基于油水渗流差异的剩余油形成机理研究——以大庆长垣杏树岗油田为例
为了从油水渗流差异角度解释剩余油的形成机理,通过开展岩心铸体薄片观察和扫描电镜测试、压汞测试、相对渗透率测试以及水驱油测试等一系列实验,将砂岩的孔喉系统、油水相对渗透率和剩余油类型进行综合分析,认为储层孔喉系统发育特征及其内部流体渗流特征是造成剩余油形成的主要因素,并且不同类型剩余油的形成机理存在差异.研究结果表明:低渗、中渗、高渗和特高渗砂岩的孔喉半径分布峰值分别为9.1％,25.3％,28.4％,40.7％,其渗流临界喉道半径分别为0.25,0.63,2.50,2.50 μm,无效渗流孔喉半径的百分比分别为52.2％,42.3％,37.7％,17.5％.该数据反映了砂岩渗透率与其内部孔喉系统复杂程度的负相关关系,并且砂岩的孔喉系统越复杂,无效渗流孔喉体积的百分比越高.在注入水无法进入的无效渗流孔喉位置,存在因渗流条件差而形成的水驱后不可动剩余油.以油水黏度比为13.33的测试组为例,渗透率逐渐增加的3组样品从开始出现油水两相流到处于油水等渗状态的含水饱和度跨度分别为17.1％,29.8％,36.2％,反映了在渗透率越低的砂岩中水相的出现对油相的抑制作用越明显.在发生渗流的孔喉系统中,存在受不规则喉道结构和界面张力的影响而形成的不规则状剩余油.以与对照组渗透率比值依次为1.6和2.6的2组高渗样品为例,其驱替效率比值依次为1.2和1.4,反映了非均质储层中不同部位驱替效率的差异.在注入水优势渗流通道的分割包围区内,存在受不同位置渗流能力差异影响而形成的水驱后可动剩余油.
相对渗透率;剩余油;形成机理;水油流度比;指进现象
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TE343(油气田开发与开采)
国家科技重大专项2016ZX05054012,2017ZX05009001
2021-10-25（万方平台首次上网日期，不代表论文的发表时间）
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