挟带为主,而在亲油模型中以拉丝、桥接为主。聚合物驱后的砾岩岩心骨架清晰,剩余油量大为减少,剩余油分布状态主要是零星分布。聚合物驱与水驱的不同驱油机理导致了微观剩余油的不同分布。从图2、图3可以看出,剩余油的分类大致有3种:第一类束缚态,包括孔表薄膜状、颗粒吸附状、狭缝状。油膜状残余油紧紧地吸附在亲油岩石表面,水驱没有效果;界面粘度使聚合物溶液在多孔介质中的粘滞力增加,能驱替油膜状剩余油。第二类半束缚态,包括角隅状和喉道状。角隅状残余油呈孤立的滴状残存在孔隙死角处,聚驱时,聚合物粘弹性使得聚合物溶液能够进入盲端中驱油,受聚合物分子的拉拽和剥离,有一部分残余油被驱替出来。喉道状残余油残留在连通孔隙的喉道处,同样受聚合物的黏弹效应,可驱替出一部分残余油,而在聚合物不可及孔隙中,残余油无法驱替出来;另一种情况是聚合物驱替液的流动方向与孔隙中的残余油两端的液-油界面平行,无法驱替残余油。第三类自由态,包括簇状和粒间吸附状。由于七东1克下组油藏润湿性为弱亲油,再加上毛细管力作用,注入水进入孔隙之后,总是先沿着大孔道渗流,导致残余油主要以大孔道壁上的油膜和小孔道中的油柱形式存在,从而形成此种剩余油状态。聚合物本体黏度使其在油层中存在阻力系数和残余阻力系数,能驱替水未波及残余油和簇状残余油。3聚驱后剩余油分布规律3.1聚驱后剩余油在纵向上的分布对取心井20块取心样品进行饱和度化验分析,从表1分析表明取心井纵向上水洗程度的不均匀性,聚合物驱后仍然存在相当数量的不均匀分布的剩余油,剩余油主要分布于正韵律层的顶部。大部分研究认为,聚合物驱后剩余油在纵向上主要分布在中、低渗透层[12-13],不同沉积韵律的油层在聚合物驱过程中会有不同的剩余油分布形式。表1不同层位含油饱和度分布层位S72-1S72-2S72-3S73-1S73-2S73-3S74-1S74-2渗透率673.6775.31069.6990.5864.4559.4333.9103.9水驱后剩余油63.957.653.256.353.949.841.163.3聚驱后剩余油34.840.426.421.724.429.729.118.2受效剩余油饱和度29.117.226.834.629.520.11245.1利用测井测试资料表明,正韵律油层中顶部驱油效率低,剩余油饱和度较大,底部水淹严重。该区克下组正韵律层多分布于扇中、扇缘亚相中,S72-1层和S72-2层是剩余油分布的富集区。而反韵律油层剩余油纵向上分布较均匀,前缘水驱阶段注水剖面由于重力效应和调剖手段发生改变,在底部形成了渗流优势通道,中、低渗透层剩余油优先被动用,导致聚驱聚合物沿主流通道驱替,主要动用S73-1和S74-2层。3.2聚驱前后不同岩性剩余油分布状态对聚驱前后岩心样品采用紫外荧光与激光共聚焦方法定量评价微观剩余油类型和分布状态,结果如图4、图5。图4聚驱前不同岩性剩余油比例45第10卷第3期胡小冬等:砾岩油藏微观结构对聚驱后剩余油影响研究图5聚驱后不同岩性剩余油比例从图4、图5分析数据可以看出,聚驱前剩余油以自由态和半束缚态为主,聚驱后微观剩余油自由态所占比例急剧减少。对于不同岩性砂砾岩,聚合物驱均具有较好的驱油效果,对自由态剩余油驱替效果最好。砂砾岩的结构性质属于复模态结构特点,即以砾石为骨架形成的孔隙中,常常部分或全部地被砂粒所充填,而在砾石和砂粒形成的孔中又部分地被粘土颗粒所充填。这个复模态结构的特点,决定了砾岩储集层具有较低孔隙度和较低的渗透性,所以对聚合物驱替束缚态和半束缚态剩余油产生不利影响。3.3孔隙结构对聚驱后剩余油分布的影响聚合物分子线团是具有一定水动力学直径和黏弹性分子团,孔吼道狭窄处容易造成聚合物分子的聚集和滞留,造成有些孔隙聚合物无法进入,形成不可及孔隙体积。根据“架桥”原理,即3个聚合物分子线团形成稳定的三角“架桥”而堵塞孔喉,聚合物分子线团的水动力学半径(Rh)与孔喉半径(R)的关系为:Rh大于0.46R[14]。由此计算出不同相对分子质量聚合物堵塞地层的孔喉半径。由表2可以看出,随聚合物分子量增加,不可及孔隙半径由0.29μm增加至0.56μm,相对分子量过高的聚合物在驱替过程中可能会堵塞孔隙。表2聚合物分子线团平均水动力学半径与堵塞孔喉半径关系聚合物分子量/104平均水动力学半径/μm堵塞孔喉半径/μm10000.1350.2915000.1390.3018000.1460.3225000.1530.3330000.1950.4235000.2560.56表3聚驱后剩余油在不同孔隙中分布情况孔吼半径(μm)剩余油比例(%)孔隙度分布(%)<0.16.5414.930.1-0.554.4535.180.5-138.8543.721-1005.72>100.160.45试验区选择分子量3000×104的聚合物进行现场试验,聚驱后剩余油是否主要分布在不可及孔隙中,通过核磁共振技术,测量剩余油和孔吼半径分布。由表3可看出,微观剩余油分布受孔吼半径影响,主要分布在0.1-0.5μm的中小孔隙中,占剩余油分布总量的54.45%。当在低渗透砾岩油藏聚驱时,不可及孔隙体积在分析聚合物驱剩余油分布时必须加以考虑,在注聚过程中,应考虑聚合物的分子量与地层渗透率的匹配关系。4结论采用岩心饱和度分析、荧光薄片分析和核磁共振分析方法研究了克拉玛依油田七东1区克下组油藏聚驱后剩余油分布规律,研究结果表明:(1)聚合物驱与水驱的不同驱油机理导致了微观剩余油的不同分布,将剩余油微观状态分束缚态、半束缚态、自由态3类,聚合物驱对不同岩性砂砾岩均具有较好的驱油效果,对自由态剩余油驱替效果最好。(2)密闭取心分析聚驱后剩余油分布表明,纵向上不同沉积韵律的油层在聚合物驱过程中会有不同的剩余油分布形式,正韵律油层中顶部驱油效率低,剩余油饱和度较大,而反韵律油层剩余油纵向上分布较均匀。(3)孔隙结构对聚合物驱剩余油分布有一定影响,在低渗透砾岩油藏,聚合物分子量大容易造成聚合物注不进去,达不到聚合物驱应有的效果。因此,在注聚过程中,应考虑聚合物的分子量与地层渗透率的匹配关系。55新疆石油天然气2014年参考文献:[1]李庆昌,吴虻,赵立春,等.砾岩油田开发[M].北京:石油工业出版社,1997.[2]冯慧洁,聂小斌,徐国勇,等.砾岩油藏聚合物驱微观机理研究[J].油田化学,2007,24(3):232-237.[3]黄延章,于大森,张桂芳.聚合物驱油微观机理研究[J].油田化学,1990,7(1):57-60.[4]兰玉波,杨清彦,李斌会.聚合物驱波及系数和驱油效率实验研究[J].石油学报,2006,27(1):64-68.[5]夏惠芬,孔凡顺,吴军政,等.聚合物溶液的弹性效应对驱油效率的作用[J].大庆石油学院学报,2004,28(6):29-31.[6]佟占祥,徐国勇,聂小斌,等.砾岩油藏聚合驱提高采收率试验研究[J].石油天然气学报,2007,29(6):146-148.[7]邬侠,孙尚如,胡勇,等.聚合物驱后剩余油分布物理模拟实验研究[J].大庆石油地质与开发,2003,22(5):55-58.[8]孙尚如,何先华,邬侠,等.聚合物驱后剩余油分布核磁成像实验研究[J].大庆石油地质与开发,2003,22(4):61-64.[9]朱志良,熊迪,岳渊洲,等.克拉玛依油田一东区克拉玛依组沉积相与剩余油分布关系研究[J].岩性油气藏,2013,25(3):112-118.[10]潘少伟,梁鸿军,李良,等.微观剩余油仿真研究进展[J].岩性油气藏,2013,25(1):16-20.[11]刘红现,许长福,胡志明.用核磁共振技术研究剩余油微观分布[J].特种油气藏,2011,18(1):96-97.[12]卢祥国,高振环,赵小京,等.聚合物驱之后剩余油分布规律研究[J].石油学报,1996,17(4):55-60.[13]宋考平,杨钊,舒志华.聚合物驱剩余油微观分布的影响因素[J].大庆石油学院报,2004,28(2):25-27.[14]朱怀江,刘强,沈平平,等.聚合物分子尺寸与油藏孔喉的配伍性[J].石油勘探与开发,2006,33(5):609檴檴檴檴檴檴檴檴檴檴檴檴檴檴檴檴檴檴檴檴檴檴檴檴檴檴檴檴檴檴檴檴檴檴檴檴檴檴檴檴檴檴檴檴檴-613.(上接第38页)3认识及建议(1)四性关系研究表明,利用测井曲线可以识别岩性大类、解释物性,安山岩、火山角砾岩、凝灰岩都可能含油,含油性需要结合气测资料,在气测识别的基础上再定量解释出含油饱和度。安山岩的含油饱和度定量解释较难,必须借助气测资料。建议今后上的所有开发井都必须进行气测录井。(2)本区为带底水的火山岩油藏,其中安山岩储层网状裂缝发育,射孔和压裂改造都要考虑避开底水的距离,同时尽可能采用合理的工作制度,保持长时间稳产。(3)根据目前的认识程度,开发井可以部署在西泉091至西泉104井一线,建议部署试验井组进行先导试验。参考文献:[1]《中国油气井测井资料解释范例》编写组,中国油气井测试资料解释范例[M].北京:石油工业出版社,1994.[2]伍友佳,刘达林.中国变质岩火山岩油气藏类型及特征[J].西南石油学院学报,2004,26(4):1-4.[3]曹海丽,黄沙坨.油田火山岩油藏特征综合研究[J].特种油气藏,2003,10(1):62-65.[4]陈元春,吴昌志,武毅,辽河盆地黄沙坨火山岩油藏开发实践[J].新疆石油地质,2006,27(1):71-75.[5]伍友佳.火山岩油藏注采动态特征研究[J].西南石油学院学报,2001,23(2):14-18.[6]李传亮.油藏工程原理[M].北京:石油工业出版社,2005.[7]黄炳光,刘蜀知.实用油藏工程与动态分析方法[M].北京:石油工业出版社,1997.[8]袁士义,胡永乐,罗凯.天然气开发技术现状挑战及对策[J].石油勘探与开发,2005,32(6):1-6.65Vol.10No.3Sep.2014XinjiangOil&Gas(EditionofNaturalScience)example,onthebasisofanalysisofWangLongzhuangFaultwaterrate,tonsoffuelwaterratio,watercontentandrecoverydegree,injectionvolumegrowthfactoretal,adopttherelationshipbetweenwellspacingdensityandwaterfloodingcontroldegree,andtherelationshipbetweenwellspacingdensityandrecoverytooptimizereasonablewellpatternandwellspacingofWangLongzhuangFault.Byreservoirpressurehydrostaticpressuremethod,thenthestudyonrelationshipbetweencumulativeinjectionproductionratioandformationpressure,andthedevelopmenteffectanalysismethod,thereasonableformationpressureisdetermined..Finally,thereasonablewellpatterndensityofWangLongzhuangFaultis25well/km2,thereasonablewellspacingshouldbe200m,andthereasonableformationpressureis13.29Mpa,whichprovidesthefoundationfortheWangLongzhuangFault`sfollowingdevelopment.KeyWords:watercutandrecoverydegree;injectionvolumegrowthfactor;patternwellspacing;reasonableformationpressureRECOVERYRATEIMPROVEMENTINHIG-WATER-CUTPERIODOFTHECONGLOMERATERESERVOIROFBADAOWANFORMATIONINTHENO.7TO8DISTRICT/HouwenFeng,etal.No.2oilRecoveryPlantofXinJiangOilfieldCompany.CNPC,Karamay,834008/XinjiangShiYouTianRanQi,2014,10(3):45~51Abstract:After30yearsofwaterflooddevelopment,theconglomeratereservoirofBadaowanformationintheNo.7-8Districtisseriousindeveloping.Thesuccessrateofsub-injectionwellsisgettinglower,thewater-cutincreasingrateis3.0%,theabsolutedeclinerateis10.0%.Inordertoimprovereservoirdevelopmenteffect,somemethodshadbeenselectedtomakethefinereservoirdescription,reshapetheundergroundknowledge,guidetheinjection-productionsystemadjustment,carryoutthewaterinjectionspecialgovernance,perfecttheinjection-productionwellpattern,subdividethestraticulateexploration,improvethedegreeofwaterfloodingcontrol.Guidedbytheresultsofreasonabledrillingforoiltechnologyboundaries,deepprofilemodificationandvariableintensityofwaterinjectivearecombined,thewaveandvolumeofwaterinjectionwasexpanded.Bytheyear2012,8.1×104tonsofdeclineoilhadbeensaved,thecomprehensivewatercuthadbeenfrom81.0%to79.4%,therecoveryratiohadbeenfrom44.2%to50.6%.KeyWords:BadaowanformationintheNo.7-8District,Subdividethestraticulateexploration,Finewaterinjection,ReasonabledrillingforoiltechnologyboundariesANALYSISONCHANGEABLERULESOFREMAININGOILINCONGLOMERATERESERVOIRAFTERPOLYMERFLOODING/HUXiaodong,LUJianrong,CHENGHongjie,etal.XinjiangOilfieldCompany,PetroChina,Karamay834000,China/XinjiangShiYouTianRanQi,2014,10(3):52~56Abstract:Withthemethodofcoresaturationanalysis,thefluorescentthin-sectionanalysis,andnuclearmagneticresonance(NMR)analysis,thechangeablerulesofremainingoilinconglomeratereservoirafterpolymerfloodingwasanalyzed.Theresearchhasshownthatpositiverhythmreservoirinthetoponthelongitudinaldisplacementefficiencyislow,remainingoilsaturationislarger,andreverserhythmreservoirremainingoildistributionisuniform.Polymerfloodingofdifferentlithologyglutenitehavegoodoildisplacementeffect,tothefreestateofremainingoildisplacementeffectisbest,complexmodalstructureconglomeratereservoirtodisadvantageofpolymerdisplacementboundstateandhalfboundstateofremainingoil.Andsmallporevolumeofpolymerfloodinghasacertaininfluence,remainingoildistributioninthelowpermeableconglomeratereservoirs,polymermolecularweightcausepolymernote,intheprocessofpolymerinjection,thematchingrelationbetweenthemolecularweightofpolymerandformationpermeabilityshouldbeconsidered.KeyWords:Theconglomeratereservoir;Polymerflooding;Residualoildistribution;Fluorescenceanalysis;Nuclearmagneticresonance(NMR);PorevolumeTHEAPPLICATIONOFHYDROPHOBICASSOCIATINGWATER-SOLUBLEPOLYMERINTHEFRACTURINGFLUID/LiuYi,LiuJing,WuJun,etal.DrllingandProductionTechologyResearchInstitute;JidongOilfieldCompany063000/XinjiangShiYouTianRanQi,2014,10(3):57~60Abstract:Hydrophobicassociatingwater-solublepolymerbasedonfracturingfluidisanewtypeoflowdamagefracturingfluid.Becauseofthedistinctiverheologicalcharacters,itisappliedinthehydraulicfracturing.Theinfluencesofviscosifierandsaltonthefracturingfluid’sapparentviscosityarediscussed.Asthecontentofsaltincreased,theapparentviscositydecreased.Whenthetemperatureincreasesto120℃,theapparentviscosityoffracturingfluidis43mPa.sattheshearrateof170secondsaftertwohours.Whenthetemperatureincreases150℃,theapparentviscosityoffracturingfluidis40mPa.sattheshearrateof170after100minutes.Whenthetemperatureincreases,theapparentviscositydecreases.Thisfluidhasgoodstabilitiesoftemperature、shearingandtime,andiswellsatisfiedathightemperatureformation.Bythewayofthetestofviscoelasticcharacter,theⅢ
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