特高含水油藏剩余油微观赋存状态研究

40-50% 厚度 比例
50-60%
大于60%
厚度 比例 厚度 比例
m
m
%
m
%
m
%
m
%
m
%
m%
Ng33 166.4 19.5 11.7 25.4 15.3 36 21.7 33.2 20 33.6 20.2 18.6 11.2
Ng34 98.6 13.1 13.4 18.6 18.9 30.8 31.2 22.7 23 11.7 11.8 1.8 1.8
T2，us
核磁共振一维谱 水驱油测试中油、水信号叠加，油 水无法准确区分
引入扩散系数
一维→二维
油 峰
时间渐变测量法 短弛豫组分 精确测量
快速反演技术 0.5h→1min
水 峰
扩散系数
核磁共振二维谱 油、水信号可准确划分，实现了油 水的定量表征，测量精度达3‰
（一）实验方法
2、建立了基于拓扑学的CT三维重构技术
分类描述
单孔型
孔隙、喉道数=1
形状因子 取值范围
>300
100~300
接触面积比 取值范围
0~1
<0.45或>0.6
油膜型 厚度小于孔道直径的1/3
100~300
0.45~0.6
多孔型
2相连孔隙数5
7~100
0~1
连片型
相连孔隙数>5
<7
0~1
2.赋存量定量表征
三维空间微观 剩余油提取
三维油水分割
空间分辨率相对 较低
微观 模型
局部孔隙动态测试 图像直观形象
真实岩心观察无 法实现
“改进方法+组合优势”
实现剩余油的微观测量
微核 观磁 剩共 余振 油实微 验观 方模 法型
（一）实验方法
关键技术 核磁共振二维谱定量分析技术 核磁共振二维谱快速反演技术 微小尺寸模型制作技术 基于拓扑学的三维重构技术
（二）定量表征方法
微观剩余油 按形态分类
多孔型剩余油
四种类型微观 剩余油分类统计
50%
40%
剩
余 30%
油
饱 和
20%
度
10%
0% 连片型 多孔型 单孔型 油膜型
实现不同类型剩余 油的定量表征
（二）定量表征方法
3.赋存位置定量表征
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
油水分辨
岩石
水
油
类间最大方差分割法 结合
常规分割方法 未考虑体素空间分布关系
油水难以准确区分
拓扑学孔喉描述技术
油水三维准确区分和测量
（一）实验方法
2、建立了基于拓扑学的CT三维重构技术 三维构建
移动立方体 三维构建
孔隙三维空间展布 结合
26邻域剩余油标识
实现了三维空间 剩余油分布的准确表征
（一）实验方法
So<20% (占比12.1%)
20%<So<50% 普遍分布 (占比65.8%)
So>50% 局部富集 (占比22.1%)
进一步挖潜 改善开发效果 高效合理开发
孔隙尺度微观 剩余油研究
前言
微观剩余油研究面临的问题
技术现状
面临问题
孔隙尺度微观剩余油的 实验方法
定性描述
微观孔隙内剩余油表征 参数及表征方法
赋存位置
•孔喉大小
如何建立对应关系？
1.赋存形态定量表征
（二）定量表征方法
传统的描述方法
依据形态定性描述 主观性较强
判识标准不统一
形状因子 接触面积比
单块剩余油的体积 形状因子=
(单块剩余油的表面积)1.5
剩余油与孔隙的接触面积 接触面积比=
剩余油的表面积
（二）定量表征方法
1.赋存形态定量表征
剩余油类型
剩余油赋存量多少 剩余油以什么形态赋存 剩余油赋存的孔喉大小
汇报提纲
一、剩余油微观赋存状态表征方法 二、不同开发方式剩余油微观赋存特征 三、认识及下步研究方向
（一）实验方法
现有的微观分析技术指标对比
分析技术
观测对象
分辨率
测试方法 成像清晰度 定量可行性
环境扫描电镜
岩石表面
1m
静态观测
低
不可行
铸体薄片
3、建立了基于真实砂岩微观模型的物理模拟技术
新型强固结 可溶性灌注剂
模型压封技术
体视显微技术
玻璃蚀刻模型
孔隙结构与真实岩心存在差异
超薄、高清晰真实砂岩微观模型 实现了真实砂岩的微观图像表征
（二）定量表征方法
赋存形态 赋存量
•孤岛状 •条带状 •柱状 •……
如何区分描述？
•不同类型的量 如何定量统计？
特高含水油藏 剩余油微观赋存状态研究
胜利油田地质科学研究院
二零一三年二月
前言
目前整装油田综合含水已达94%，整体进入特高含水开发阶段， 认识的该阶段宏观剩余油分布的特点是“普遍分布，局部富集”
孤岛中一区新钻井二次解释含油饱和度分析表
小层
层厚
小于20%
20-30%
30-40%
厚度 比例 厚度 比例 厚度 比例
真实砂岩微观模型制作技术 真实砂岩微观模型体视显微技术
实现目标
油水准确区分 定量测试
提高三维空间 分辨率
真实砂岩微观 物理模拟
（一）实验方法
1、建立了基于二维谱的核磁共振测试技术
信号幅度
8000
7000
6000
5000
水+油
4000
3000
2000
油 water+oil oil
1000
0
10
100 1000 10000 100000 1000000 10000000
含 12 油 10
饱8
和6 度4 %2
孔径分布 弛豫谱
0
0.01
0.1
1
10
100
1000
孔喉半径，m
核磁弛豫谱与毛管压力曲线孔径分布对比
（二）定量表征方法
基于扩散二维谱的核磁共振测试技术
实
现
剩
建立剩余油微观
基于拓扑学的岩心CT三维重构技术
动态测试
高
核磁共振
岩样整体
0.1m 动态测试
低
可行 可行 可行
适用性：能同时满足动态测试和定量分析的需求
（一）实验方法
三种主要剩余油赋存状态测试方法的优势和局限性
实验技术
技术优势
技术局限性
核磁 共振
分辨率高（0.1ｍ） 剩余油可量化表征
高粘油与水准确 区分困难
CT 扫描
无损动态测试 剩余油三维空间分布 表征
Ng35 140.9 17.3 12.3 20 14.2 41.4 29.4 38.6 27.4 21.5 15.2 2.2 1.6
合计 405.9 49.9 12.1 64 15.8 108.2 26.7 94.5 23.3 66.8 16.5 22.6 5.6
12.1%
65.8%
22.1%
前言
二维局部孔隙
10m
静态观测
高
不可行
含油薄片
二维局部孔隙
10m
静态观测
高
不可行
显微荧光
二维局部孔隙
0.4m
静态观测
中
不可行
激光共聚焦 二维局部孔隙
1.04m
静态观测
高
不可行
局限性：只能局部静态观察，不能反映整体动态变化；只能定性描述，不能定量分析
微观模型
二维局部孔隙
1m
动态模拟
高
CT扫描
岩样整体三维构建 6m