特低渗透砂岩油田开发贾敏效应探讨_以鄂尔多斯盆地中生界延长组为例_王瑞飞
鄂尔多斯盆地延长组超低渗透砂岩储层微观孔隙结构特征研究
鄂尔多斯盆地延长组超低渗透砂岩储层微观孔隙结构特征研究王瑞飞;陈明强;孙卫
【期刊名称】《地质论评》
【年(卷),期】2008(54)2
【摘要】通过物性分析、扫描电镜、铸体薄片、高压压汞技术对鄂尔多斯盆地延长组沿25、庄40、庄19三个区块超低渗透砂岩储层样品进行分析测试,研究其微观孔隙结构特征.研究表明,超低渗透砂岩储层岩石孔隙结构非均质性强,孔隙喉道类型多样是储层渗透性差的主要原因;孔喉分选系数在2.0～2.5之间、变异系数在0.1～0.2之间物性较好;较大孔喉是决定和改善储层渗透性的重要因素,细小孔道对储层储集能力的贡献较大,储层微裂缝较为发育.储层物性参数的差异、孔喉特征参数的差异等,均归因于微观孔隙结构的差异.
【总页数】9页(P270-277,插6)
【作者】王瑞飞;陈明强;孙卫
【作者单位】西安石油大学石油工程学院,西安,710065;西安石油大学石油工程学院,西安,710065;西北大学大陆动力学国家重点实验室,西安,710069
【正文语种】中文
【中图分类】P5
【相关文献】
1.鄂尔多斯盆地延长组超低渗透砂岩储层油井产能影响因素分析 [J], 陈明强;张志国;曹宝格;王奇;杨青
2.低渗透砂岩储层微观孔隙结构特征--以鄂尔多斯盆地志靖-安塞地区延长组长9油层组为例 [J], 马瑶;李文厚;刘哲;黄海鱼;杨博;许星
3.鄂尔多斯盆地姬塬油田上三叠统延长组超低渗透砂岩储层微裂缝研究 [J], 王瑞飞;孙卫
4.鄂尔多斯盆地延长组致密砂岩储层微观孔隙结构特征 [J], 张玉晔;赵靖舟
5.鄂尔多斯盆地延长组致密砂岩储层微观孔隙结构特征 [J], 张玉晔;赵靖舟
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鄂尔多斯盆地延长组特低渗透储层微观地质成因
写一篇鄂尔多斯盆地延长组特低渗透储层微观地质成因的报告，
600字
鄂尔多斯盆地延长组特低渗透储层的微观地质成因报告
本报告旨在概述鄂尔多斯盆地延长组特低渗透储层的微观地质成因。
鄂尔多斯盆地是一个位于中国西北部的大型沉积盆地，其延长组砂岩地层形成了大量储层空间，其中特别是低渗透储层。
地层由两个有机质粒子尺寸不同的层系组成，一个是细石英砂岩-黏土岩层系，另一个是泥质岩-砂质岩层系。
此外，延长组也
包括较软的泥质石英砂岩和块状的黏土岩物质。
通过地质研究，发现延长组中低渗透储层的微观地质成因主要有三个方面：1）细石英砂岩的强度低、孔隙小，阻碍石油藏
的开发；2）细石英砂岩中丰富的灰岩并原位存在有机质，分
流面积小，同时孔隙小、孔隙孔隙率低，而且气体与液态烃之间的隔扎力弱，从而使储层通量低、渗透率低；3）泥质石英
砂岩和块状黏土岩物质中含有大量的有机质，砂体的孔隙小，使储层的渗透率及排量低。
总之，鄂尔多斯盆地延长组特低渗透储层的微观地质成因主要表现为：细石英砂岩、泥质石英砂岩以及块状黏土岩物质中含有大量有机质，孔隙小、孔隙孔隙率低，同时气体与液态烃之间的隔扎力弱，从而使储层通量低、渗透率低，从而导致低渗透储层的形成。
综上，本报告概述了鄂尔多斯盆地延长组特低渗透储层的微观地质成因。
这些信息可以为进一步的石油勘探开发提供重要的参考。
鄂尔多斯盆地延长组特低渗油藏注水时机对开发的影响
图 １ 安 塞油 田 （ ６ 日产 液 与 地 层 压 力 的 变 化 长 ）
１ ３ 采 出程 度 与含 水 呈反“ ” 系 ， 非“ ” ． Ｌ关 而 Ｓ 关系
根据 张 天 渠 油 田长 ２油层 统 计 的 一 线 、 二线 和
关系 ， 渗透 率越 高 ， 水越 低 ， 透率 越低 ， 含 渗 则含 水越 高 。长 ６ 低 渗透 油藏 ， 特 原始 含水 饱和 度高 ， 般在 一
２１ 年第 ８ ００ 期
柳林旺 鄂尔 多斯盆地延长组特低渗油藏注水时机对开发的影 响
— —
升 规律 有 直 接 影 响 。原油 粘 度 低 ， 水率 初期 上 升 含 慢， 后期 含 水 上 升快 ； 油井 一 旦 见水 ， 油相 渗 透 率 随
２８ ２
内 蒙古石 油化 工
２１ 年第８ ００ 期
鄂尔多斯盆地延长组特低渗油藏注水时机对开发的影响
柳 林 旺
（ 中国石油化工股 份有限公 司华北分公司勘探开发研究院 ， 河南 郑 州 ４００） ５０ ６
摘 要 ： 同注水 时机 下 ， 尔多斯 盆地 延长 组特 低渗透 油 藏注水 开 发规 律 表现 不 同的响 应特 征 ， 不 鄂
程度 很小 。 。
根据 油 水 两相 渗 流 的分 流 量方 程 知 ， 油水 粘 度 比高 低和 见水后 油水 两相相 对渗 透率变 化 对含水 上
量 下 降 了 ３ ． ５ 。当地 层压 力 由 ６ ４ ＭＰ ３８ ． ２ ａ恢 复到
股稿日期： Ｌ－０－１ ２ Ｏ ２ ５ Ｏ
作者简介 ： 柳林旺 （９ ２ ， １８ 一） 助理工程师 ，０ ５年毕 业于中国地质大学 （ ２０ 北京） 油工程专 业， 石 现从事油田开发工作 。
鄂尔多斯盆地地区低渗透油田开发技术研究
鄂尔多斯盆地地区低渗透油田开发技术研究我国石油产业的整体发展在一定程度上带动了其他产业的共同发展，但是在油田实际开发过程中，仍然存在很多问题，促使石油开发的难度逐渐增加，需要对其中问题进行有效解决。
本文对鄂尔多斯盆地地区的实际情况进行分析，并且应用低渗透油田开发技术对其油田的开发质量和效率进行探讨。
标签：鄂尔多斯；盆地地区；低渗透；油田开发；技术石油作为人们日常生活当中非常重要的一部分，不仅对人们的日常生活有非常重要的影响，而且对整个社会经济的发展也有重要影响。
我国虽然在石油的开采以及进出口贸易方面一直居于世界前列，在石油产业自身不断快速发展的同时，还带动了很多其他产业的发展，比如开采或者是运输行业等等。
但是在石油开采过程中，仍然存在各种各样的问题，比如一些山区或者是地势比较复杂的地区，在无形当中就会增加石油开采的整体难度。
针对这种情况，在对一些特殊地区进行石油开发的时候，要结合一些先进的技术，这样才能够提升我国石油的整体开采质量和效率。
1 鄂尔多斯盆地地区地质和地形分析对鄂尔多斯盆地地区地质以及地形进行分析和研究，是为了给低渗透油田开发技术的应用提供切实有效的基础保障。
鄂尔多斯盆地的地域非常广阔，从实际地形上可以看出，鄂尔多斯盆地横跨了陕西省、甘肃省、宁夏回族自治区、内蒙古自治区以及山西省等5个省份。
与此同时，盆地周围都有非常多的山脉围绕，这也是鄂尔多斯盆地地区名字的由来。
如果从方向方位上来分析，可以将盆地地区划分为两个部分，也就是南部地区和北部地区，这两个地区之间具有一定的相同之处，就是水资源都比较的匮乏。
鄂尔多斯盆地盛产石油，并且其自身拥有非常丰厚的石油资源，其中最为常见的就是低渗透压油田。
但是从当前的实际情况来看，天然气自身的储层处于一种非常隐蔽的状态，我国当前在对天然气开发的技术上仍然有待完善，所以很难达到良好的开采和利用效果。
因此，在这种形势下，将重点工作内容放在了鄂尔多斯盆地地区的石油开采以及利用方面[1]。
鄂尔多斯盆地低渗透油田开发技术的探讨
鄂尔多斯盆地低渗透油田开发技术的探讨作者：薛慧博褚莎马福丽来源：《中国科技博览》2017年第29期[摘要]鄂尔多斯盆地属于我国第二大陆地沉积盆地，含有丰富的油气资源，但是大多数的油气藏属于低压、低产、低渗的低渗透油田，油藏的物性较差，非均质性，且油藏的隐蔽性较强，给低渗透油田的勘探开发提出了很高的要求。
近年来随着低渗透油田开发技术的不断应用和创新，鄂尔多斯盆地的低渗透油田的开发技术不断突破，油气开发技术的发展促进了我国低渗透油田的采收率，有效缓解了我国能源紧缺的现状。
[关键词]鄂尔多斯盆地低渗透油田开发技术中图分类号：R257 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）29-0064-011、鄂尔多斯盆地低渗透油田的开发特征低渗透油气藏由于储层的物性较差，油藏的压力较低，自然能量不足使得该类型的油气田没有自然产能，加之低渗透油田的油藏隐蔽性较强，勘探开发的难度很大，因而低渗透油田的开发特性表现为以下几点：1.1 单井产量较低由于低渗透油层的压力较低，不能给油气田开发提供自然产能，因此油井的自然产能极低，需要采用压裂改造的方式，获得油井内的原油。
因此通常的开发技术在低渗透油田中应用效果不明显，需要借助外界的能量输入才能获取工业流油。
1.2 地层压力低，自然能量不足大多数的低渗透油田的地层压力系数低于1，自然能量不足，通常采用溶解气驱油，但是气体很容易散于地层孔隙间，压力很快下降，油层的产能效果下降非常明显，一次采油率很低，约占总含量的10%左右。
1.3 液体渗流在地层间的压力梯度较大通过多年的实践和研究，流油在低渗透储层的孔隙中流动时，存在着明显的启动压力梯度。
当流油的驱动压力大于启动压力时，流油才能在孔隙间流动，其渗流的规律呈现出非达西渗流特性，大大提高了开发难度。
1.4 储层压力敏感性好低渗透油田开发过程中储层间具有非常明显的压力敏感特性，储层的渗透性能随着压力的下降而下降，并具有明显的不可逆性。
鄂尔多斯盆地致密油地质研究与实践体会
2017年07月鄂尔多斯盆地致密油地质研究与实践体会王瑞龙张军杨浩(延长油田股份有限公司定边采油厂,陕西榆林718600)摘要：鄂尔多斯盆地延长组是我国主要的石油开采区域之一，其中在长7段其地质形态较为复杂，石油储层致密并且其有机碳含量较高，在长7段因其热密度及储层裂缝发育等条件使致密油成藏良好，储层内部石油含量饱和程度较高。
为了可以对致密油进行更好的开发需要对其实际情况进行掌握，以下从致密油地质研究及实践等方面对其进行深入探讨。
关键词：鄂尔多斯盆地；致密油；地质研究；实践体会鄂尔多斯盆地长7段具有极高的开采价值，为此对于此地的地质情况需要深入研究，本文综合了在致密油地质研究勘测中所遇到的问题及阻碍，深入的研究了其非常规地质的特点，并在地质研究及实践中总结了勘探体会，以此来为相似致密油地质研究提供参考依据。
1在鄂尔多斯盆地致密油地质研究中取得的成果在鄂尔多斯盆地中，其延长组长7段为我国典型的致密油地质，在对鄂尔多斯盆地的地质及石油研究的过程中，其阶段性研究的方向也有一定的区别，其中致密油的理论在近些年得到良好的发展，以下则对其进行探讨。
1.1细化了鄂尔多斯盆地致密油地质的形态在盆地致密油地质的研究中其所面对的一个主要的难题就是对油藏的空间分布情况的掌握，再加上对油藏形成、特征等描绘不够全面等都造成了地质研究受到阻碍等情况。
对于这些问题，在致密油地质研究中采用了多种探索性创新研究方法并取得了一定的成果。
第一，对盆地致密油地质进行了详细的刻画，其主要采用的是地球化学指标来设定相应的刻画标准，从而对地质岩层形态进行进一步的精细描绘，为致密油勘探提供了时空分布依据；第二，在致密油地质研究中应用了微观孔喉结构，此种方法的应用需要采用先进的测试技术，并根据相关的表征参数来整理相关的测试数据，通过建立相关的数据库可以对致密油进行有效评价；第三，对致密油地质中储层的分布特征进行全面细化，由于致密油储层具有极高的复杂性，而通过对储层分布特征的掌握可以更加清晰的了解致密油地质数据；第四，在致密油地质研究中掌握了其油藏的机理，通过对致密油机理的认识可以更好的了解其成藏背景及形成特点，有利于致密油的勘探。
关于鄂尔多斯特低渗透油层的注水开发
关于鄂尔多斯特低渗透油层的注水开发摘要：本文系统的研究了鄂尔多斯低渗透油层的注水开发问题，对于注水开发技术的不断深入研究，使得油层开采技术不断提升。
架构于开发思路的引导、对注采有效性的判断指标、及开采技术的实践，是实现注水开发的根本。
关键词：沉积非均质性直井井网渗透率油田的主要产层属三叠系延长组储层，油藏埋深500~1400m，主力油层长6为三角洲前缘相沉积，整体而言地质条件相对较差。
区域构造背景为一平缓的西倾单斜，地层倾角仅半度左右，为典型的岩性油藏，油层属成岩型为主的沉积一成岩型硬砂质长石细砂岩，结构成熟度高、矿物成熟度低。
岩石颗粒分选中等，粒径细，根据压汞资料分析，长6储层喉道半径0.15~0.35xm，中值半径0.14~0.25pjn，储层中大于0.81ixm的喉道连通孔隙体积仅占22％，小于0.1的喉道连通孔隙体积占40％。
大中喉道连通的孔隙体积被油占据，而40％的微孔是绿泥石薄膜充填或岩石碎片充填形成，基本为水湿不流动孔隙，反映出小孔喉高密度分布的特点。
上述特点导致了油层低孔、低渗：平均有效孔隙度11~15％，空气渗透率1~3md。
储层原始地层压力低，压力系数仅0.7~0.9，地饱压差小(2.94~3.66mpa)，天然能量贫乏。
油藏的范围与砂岩主体带展布范围及相对高孔、高渗区分布范围基本一致，即砂岩致密带、相变带等岩性、物性的变化是油藏的主要控制因素。
天然微裂缝发育，但在地层条件下呈闭合状态。
根据取心井岩心观察资料，有1/ 3的井见到天然微裂缝，按成因分为构造应力缝和水平成岩缝。
构造应力缝一般倾角87。
左右，有时可见到两组以上相互平行的垂直裂缝，裂缝大多数被方解石充填，成岩缝多近水平状态，个别井呈密集带分布。
应用古地磁测试、构造裂缝三维数值模拟等方法，分析认为安塞地区长6油层中主要发育近东西向和近南北向的天然微裂缝，次为北东向、北西向。
二、开发思路改善低渗透油藏开发状况的思路：首先，加强低渗透储集层精细研究及其渗流机理研究。
鄂尔多斯盆地延长组低渗透致密岩性油藏成藏机理
鄂尔多斯盆地延长组低渗透致密岩性油藏成藏机理一、本文概述本文旨在深入探讨鄂尔多斯盆地延长组低渗透致密岩性油藏的成藏机理。
鄂尔多斯盆地作为中国重要的能源基地，其油气资源勘探与开发对于国家能源安全和经济发展具有重要意义。
延长组作为盆地内的一个关键含油层系，其低渗透、致密岩性的特点使得油藏的成藏过程复杂且难以预测。
研究延长组低渗透致密岩性油藏的成藏机理，不仅有助于深入理解鄂尔多斯盆地的油气成藏规律，还可为类似盆地的油气勘探与开发提供理论支持和实践指导。
本文将从地质背景、成藏条件、成藏过程和成藏模式等方面对鄂尔多斯盆地延长组低渗透致密岩性油藏的成藏机理进行全面分析。
通过详细的地质背景介绍，为后续的成藏条件和成藏过程分析奠定基础。
结合区域地质资料和前人研究成果，深入剖析成藏条件，包括烃源岩、储层、盖层以及运移通道等关键因素。
在此基础上，通过综合分析油藏的成藏过程，揭示油气在致密岩性储层中的运移、聚集和保存机制。
总结提出适用于鄂尔多斯盆地延长组低渗透致密岩性油藏的成藏模式，为后续的油气勘探与开发提供理论支撑和实践指导。
通过本文的研究，期望能够为鄂尔多斯盆地及类似盆地的油气勘探与开发提供新的思路和方法，推动中国油气工业的持续发展。
二、鄂尔多斯盆地地质特征鄂尔多斯盆地位于中国北部，是一个典型的大型内陆沉积盆地，具有独特的构造和沉积演化历史。
盆地内部构造相对简单，主要由一个向北倾斜的大型单斜构造和一些次级褶皱组成。
这些构造特征使得盆地的沉积体系呈现出明显的南北分异性，南部以河流相沉积为主，北部则以湖泊相沉积为主。
在延长组沉积时期，鄂尔多斯盆地处于湖盆扩张阶段，湖泊广泛分布，形成了一套巨厚的陆相碎屑岩沉积。
这套沉积体系以河流-三角洲-湖泊相沉积为主，其中河流相沉积主要发育在盆地的南部和西南部，三角洲相沉积则主要分布在盆地的中部和北部，湖泊相沉积则广泛覆盖在盆地的中心区域。
鄂尔多斯盆地的岩石类型多样，主要包括砂岩、泥岩、页岩和碳酸盐岩等。
鄂尔多斯盆地陇东地区延长组低渗透砂岩油藏成藏机理与成藏模式
鄂尔多斯盆地陇东地区延长组低渗透砂岩油藏成藏机理与成藏模式杨伟伟;柳广弟;刘显阳;冯渊;独育国;程党性【期刊名称】《地学前缘》【年(卷),期】2013(020)002【摘要】Low permeability oil reservoirs are widely distributed all over the world, which are important for petroleum exploration and development in the future. The characteristics of low permeability sandstone oil reservoirs are as follows: the oil saturation is low and its relationship with reservoir physical properties is complex; the oil-water relationship is very complicated with unobvious oil-water interface; the reservoirs are widely distributed without control of structures; and the farther from the sources, the poorer is the oil enrichment. The accumulation mechanism of low permeability reservoirs was analyzed through the study of accumulation process of Yanchang Formation reservoirs in Longdong Area. It is showed that the displacement pressure of low permeability reservoirs is high and the buoyancy force is very limited in low permeability sandstones without fractures, and hydrocarbons charge into adjacent sandstones forming primary reservoirs driven by the excess pressure from hydrocarbon generation of high-quality source rocks. When fractures develop, hydrocarbons migrate vertically and laterally driven by the buoyancy force and accumulate at the sandstones far away from the source rocks, formingsecondary reservoirs. Three models of hydrocarbon accumulation were established based on the analysis of hydrocarbon accumulation periods, characteristics and forming time of fractures, pore evolution history and reservoir forming dynamics. They are low mature oil charge in a small scale at the early stage, mature oil charge and accumulation in a large scale at the middle stage, and adjusting accumulation of tectonic uplift at the late stage. Furthermore, the main controlling factors of low permeability oil reservoirs were expounded on the basis of the above studies. The source rocks are in close proximity to sandstone reservoirs, which lay the foundation of oil enrichment. The distribution of primary reservoirs is controlled by the generation and expulsion of high-quality source rocks. And the distribution of secondary reservoirs is controlled by the characteristics of fractures.%低渗透油藏在国内外分布十分广泛,逐渐成为未来石油勘探开发的重要接替领域.与常规油藏不同,低渗透砂岩油藏具有以下特征:(1)含油饱和度低,与储层物性关系复杂；(2)油水关系复杂,无明显的油水界面；(3)大面积广泛分布,受构造高低控制不明显；(4)距离源岩越远,石油富集程度越差.陇东地区延长组低渗透砂岩油藏的成藏机理研究表明:低渗透砂岩储层排替压力较大,浮力很难驱动石油发生明显的运移,石油在优质烃源岩生烃作用产生的剩余压力驱动下,向上、向下连续充注进入邻近砂体,近源聚集,形成原生油藏；裂缝发育条件下,已聚集石油可在浮力驱动下沿裂缝进行垂向、侧向运移调整,远源成藏,形成次生油藏.综合石油成藏期次、裂缝特征及形成时间、储层孔隙演化史以及成藏动力演化等特征,建立了陇东地区延长组油藏的成藏模式:早期低熟油小规模充注模式、中期成熟油大规模充注成藏模式、晚期构造抬升调整成藏模式.其主要控制因素为源储大面积广泛接触奠定了低渗透砂岩储层石油富集的基础,优质烃源岩生排烃范围控制了原生油藏分布范围,裂缝发育特征控制了次生油藏分布部位.【总页数】8页(P132-139)【作者】杨伟伟;柳广弟;刘显阳;冯渊;独育国;程党性【作者单位】中国石油长庆油田分公司,陕西西安710021【正文语种】中文【中图分类】TE122;P618.130.2【相关文献】1.鄂尔多斯盆地三叠系延长组超低渗透储层致密史与油藏成藏史 [J], 邓秀芹;刘新社;李士祥2.鄂尔多斯盆地上三叠统延长组低渗透岩性油藏成藏物理模拟 [J], 李元昊;刘建平;梁艳;独育国;黄锦绣;曾溅辉3.鄂尔多斯盆地延长组超低渗透岩性油藏成藏流体动力系统特征及其意义 [J], 邓秀芹;姚泾利;胡喜锋;李士祥;刘鑫4.鄂尔多斯盆地延长组长8油层组石油成藏机理及成藏模式 [J], 楚美娟;李士祥;刘显阳;邓秀芹;郭正权5.特超低渗砂岩油藏储层非均质性特征与成藏模式--以鄂尔多斯盆地西部延长组下组合为例 [J], 罗晓容;王忠楠;雷裕红;胡才志;王香增;张丽霞;贺永红;张立宽;程明因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
特低渗透砂岩储层水敏实验及损害机理研究——以鄂尔多斯盆地西峰油田延长组第8油层为例
以鄂 尔 多 斯 盆 地 西 峰 油 田延 长 组 第 ８油 层 为 例
廖纪 唐洪明 ， 敏 ， 月 ， 振 ， 丹 佳， 朱筱 任明 孙 ４林
（．中国石 油大学 地球科学学 院， １ 北京 １２ ４ ０ ２９； ２ ．西南石油大学 油气藏 地质 及开发工程 国家重点实验室 ， 四川 成都 ６ ００ ； ３ 西南 石油大学 资源与环境学 院， １５ ０ ． 四川 成都 ６ ０ ０ ； １５０ ４ ．中国石油 长庆 油 田公司 第五采气厂 ， 内蒙古 乌审旗 ０ ７０ １３０）
Ｙａ ｈａ ｒ ａ ｉ ｎ ｏ ｆ ｎｇ ｏｌ ｅｄ， ｒ ｓ Ｂａ ｉ ｎｃ ｎｇ Ｆｏ ｍ ｔｏ ｆＸｉｅ ｉｆ ｌ Ｏ ｄｏ ｓｎ ｉ
Ｌａ ｉａ ， ａｇＨ ｎ ｍ ｎ ， ｈ ｉ ｍ ｎ ， ｅ ｎｙ ｅ ，ｕ ｈ ｎ ａ ｄＬｎ Ｄ ｎ ｉ Ｊ ｉ Ｔ ｎ ｏ ｇ ｉｇ Ｚ ｕＸ ａ ｉ Ｒ ｎＭｉｇｕ Ｓ ｎＺ ｅ ｎ ｉ ａ ｏ ｊ ｏ
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关 键 词 ： 敏 性 ； 土 矿 物 ； 效 喉 道 ； 低 渗透 砂 岩 ； 峰 油 田 ； 尔 多斯 盆地 水 粘 有 特 西 鄂 中 图分 类 号 ：Ｅ ２ ． Ｔ ｌ１２ 文献标识码 ： Ａ
深层高压低渗砂岩油藏应力敏感性实验_王瑞飞
1 净覆压对储层物性的影响
该研究实验属于高压孔、渗实验，液体驱替实验
中岩心夹持器的最大耐受围压为 25 MPa，为配合
气、液净围压应力敏感性对比实验，将该项高压孔、
渗实验研究的最大净围压选为 19． 98 MPa。实验中
净覆压为岩样外部环压与岩样内压的差值。
使用 CMS-300 型岩心自动分析仪测定了 5 个
按应力敏感 程 度 评 价 指 标［10］ 进 行 应 力 敏 感 性
评价和判断（ 表 2） 。
表 2 应力敏感性评价指标［10］
Table 2 Stress sensitivity evaluation index
渗透率损害 ≤5
率 Dk /% 损害程度 无
5 ＜ Dk ≤30 弱
30 ＜ Dk 50 ＜ Dk
由高压、孔渗实验结果统计 （ 表 1 ） ，净围压为
19． 98 MPa 时，与常规物性值相比，7 块样品的渗透
率降 低 率 为 11． 3% ～ 28． 1% ，孔 隙 度 降 低 率 为
4． 2% ～ 12． 7% ，也同样佐证了渗透率比孔隙度更为
图 1 岩石压缩系数与孔隙度的关系 Fig． 1 Ｒelation diagram between the rock compressibility and the
第 33 卷 第 1 期 2014年 1 月
地质科技情报
Geological Science and Technology Information
Vol． 33 No． 1 Jan． 2014
深层高压低渗砂岩油藏应力敏感性实验
王瑞飞1 ，段雨安1 ，吕新华2 ，邓瑞健2
（ 1． 西安石油大学石油工程学院，西安 710065； 2． 中国石化中原油田分公司，河南 濮阳 457001）
鄂尔多斯盆地延长组低渗油藏地质研究现状与思路
②由于湖盆在形成、发展和萎缩、消亡过程中，湖岸线 的多次进退变化，进而在三叠系形成了多个良好的生储盖 组合，对形成三角洲油藏大面积复合连片创造了良好的物 质条件。
一、三叠系延长组地质开发概况 3.油层地质开发特征
陕北地区上三叠统延长组地层划分简表
鄂尔多斯盆地三叠系延长组纵向上自下而上划分为10个 油层组。其中长6与长2是目前开发的主要油层，长8是陇东 西峰油田开发的主要层位。前人研究认为延长组油层的主要 地质开发特征是：
①油层具一大（平面上含油气层大面积分布）、二多（纵 向上多含油气层段）、三低（油层的渗透率、压力和产量均 低）的特点；
②次生低渗透储层和③裂缝性低渗透储层：成岩成熟度高，压实强 烈，胶结致密，自生粘土矿物增加，使孔喉变小，迂曲度增加。
因此，低渗透储层在钻井，完井及开采中极易产生地层伤害。
碎屑岩含油储层孔隙度、渗透率评价标准（SY/T 6285-1997）
储 层分类 特 高孔特 高渗储 层 高 孔高渗 储层 中 孔中渗 储层 低 孔低渗 储层 特 低孔特 低渗储 层 超 低孔超 低渗储 层
孔 隙度（ ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ） ≥ 30 30～25 25～15 15～10 1 0 ～5
鄂尔多斯盆地延＜长5组低渗油藏地质
研究现状与思路
渗 透率（ ×10-3 μm2 ） ≥ 2000
2000～500 500～50 50～10 1 0 ～1
1～0. 1
二、延长组低渗透油藏地质研究现状 1.低渗透含油储层分类
李道品等在所著的《低渗透砂岩油田开发》(1997) 一书的第三章第六节“低渗透储集层综合分类评价” 中，将低渗透储层分为6种类型：
鄂尔多斯盆地特低渗-致密砂岩油藏水平井开发效果主控因素分析
科技与创新┃Science and Technology &Innovation·54·2023年第21期文章编号：2095-6835（2023）21-0054-03鄂尔多斯盆地特低渗-致密砂岩油藏水平井开发效果主控因素分析＊强璐1，任宇飞1，李刚1，李育1，师昊2（1.延长油田股份有限公司勘探开发技术研究中心，陕西延安716000；2.延长油田股份有限公司子长采油厂，陕西延安716000）摘要：鄂尔多斯盆地子长油田长6段特低渗-致密砂岩油藏采用压裂水平井开发，受储层特征、有效水平段长度、压裂方式、压裂规模等因素影响，水平井开发效果差异较大，但是主控因素未明确。
因此，对子长油田150余口水平井开发效果影响因素进行分析，并采用灰色关联法分析了地质和压裂参数对水平井开发效果的影响程度，明确开发效果的主控因素。
研究结果表明，有效水平段长度和单段加砂量是影响水平井开发效果的主控因素。
基于此，优化了水平段有效长度和单段加砂量，对子长油田长6油藏高效开发具有一定的指导意义。
关键词：特低渗-致密砂岩储层；水平井；开发效果主控因素；灰色关联法中图分类号：TE348文献标志码：ADOI ：10.15913/ki.kjycx.2023.21.015鄂尔多斯盆地子长油田长6油藏是其主力开发层位，平均渗透率仅为1.05×10-3μm 2，属于典型的特低渗-致密砂岩油藏。
此类油藏地质情况复杂，储层致密，具有强非均质性的特点，开发难度大[1-5]。
相比于常规井，采用水平井结合压裂技术开发该油藏的单井动用面积大，开发效果更好。
但是受储层特征、有效水平段长度、压裂方式、压裂规模等因素影响[6-7]，水平井单井之间开发效果差异较大，主控因素认识不清严重制约该油藏的高效开发。
本研究从地质和压裂参数方面，分析了不同储层、不同工程因素对开发效果的影响，采用灰色关联法分析了地质和压裂参数对水平井开发效果的影响程度，明确了开发效果的主控因素，为研究区长6油藏高效开发提供基础支撑。
鄂尔多斯盆地超低渗透油藏开发特征分析
鄂尔多斯盆地超低渗透油藏开发特征分析鄂尔多斯盆地拥有丰富的油气资源，是我国重要的能源生产基地，超低渗透油藏占有较大比重，拥有巨大的开发潜力，但是由于超低渗透油藏的渗透率仅为（0.1-1.0）×10-3μm?，其致密性和束缚水饱和度都非常高，储层的物性非常差，非均质性较强，因此开发难度比较大。
通过实验室分析，超低渗透油田的开发面临着孔喉细小、孔隙结构复杂、可流动液体饱和度低、排驅压力大、启动梯度大、应力敏感性强等难题。
因此，加强对鄂尔多斯盆地超低渗透油藏开发特征分析，对于提高超低渗透油藏的产液量，促进油田发展具有重要意义。
标签：鄂尔多斯盆地;超低渗透油藏;开发特征;分析研究1 引言鄂尔多斯盆地拥有丰富的油气资源，超低渗透油藏占有较大比重，截止目前已探明、科学预测及所控制的地质储量中，储层渗透率低于0.5×10-3μm2超低渗透油藏大约3/1左右，同时油气资源接替的渗透率也由之前的0.5×10-3μm2以上转化为0.5×10-3μm2以下的超低渗透油藏[1]。
就鄂尔多斯盆地而言，超低渗透油藏的开发潜力巨大，加强对超低渗透油藏开发特征进行研究，具有重要意义。
2 鄂尔多斯盆地超低渗透油藏开发特征分析2.1 储层物性较差，非均质性较强鄂尔多斯盆地超低渗透油藏以延长组为代表，具有典型的大型内陆凹陷盆地背景，是以河流湖泊相为主的陆源碎屑沉积岩，以东北河流三角洲及西南扇形三角洲沉积体系为代表。
地质勘探表明，储层渗透率低于0.5×10-3μm2的超低渗透油藏主要分布在两大沉积体系前缘[2]。
由于受地层控制因素影响，油藏储层的物性比较差，非均质性特强。
运用劳伦兹曲线对油藏储层的非均质性进行描述显示，油藏储层渗透率级差177.6，突进系数6.7;曲线变异系数达到0.64和0.73（劳伦兹曲线系数越接近1，非均质性就越强），储层的非均质性比较强。
2.2 孔隙结构复杂，排驱压力较高在沉积、成岩因素的双重作用下，鄂尔多斯盆地超低渗透油藏储层的孔喉非常细小，孔隙结构比较复杂。
低渗透致密砂岩储层中石油微观赋存_省略__以鄂尔多斯盆地三叠系延长组为例_牛小兵
随着北美地区页岩气、致密油的成功开发，可利用 的油气赋存的孔隙由毫米级和微米级孔延伸到纳米级
孔隙［1－ 2］。鄂尔多斯盆地中生界延长组砂岩储层以特 低渗透 － 超低渗透为主，储层具有微米 － 纳米级孔隙
收稿日期： 2012 － 06 － 28； 修订日期： 2013 － 01 － 08。 第一作者简介： 牛小兵（ 1977 － ） ，男，高级工程师，石油地质与油藏评价。E-mail： nxb_cq@ petrochina． com． cn。 基金项目： 中国石油天然气股份公司重大科技专项（ 2011E － 2602） ； 鄂尔多斯盆地大型岩性地层油气藏勘探开发示范工程（ 2008ZX05044） 。
斯盆地延长组低渗透致密砂岩储层进行研究，发现了鄂尔多斯盆地延长组低渗透致密砂岩储层普遍发育纳米孔隙，具大孔、中孔、
小孔、微孔及纳米孔多尺度孔隙发育特征。通过对近源与远源油藏储层多尺度孔隙中石油的微观赋存状态分析，明确了近源油藏
储层具从大孔到纳米孔隙连续性赋存石油特征，且微孔至纳米孔隙含油饱满； 远源油藏储层石油有选择性地赋存在大至中孔隙中，
Niu Xiaobing1，2 ，Feng Shengbin1，2 ，Liu Fei1，2 ，Wang Chengyu1，2 ，Zheng Qinghua1，2 ，Yang Xiao3 ，You Yuan1，2
（ 1． Ｒesearch Institute of Petroleum Exploration and Development，PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi’an，Shaanxi 710018，China； 2． National Engineering Laboratory of Exploration and Development of Low Permeability Oil-Gas Fields，Xi’an，Shaanxi 710018，China； 3． Department of Ｒeservoir Evaluation，PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi’an，Shaanxi 710018，China）
鄂尔多斯盆地特低渗透砂岩储层裂缝压力敏感性及其开发意义
鄂 尔 多斯 盆 地 特 低渗 透 砂 岩 储 层 裂缝 压 力 敏 感 性 及 其开 发 意义
曾联 波 ， 史成恩 王永康 李书恒 万晓龙 崔攀峰 ， ， ， ，
（ ．中国石油 大学石油天然气成藏机理教育部重点实验 室 ， １ 北京 １２４ ２ ０ ２９； ．中国石 油大学资源 与信息学 院， 北京 １２ ４ ３ ０ ２ ９； ，长庆油 田分公 司， 西安 ７ ０ ２ ） １０ １
围压来 测 定不 同围压 下 的渗透率 变化 。实验 岩样 取 自鄂 尔多斯 盆地 陇东地 区上 三叠统 延长 组长 ８油层
１５ ． ９ ８ ８～１６ ． ９ ３ ５ｍ深度 的 厚层 细 粒 岩屑 长 石砂 岩 ，
透率为 １ １８２Ｘ１ ～ ｍ 。实 验时 ， １ ．７ ０ 首先 将 岩心 加 工 成直 径 为２５ｃ 长 度 为 ５～ ． ｍ 的 圆柱 状样 ． ｍ、 ７ ５ｃ
［ 摘要 ］ 为了分 析特低 渗透砂 岩储层高角度裂缝的压 力敏感性 特征 ， 对鄂尔 多斯盆地 陇东地 区延长组 特低
渗透砂岩储层 基质岩样 、 含天然裂缝岩样 和含人造裂缝 岩样进行 了对 比实验 。实验结果表 明 ， 特低渗 透砂岩 储层裂缝的压力敏感性 十分明显 ， 在无 裂缝 时基 质岩块 为 中等程 度敏感性 ， 含裂缝 时为强压力敏感 性 。裂缝
品， 测量岩样的几何尺寸和岩样的于重 ， 测定岩样的
氮气 渗 透率 。再将 岩 样 用 模 拟地 层 水 真 空 饱和 ， 测
定其湿重， 计算其孔隙度 。然后 ， 将岩样放人岩心夹 持器 ， 用模 拟地 层水 进行 驱替 ， 待压 力稳定 后测 定其 盐水渗透率 。再用煤油驱替 ， 建立束缚水饱和度 ， 并 测定 在不 同有效 压力条 件 下岩样 的 油相渗透 率 。实
延长特低渗透油田见水后的水驱油机理及开发效果分析
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延长特低渗透油田见水后的水驱油机理及开发效果分析
作者：杨云侠庞巨丰
来源：《中小企业管理与科技·学术版》2009年第09期
摘要：延长油田应用真实砂岩微观模型水驱油实验对安塞长。
特低渗透油层见水后的水驱油机理及特征观察分析认为：贾敏效应对见水后的水驱油效率影响突出。
注入水形成新的渗流通道。
使原已形成的水流通道“锁死”，残留于孔隙喉道处的油滴受阻力而难以运移。
在储层孔隙结构非均质影响下。
长。
油层中流体的渗流仅作用在部分连通较好的大孔隙内。
当注入0．5～0．8倍于孔隙体积的注入水后，油井均已见水。
残留于水洗通道中的油滴在水动力作
用下不断发生卡断—聚并—再卡断的过程为见水后驱油效率增加的方式之一。
在裂缝发育带水驱油的形式主要取决于孔隙渗透率、裂缝渗透率以及驱替压力的大小。
关键词：特低渗透油层油井见水贾敏效应双重孔隙介质注水开发效果。
鄂尔多斯盆地延长组特低渗油藏注水时机对开发的影响
鄂尔多斯盆地延长组特低渗油藏注水时机对开发的影响柳林旺【摘要】不同注水时机下,鄂尔多斯盆地延长组特低渗透油藏注水开发规律表现不同的响应特征,研究确定注水时机,对延长组油藏延长高产稳产时间以及提高油藏采收率都十分必要.本文着重利用矿场资料统计的方法,对已开发不同类型油藏的注水时机与产量变化关系、采出程度和含水关系、地层压力和产液量关系等进行了统计分析,总结出该类油藏不同注水时机下的开发特征,同时简单分析了其机理.通过研究发现,安塞油田超前、同期、滞后和未受效四种情况,初期稳产阶段产量比例为4.27:2.3:1.87:1,因此,尽可能实施早期注水,改善特低渗油藏开发效果.【期刊名称】《内蒙古石油化工》【年(卷),期】2010(036)008【总页数】3页(P228-230)【关键词】鄂尔多斯盆地延长组;特低渗透油藏;注水时机;开发特征【作者】柳林旺【作者单位】中国石油化工股份有限公司华北分公司勘探开发研究院,河南,郑州,450006【正文语种】中文【中图分类】TE357.6鄂尔多斯盆地三叠系延长组长2油层、长6油层,具有低孔隙度11.30～12.30%、特低渗透率1.18～2.20×10-3μm2的特低渗透油藏。
油藏类型以岩性油藏为主。
地层原油密度0.75 g/cm3,粘度2.20～2.24mPa·s,体积系数1.18～1.19,饱和压力低6.00～ 6.44M Pa,原始油气比为59.2～ 71.00m3/t。
原始地层压力系数0.72～0.96。
地层水型为CaCl2。
特低渗油田具有独特的开发特征,与中高渗油田的开发有着本质上的差异。
认识和掌握特低渗油藏的开发特点,对提高油田开发效果和制订切实可行的有效措施十分重要。
1.1 没有无水采油期根据对镇泾油田长62油藏的已投产的98口井统计,投产初期含水范围为9.28%～96.58%,综合含水为42.78%。
含水高低与油井的储层物性有直接关系,渗透率越高,含水越低,渗透率越低,则含水越高。
低渗孔隙介质的渗透率应力敏感性及气体滑脱效应实验研究: 以鄂尔多斯盆地延长组第7 段泥/页岩为例
(1. 中 国 科 学 院 西 北 生 态 环 境 资 源 研 究 院 , 甘 肃 兰 州 730000; 2. 甘 肃 省 油 气 资 源 研 究 重 点 实 验 室 , 甘 肃 兰 州 730000; 3. 中国科学院大学, 北京 100049)
摘 要: 气体渗透率作为重要的孔隙介质属性, 是页岩气开发的重要参数。在纳米孔隙介质中, 气体渗透率
基于不同的流速分析技术, 渗透率测量目前分 为稳态法和非稳态法。稳态法需要足够的时间来测 量样品中的稳定流量, 低渗孔隙介质需要很长的时 间才能达到恒定的流速, 稳态方法已被用于页岩和 煤的渗透率测量[1,13,14]。非稳态法通过记录和监测压 力计算渗透率, 测试时间比稳态法更短, 测量结果 更准确并且不易受测量误差的影响[15–17]。因此, 本 研究采用了非稳态法。
很大程度上受分子滑脱效应的影响。当孔隙大小和分子自由程达到了可比较的程度, 单个气体分子与孔壁之
间的相互作用更加明显, 气体传输不再遵循达西定律。本次研究采用压力脉冲衰减技术测量了鄂尔多斯盆地
减缓低渗透储层贾敏效应的方法研究
减缓低渗透储层贾敏效应的方法研究张小琴;王宇池;王永青;韩力挥【摘要】目前,低渗透油藏在各大油田分布广泛,其石油储量占未开发石油总量的比重较大.贾敏效应是导致低渗透油藏难以开采、采收率低的一个重要影响因素.采用贾敏指数来评价贾敏损害程度,制取了三种非离子表面活性剂JN-1、JN-2和JN-3,通过筛选得知JN-3降低油水界面张力的能力最强.根据贾敏效应产生的机理以及水井转抽机理,开展了减缓贾敏效应的室内试验研究,结果表明,针对性地向注入水中加入非离子表面活性剂JN-3,可以降低油水界面张力,同时适时地采用水井转抽逆向驱油来增大驱动压差,有效地抑制和减缓了贾敏效应,提高原油采收率.%Currently, low permeability reservoirs are widely distributed in major oil fields, oil in the low permeability account for a large proportion. It is vulnerable to be damaged by Jamin effect in the development, so it is difficult to extract oil in the low permeability and the recovery efficiency is low. Using Jamin index to estimate Jamin damage, then synthesize three kinds of non-ionic surfactants JN-1, JN-2 and JN-3. Through sifting, we can know that JN-3 is the best one to reduce interfacial tension. Basic on the mechanism of Jamin and injection well converting into production well, carrying out laboratory test of redcuing Jamin effect. The results show that the interfacial tension will be reduced when adding non-ionic surfactants JN-3 to water during the process of water flooding. At the same time, converting injection well into production well to increase the driving pressure differential in due course. This method can reduce Jamin effect effectively, so improve the recovery efficiency.【期刊名称】《合成材料老化与应用》【年(卷),期】2013(042)002【总页数】5页(P28-32)【关键词】低渗透油藏;贾敏效应;非离子表面活性剂;水井转抽【作者】张小琴;王宇池;王永青;韩力挥【作者单位】海洋化学理论与工程技术教育部重点实验室,山东青岛266100【正文语种】中文【中图分类】TQ311 贾敏效应产生的机理两相渗流中，当液珠或气泡运动到油层狭小孔道时，由于其直径大于孔道直径，遇到阻力后产生变形或液珠在变直径孔道中流动时会产生毛细管效应附加阻力。
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特低渗透砂岩油田开发贾敏效应探讨———以鄂尔多斯盆地中生界延长组为例3王瑞飞1,陈军斌1,孙 卫2(1.西安石油大学石油工程学院,西安710065;2.西北大学大陆动力学国家重点实验室,西安710069)摘 要:鄂尔多斯盆地中生界延长组储层是典型的特低渗透砂岩储层,属于细孔微喉型,非均质性强,注水开发中贾敏效应异常强烈。
通过微观砂岩模型水驱油实验发现贾敏效应是油田注水开发中不可忽视的阻力。
实验中贾敏效应主要表现为:①水驱油过程中注水压力不断变化;②贾敏效应的循环作用;③油滴受贾敏效应作用无法运移;④贾敏效应致使水驱中油相渗透率急剧下降,水相渗透率缓慢上升。
通过注采系统提高注水压力无法消除贾敏效应,因此在注水开发中要以预防贾敏效应为主。
关键词:特低渗透砂岩储层;油田开发;贾敏效应;相对渗透率中图分类号:TE348 文献标识码:A 文章编号:100027849(2008)0520082205 岩石孔隙介质中气泡、液珠因毛细管力产生的“气阻”、“液阻”现象统称为贾敏效应,水驱开发中产生贾敏效应的强烈程度受储层岩石喉道大小的控制。
特低渗透砂岩储层因其喉道细小,因此水驱开发中产生贾敏效应的机率大,但目前针对特低渗透砂岩储层贾敏效应的形成机理、水驱开发现象、影响因素等的研究并不多。
因此,为深入探讨特低渗透砂岩油田开发中的贾敏效应,将取自鄂尔多斯盆地延长组特低渗透砂岩岩心进行了微观模型水驱油驱替实验。
研究区储层砂岩的碎屑成分主要为石英、长石和岩屑,岩石成分成熟度低,结构成熟度低—中等,岩石类型主要为长石砂岩和岩屑长石砂岩[124]。
1 实验简介将岩心经洗油、烘干、切片、磨平等工序处理后粘结在两块玻璃板之间制成微观模型[526]。
通过显微镜和图像采集系统观察流体在岩石孔隙中的驱替、渗流特征,采集注入压力、注入倍数、驱替效率等实验数据。
实验由以下步骤组成:①将模型抽真空饱和水,计算孔隙度、含水饱和度;②水驱测模型的液体渗透率;③对模型进行油驱水至束缚水状态,统计模型的原始含油饱和度和束缚水饱和度;④水驱油至残余油状态,确定模型的启动压力,统计不同注入倍数下的含水饱和度、残余油饱和度,观察流体在岩石孔隙中的驱替、渗流特征。
2 贾敏效应的表现形式及其影响因素实验中发现,贾敏效应是特低渗透储层水驱油不可忽视的阻力。
两相渗流中,若一相以液滴或气泡分散在另一相中,则液滴受力后变形或液滴在变直径孔道中运动都会产生附加毛细管阻力(图1)。
这些附加毛细管阻力累积起来就会对水驱油产生巨大的影响[728]。
无论是亲水砂岩还是弱亲油砂岩,水驱油压力普遍大于油驱水压力。
在岩石亲水或偏亲水条件下,油驱水是排驱过程,水驱油是吸入过程,因此油驱水压力应当大于水驱油压力,但实验结果却恰恰相反。
笔者认为这种现象源于贾敏效应。
实验发现,在油驱水过程中,特别是初期,运动的油柱多是连续的,即便发生卡断,产生的油滴(气泡)也会很快聚并,此时贾敏效应很弱。
在水驱油过程中,特别是孔隙介质的含油饱和度较低时,连续油柱会发生卡断,产生大量的分散油珠(滴),此时贾敏效应成为孔隙介质中不可忽视的渗流阻力。
实验中还发现,渗透率越低,水驱油与油驱水的压力差越大,说明渗透率越低,贾敏效应越突出。
由微观模型水驱油实验中水驱油压力与油驱水压力的比值(p dw/p do)和模型渗透率的关系(图2)可以看出,水驱油压力与油驱水压力的比值普遍大于1,平均值为6.34。
这种现象仅用储层具有弱亲油的润湿特征是无法解释的。
由此可知,贾敏效应在特低渗透砂岩储层水驱油过程第27卷 第5期2008年 9月 地质科技情报Geological Science and Technology InformationVol.27 No.5Sep. 20083收稿日期:2008202225 编辑:禹华珍基金项目:“十一五”国家科技支撑计划项目“复杂油藏的高效开发模式研究”(2006BAB03B05)作者简介:王瑞飞(1977— ),男,讲师,主要从事油气田开发地质学方面的教学与科研工作。
图1 油滴在毛管中运动的附加阻力(A )及贾敏效应(B )Fig.1 Extra resistance of oil drop (A )and Jamin effect (B )in capillaryR .静止时球面半径(m );R ′.后端球面半径(m );R ″.前端球面半径(m );p .油滴驱替压差(MPa );θ.静接触角(°);θ1.后端动接触角(°);θ2.前端动接触角(°);p 1.球泡前端施于管壁的球面毛管力(MPa );p 2.柱形曲面产生指向管心的毛管力(MPa );p 3.珠泡后端施于管壁的球面毛管力(MPa );R 1.珠泡后端弯液面半径(m );R 2.珠泡前端弯液面半径(m );r .喉道半径(m)图2 渗透率与p dw /p do 关系Fig.2 Relation of permeability and ratio of p dw to p do中会经常发生,是导致水驱前缘突进和非活塞式水驱油的主要原因。
对此次微观水驱油实验中贾敏效应的表现形式及其影响因素分述如下。
2.1水驱油过程中注入压力的变化几乎所有模型的水驱油过程都存在这种现象,即在一定的注入压力下注水过程逐渐停止,必须提高注入压力才能重新恢复注水,而且发生这种现象时水相通道都已大体形成。
油滴(柱)的受力变形或运移的油滴通过变断面孔隙喉道时会产生附加阻力,阻止油滴运移。
只有提高注入压力,克服附加阻力,油滴(柱)才能继续运移。
在27块砂岩模型的微观水驱油实验中,有26块模型在水驱油过程中发生了压力变化,占样品数的96.29%,只有加大注入压力水才能继续注入。
其中压力变化幅度最大的是C 井8号模型,孔隙度为12.90%,渗透率为0.34×10-3μm 2,在p =0.005MPa 时水驱注水量约1PV (PV 为有效孔隙体积)(已见水)便再也驱不动,当注入压力升至p =0.03MPa 时水才能重新开始注入,压力提高了5倍。
26块模型压力增加幅度平均为1.16倍(最大为5倍,最小为0.04倍),水驱油过程中注入压力的变化如表1。
2.2贾敏效应的循环作用注入压力升高后,已形成的渗流通道又重新被堵塞,这属于典型的贾敏效应。
在微观水驱油实验中,压力升高后,水克服原有的附加阻力进入更小的孔隙驱油,形成新的渗流通道。
经过一段时间后,通道中形成的油滴(柱)在运移过程中又产生了更大的附加阻力(因通道尺寸级别更小),使得水无法通过这一通道渗流,此时只有加大注入压力,水才能继续驱替。
这样循环下去,最终将发生压力源无法达到所需的注入压力或岩石破裂而发生水窜。
如A 井的2号模型,在p =0.0125M Pa 、注入量为1PV 时,水停止注入。
提高注入压力p =0.0130M Pa 时,水又开始驱动原油。
当注入量达到3PV 时,水又停止注入。
提高注入压力p =0.0500M Pa 时,水继续注入,注入量达到4PV 。
在油田实际生产中,通常注入压力恒定,注入水在油层中的流动表现为水流通道不断减小,波及面积和水驱范围不断降低。
2.3油滴受贾敏效应作用无法运移的原因油滴受贾敏效应作用而无法运移的主要原因是在水驱油过程中,因油滴(柱)变形过大,喉道过于细小,致使附加阻力过大。
在注入水能达到的注入压力范围内,无法克服贾敏效应所产生的附加阻力,油滴(柱)无法通过喉道窄口处,压力关闭后,油滴(柱)的形变消失,这是典型的贾敏效应作用结果。
如C 井9号模型在p =0.02M Pa 时驱替到注水量为3PV 水停止注入,水流通道中有一油滴存在形变,但未运移,压力升高到p =0.04M Pa 时,该油滴仍然仅有形变而未发生运移,当压力升到p =0.06M Pa 时,该油滴仍未发生运移,压力关闭后形变消失。
根据压汞资料,研究区储层喉道半径r 最大值为2.5μm 。
这里假设油滴长度(L )为喉道半径的100倍,即250μm ,当油水界面张力δ取20mN/m (国内大多数油田油水界面张力为9～40mN/m )时,这一油滴在该喉道的毛管压力梯度(d p c /d L )可以近似用下式[9]表示:d p c d L =2δrL =2×20×10-32.5×10-6×2.5×10-4=6.4×107Pa/m38第5期 王瑞飞等:特低渗透砂岩油田开发贾敏效应探讨———以鄂尔多斯盆地中生界延长组为例 表1 水驱油过程中注入压力的变化Table1 Chang of injection pressure in water drive oil井号模型号微相类型孔隙度φ/%渗透率k/10-3μm2注水量/PV 1234注入压力p/MPa压力增加倍数A2水下分流河道13.80.380.01250.01300.01300.0500 3.00 A3水下分流河道14.20.240.04500.04500.04500.05500.22 A4水下分流河道12.10.230.02500.02500.05000.0500 1.00 A6水下分流河道 6.20.160.01250.01250.01250.01300.04 A8河口坝14.50.700.03000.03000.03000.05000.67 A9水下分流河道12.80.090.03000.05000.05000.05000.67 A10水下分流河道12.70.100.03000.05000.05000.05000.67 B1水下分流河道12.10.500.05500.05500.05500.07000.27 B2水下分流河道11.40.470.02500.02500.02500.03000.20 B3水下分流河道13.40.550.02000.02000.02000.0400 1.00 B4水下分流河道11.80.480.04000.10000.10000.1000 1.50 B7水下分流河道 5.90.240.01000.03000.03000.0300 2.00 B8河口坝12.80.520.07000.07000.07000.1500 1.14 B9河口坝11.80.480.02000.05500.05500.0550 1.75 B10河口坝13.30.540.07000.07000.07000.1500 1.14 C1水下分流河道10.90.250.04000.10000.10000.1000 1.50 C2水下分流河道10.80.120.04000.04000.04000.06000.50 C3水下分流河道14.10.400.05100.05100.05100.05500.08 C4水下分流河道15.20.710.02000.04000.04000.0800 3.00 C5水下分流河道14.10.660.10000.10000.10000.15000.50 C6水下分流河道14.40.310.02000.02000.02000.02500.25 C8河口坝12.90.340.00500.03000.03000.0300 5.00 C9河口坝12.50.170.02000.02000.02010.0800 3.00 C10河口坝 6.20.080.04000.04000.04000.0800 1.00 C11水下分流河道11.80.140.22000.22000.22000.25000.14 C12水下分流河道12.20.120.03000.03000.03000.0300C13水下分流河道13.50.290.09500.09500.09500.10000.05 注:驱替实验在西北大学地质学系微观流体驱替实验室完成 由此可知,要使特低渗透砂岩储层中这样一个油滴移动,必须克服6.4×107Pa/m的阻力,否则,油滴无法移动。