剩余油形成與分布的控制因素

1、文檔來源為:從網(wǎng)絡(luò)收集整理.word版本可編輯.歡迎下載支持. 剩余油形成與分布的控制因素 摘要： 剩余油研究是高含水油田面臨的重大課題，是實(shí)現(xiàn)“穩(wěn)油控水”目標(biāo)的重要手段。剩余油形成與分布的控制因素極其復(fù)雜，可分宏觀因素和微觀因素進(jìn)行研究，宏觀因素總的可歸結(jié)為兩類：地質(zhì)因素和開發(fā)因素。其中地質(zhì)因素是客觀的、內(nèi)在的主要矛盾；開發(fā)因素是主觀的、外在的次要矛盾，二者相互作用導(dǎo)致剩余油分布的復(fù)雜化和多樣化。地質(zhì)因素的構(gòu)造條件、沉積微相類型及儲(chǔ)層非均質(zhì)差異，開發(fā)因素方面的注采系統(tǒng)的完善程度注采關(guān)系和井網(wǎng)布井、生產(chǎn)動(dòng)態(tài)等在剩余油形成與分布中起了主要作用。通過對剩余油控制因素的詳盡分析，指出其宏觀和微觀分布

2、特征和區(qū)域，對進(jìn)一步提高剩余油研究水平有較強(qiáng)的借鑒意義。 關(guān)鍵字：剩余油 微構(gòu)造 非均質(zhì) 井網(wǎng) 前言： 剩余油一般是指油藏開發(fā)中后期任何時(shí)刻未采出的石油。即二次采油末油田處于高含水期時(shí)剩余在儲(chǔ)層中的原油。 油藏一經(jīng)投入開發(fā)，影響剩余油產(chǎn)生的因素便應(yīng)運(yùn)而生。目前世界石油采收率平均為33%左右，67%的石油儲(chǔ)量仍然剩余在地下油藏中，也就是說，能夠采出的石油只占總儲(chǔ)量的極小部分。這種現(xiàn)狀客觀上是由油藏本身的地質(zhì)條件決定的，它是影響剩余油形成的最主要因素；而影響剩余油產(chǎn)生的另外一個(gè)重要因素開發(fā)條件，除受當(dāng)時(shí)的技術(shù)、經(jīng)濟(jì)條件等客觀因素制約外，帶有較強(qiáng)的主觀性質(zhì)。這種主觀性表現(xiàn)在對地質(zhì)情況的認(rèn)識(shí)程度上。

3、油田開發(fā)中后期可供勘探的領(lǐng)域已非常有限，因此剩余油研究是高含水油田面臨的重大課題。對剩余油的研究，應(yīng)從地質(zhì)和開發(fā)兩方面人手，從宏觀和微觀兩個(gè)層面進(jìn)行研究。 1宏觀控制因素 1.1地質(zhì)條件 所謂地質(zhì)條件，是指儲(chǔ)層本身表現(xiàn)出的物理、化學(xué)特征。從沉積物開始沉積到油氣運(yùn)移、聚集成藏，以及成藏后期的改造、破壞作用的全過程。 構(gòu)造條件分為油層微構(gòu)造和封閉斷層條件。油層微構(gòu)造和封閉斷層對剩余油形成天然屏障。 (1)所謂油層微構(gòu)造是指在總的油田構(gòu)造背景上，油層本身的微細(xì)起伏變化所顯示的構(gòu)造特征，其幅度和范圍均很小。通常相對高差在15 m左右，長度在500 m以內(nèi)，寬度在2km實(shí)際資料繪制小)，因此，直接以油層

4、頂面(200400 m之間，面積很少超過0.3或底面顯示出油層微構(gòu)造特即可消除常規(guī)構(gòu)造圖的弊端，5 m)構(gòu)造圖，一般是2 m、4 m或等間距( 征。油層的原始油水界面將隨著開發(fā)程度油田經(jīng)過較長時(shí)間的開發(fā)，特別是注水開發(fā)以后，原來的一個(gè)同一的圈閉內(nèi)的油水界面將微構(gòu)造分的提高不斷改變。當(dāng)開發(fā)進(jìn)入一定程度后，這時(shí)控制原油分布的構(gòu)造因素已不再是原來的常規(guī)構(gòu)造所反映的構(gòu)割成為不同的微型圈閉。 1。造形態(tài)，而是微構(gòu)造形態(tài)起主導(dǎo)作用。所以剩余油分布在正向微構(gòu)造的高部位見圖 微構(gòu)造圖常規(guī)構(gòu)造圖 c.b.a. 模型 具有局部高點(diǎn)的背斜構(gòu)造常規(guī)構(gòu)造圖及微構(gòu)造圖1由該類微構(gòu)造在油氣田開發(fā)初期，在注水開發(fā)時(shí)，正向微構(gòu)

5、造是剩余油富集的低勢區(qū)。如三維地震資料、有豐富的資料,于資料缺乏，不能被認(rèn)識(shí)發(fā)現(xiàn)。只有到油田開發(fā)中、后期該類微構(gòu)造不管是分布在老井網(wǎng)之內(nèi)還是未受老井網(wǎng)控鉆井資料等的情況下，才能被發(fā)現(xiàn)。 制，均是挖潛的有利地帶。井獲得一組油層厚度H421樊中海等人對雙河油田進(jìn)行研究得出位于小鼻狀構(gòu)造區(qū)的 井初始產(chǎn)油 H409含水率為26.0m，產(chǎn)油量11t/d,21%,生產(chǎn)效果良好。而位于小溝槽區(qū)的為 90%，生產(chǎn)效果差。，含水率量5 t/d斷層對剩余油形成的作用：由于斷層的封閉遮擋作用，致使單向注水受效差，在油(2) 水井與斷層之間不能形成良好的驅(qū)替通道，地下液體因不能流動(dòng)而形成滯流區(qū)。文檔來源為:從網(wǎng)絡(luò)收集

6、整理.word版本可編輯.歡迎下載支持. 沉積微相是控制油水平面運(yùn)動(dòng)的主要因素，也是控制剩余油平面分布的主要因素。其對剩余油的影響表現(xiàn)在：控制注入水的運(yùn)動(dòng)軌跡；決定油層的水洗程度；控制水淹規(guī)律。河道運(yùn)移的向下侵蝕和疊加使得在不同時(shí)期形成極不規(guī)則的砂體沉積類型，關(guān)系也很復(fù)雜。在兩個(gè)時(shí)期形成的河道或者與低滲透薄砂巖層相接觸、或者與廢棄河道的泥質(zhì)充填或尖滅區(qū)域相連接。這些位置和附近區(qū)域都是可能富集剩余油的地帶。研究表明，在大規(guī)模河道砂巖沉積油藏中，剩余油主要分布在砂體被部分破壞的地帶，因?yàn)樯绑w大面積分布且具有很好的連通性，水平方向上所有井點(diǎn)均有不同程度的水淹。在水下分流沉積油藏中，剩余油主要分布在河

7、道間薄砂巖層中的薄砂層、砂體物理性質(zhì)被部分破壞的河道邊緣、以及小的透鏡狀砂體 (這是通過井網(wǎng)很難控制的)。 (1)單層內(nèi)縱向沉積相變 側(cè)緣相帶易于形成剩余油：在注水開發(fā)過程中，側(cè)緣相帶井層吸水能力較中心相帶井層的低，注入水在平面驅(qū)替過程中也首先沿中心相帶竄流，造成中心相帶水淹程度高，驅(qū)油效率高；而側(cè)緣相帶水淹程度低，驅(qū)油效率低，從而形成剩余油。 （2）單層內(nèi)規(guī)模的平面沉積相變 油層平面沉積相變所導(dǎo)致的平面滲流能力非均質(zhì)性，致使注入水發(fā)生繞流而形成水驅(qū)油非均勻性。 （3）注采層系規(guī)模內(nèi)層間縱向的沉積相變 在相同或相似注采條件下層間縱向沉積相變控制了油層層間剩余油分布。這種層間縱向沉積相變實(shí)質(zhì)上是

8、不同時(shí)期不同沉積結(jié)構(gòu)單元垂向疊加的結(jié)果。 儲(chǔ)層非均質(zhì)性分為層內(nèi)，層間和平面非均質(zhì)性。 （1）層內(nèi)非均質(zhì)性。 層內(nèi)韻律性、層內(nèi)夾層、沉積結(jié)構(gòu)變化導(dǎo)致垂向上儲(chǔ)層性質(zhì)的變化，是控制和影響單層垂向上注入水波及體積和層內(nèi)剩余油形成分布的重要因素。 層內(nèi)夾層對油層油水滲流具有不同程度的影響和控制作用，其影響程度大小取決于夾層厚度、延伸規(guī)模、垂向位置等。處于油層內(nèi)上部的夾層對油水滲流的影響作用較小，處于油層內(nèi)中部或中部上下的夾層對油水滲流的影響控制作用較大。 層內(nèi)非均質(zhì)性主要表現(xiàn)為層內(nèi)滲透率的非均質(zhì)性，它控制水驅(qū)波及厚度，同時(shí)也是油田開發(fā)中層內(nèi)矛盾的主要控制因素。 層內(nèi)非均質(zhì)性是指在單砂層規(guī)模內(nèi)儲(chǔ)層性質(zhì)在垂

9、向上的變化，是控制和影響砂層組內(nèi)一個(gè)單砂層中注入劑向上波及的體積的關(guān)鍵因素，包括層內(nèi)滲透率在垂向上的差異程度、最高滲透率段所處的位置、層內(nèi)粒度韻律、滲透率韻律和滲透率的非均質(zhì)程度以及層內(nèi)不連續(xù)的泥質(zhì)薄夾層的分布等。 以我國東部某油田S23斷塊為例,該油田以正韻律沉積為主,反韻律和復(fù)合韻律沉積為次,具有強(qiáng)親水潤濕性,沉積相為灘壩亞相,包括壩間、壩邊緣和壩主體三種微相。從非均質(zhì)參數(shù)SNV)等在亞相的各(K)、突進(jìn)系數(shù)(、級(jí)差()、夾層頻率(F)、滲透率看，由于變異系數(shù)()kkk個(gè)微相內(nèi)參數(shù)值大小不同，變化也不同(表1)。由表1可見，壩主體的非均質(zhì)性一般較弱；壩邊緣的非均質(zhì)性較強(qiáng)；壩間砂體的非均質(zhì)性

10、最強(qiáng)。由于儲(chǔ)層非均質(zhì)性的強(qiáng)弱程度不同而導(dǎo)致了儲(chǔ)層在縱向上，自上到下微相類型各異，旋回、韻律性突出，影響和制約著儲(chǔ)層滲透率的非均質(zhì)模式。正韻律的親水油層，毛細(xì)管力向上，可使注入水由底部壩主體的高滲透率部位向頂部的低滲透率部位吸吮，從而削弱了重力作用，減緩了注入水的水驅(qū)速度；反韻律儲(chǔ)層的頂部首先水淹，且水淹程度高；復(fù)合韻律儲(chǔ)層的中部首先水淹，且水淹程度也高；頂部較底部的水淹程度低而使單砂層內(nèi)的剩余油呈現(xiàn)不同的分布狀況。因此，經(jīng)過水驅(qū)之后，該層位的剩余油主要分布在壩主體(因?yàn)閴沃黧w含油總量的基數(shù)很大，是主力含油區(qū)，經(jīng)過水 ，其次分布在壩間和壩邊緣。)驅(qū)之后仍有大片剩余油存在文檔來源為:從網(wǎng)絡(luò)收集整理

11、.word版本可編輯.歡迎下載支持. 表1 灘壩亞相內(nèi)各微相砂體的非均質(zhì)特征 （2）平面非均質(zhì)性 平面非均質(zhì)性是指由于砂體的幾何形態(tài)、規(guī)模、連續(xù)性、孔隙度和滲透率的平面變化所引起的非均質(zhì)性，平面非均質(zhì)性對剩余油的影響主要表現(xiàn)在：砂體的外部幾何形態(tài)及頂?shù)灼鸱鼘κＳ嘤头植嫉目刂疲话悖?dāng)砂體頂?shù)捉M合為正向地層時(shí)，有利于剩余油的富集；砂體的延伸方向和展布規(guī)律控制著油氣的富集程度和剩余油的分布；砂體的連通性影響剩余油的分布，一般，砂體的連通性差，則剩余油相對富集。 以某油田23-46斷塊為例，其沉積相為河流相，在平面上，可劃分為四個(gè)亞相，即河床亞相、河床邊緣亞相、泛濫平原亞相和廢棄河道亞相，每個(gè)亞相又

12、可劃分為多個(gè)微相。儲(chǔ)層物性好，表現(xiàn)為高孔隙度、高滲透性的特點(diǎn)。油田主力砂體延伸較遠(yuǎn)，砂體大片連通(圖4，5)，大部分砂體為條帶狀(長寬比為320)，橫向連續(xù)性中等。同一砂體的平面非均質(zhì)性明顯，位于河道中心砂體的物性好，厚度大，原始含油飽和度高，水相以快速非活塞式推進(jìn)，水淹程度較高，水驅(qū)油波及程度高，經(jīng)過多年的水驅(qū)之后，水淹面積大，含水飽和度逐年上升，剩余油相對較少；河道兩側(cè)砂體的物性逐漸變差，水相以低速非活塞式推進(jìn)，水淹程度相對較低，水驅(qū)油波及程度不高，由于各沉積微相的差異造成平面上滲透率級(jí)差大而易使河道兩側(cè)形成“死油區(qū)”。因此，河道兩側(cè)是剩余油的主要富集區(qū)和挖潛所在(圖5)。 圖4 某油田2

13、3-46斷塊一砂組砂體厚度(單位為m)等值線圖 圖5 某油田23-46斷塊一砂組含油飽和度(單位為%)等值線圖 （3）層間非均質(zhì)性 層間非均質(zhì)性受控于沉積環(huán)境。一般在高能環(huán)境下形成砂體滲透率高，原始地質(zhì)儲(chǔ)量豐富，采出程度高，剩余油量相對較少，而在低能環(huán)境下則相反。 層間非均質(zhì)性是油田中宏觀的、層次最低的非均質(zhì)性，它是指各砂層組內(nèi)小層或單砂層之間的垂向差異性，包括層組的旋回性、各小層或單砂層滲透率的非均質(zhì)程度、隔夾層的分布等，是對一套砂泥巖互層的含油層系的總體研究，屬于層系規(guī)模的儲(chǔ)層描述。它是層間干擾和單層突進(jìn)(統(tǒng)稱為層間矛盾)形成的內(nèi)因。 12341111砂體發(fā)育的規(guī)模逐，斷塊一砂層組為例，和

14、小層砂體發(fā)育，以某油田23-4641，各小層之間的隔夾層為主力小層，總體上一砂層組的層間非均質(zhì)性很強(qiáng)(漸變小，表2)12341111的非均質(zhì)性逐漸增強(qiáng)。，分布不穩(wěn)定，縱向上積水差異大，從表2中可看出和及砂層間非均質(zhì)性主要反映了垂向上各小層之間的隔夾層分布、滲透率變化的特征(3)2，圖水淹狀況及剩余油層間非均質(zhì)性是造成垂向上層間油氣分布不均、體發(fā)育的旋回性，因此， 分布狀況不同的根本因素。11剩余油一般富集在非均質(zhì)由以上分析可知，小層的非均質(zhì)性最強(qiáng)，且砂體厚度較小，3211小層的非均質(zhì)性相對較強(qiáng)，砂層厚度不大，儲(chǔ)性相對較強(qiáng)、物性相對較差的區(qū)塊。和41小層的非均層物性相對較好，剩余油零星分布在非均

15、質(zhì)性較強(qiáng)、物性相對較差的區(qū)塊。 質(zhì)性最弱，儲(chǔ)層物性最好，水驅(qū)油波及的面積大，采出程度高。 23-46斷塊一砂層組的非均質(zhì)特征某油田表2 某油田圖2 23-46斷塊一砂層組第一小層的滲透率圖 23-46斷塊一砂層組第二小層的滲透率圖某油田圖3 1.2開發(fā)因素另一個(gè)重要因素則是由于不同的開發(fā)條件導(dǎo)剩余油的宏觀分布除受地質(zhì)因素的影響外， 致油藏剩余油的形成。一般而言，影響剩余油形成的開發(fā)條件主要有以下幾種： 1.2.1 井網(wǎng)影響在油層的局部地由于受儲(chǔ)層分布和連通性的影響，注采井網(wǎng)不完善導(dǎo)致剩余油的形成。區(qū)無法形成較完善的注采井網(wǎng)；水驅(qū)油效率較低，從而形成相對富集的平面剩余油潛力區(qū)， 以零星分布為主。

16、文檔來源為:從網(wǎng)絡(luò)收集整理.word版本可編輯.歡迎下載支持. 注采系統(tǒng)不完善是指油層某一相對位置無采油井或注水井，使該位置處油層不能在很好的水驅(qū)條件下將油采出而形成剩余油。屬于這類情況的有如下七種： (1)上傾尖滅部位油層較薄、滲透性較差，以往較少在這部位布井，該部位儲(chǔ)量動(dòng)用差，從而形成上傾尖滅部位的含油帶(或剩余油帶) (2)處于注水井一線的油井，一般受效較好，而處于二線地區(qū)的井受注水影響較小，故二線地區(qū)的井剩余油較豐富。 (3)邊水能量較弱時(shí)，邊水雖對油起一定的拱托作用，但無勢能，這樣在油水邊界處的油就會(huì)由于受氧化作用大而形成一個(gè)較高粘度的含油帶(含高粘油的地帶)。在此情況下，當(dāng)邊內(nèi)注水

17、井高強(qiáng)度注水時(shí)，在注水井與油水邊界之間就會(huì)形成一個(gè)高含油飽和帶。 (4)在注水井組之間，在各個(gè)方向上水的驅(qū)動(dòng)壓力處于相對穩(wěn)定的地帶，該地帶的油處于滯流狀態(tài)，成為剩余油分布的地區(qū)。 (5)部分非主力層，井網(wǎng)控制差，儲(chǔ)量未很好動(dòng)用。 (6)井網(wǎng)未控制的油層。指被井鉆遇的而未開采或無井控制的油層。 (7)由于斷層或巖性尖滅區(qū)具有不滲透性，對地下滲流形成遮擋，注入水只能繞過這些障礙而向前流動(dòng)。因此，在注入水難以波及的斷層和巖性尖滅區(qū)附近就滯留一定數(shù)量的剩余油。 井網(wǎng)密度越大，水驅(qū)控制程度越高 ,則注入水波及系數(shù)越高，剩余油富集部位越少，不同的井網(wǎng)形式其面積注水波及系數(shù)大小也不一樣。在線性井網(wǎng)模式下，如

18、果地層性質(zhì)沿注入井方向變化很大，則甚至在兩口注入井之間都有可能存在剩余油。剩余油富集區(qū)通常位于兩口生產(chǎn)井的中線上。然而在四點(diǎn)面積井網(wǎng)中，甚至在穩(wěn)定地層條件下，剩余油可以存在于注入井之間的壓力平衡區(qū)域。 早期的各種實(shí)驗(yàn)表明，見水時(shí)七點(diǎn)法和五點(diǎn)法面積波及系數(shù)較大，反九點(diǎn)法最低。當(dāng)井網(wǎng)不完善或不規(guī)則，或一套井網(wǎng)開采多個(gè)油層段時(shí)，加上油層平面、縱向非均質(zhì)的影響，則可以形成多種形式的剩余油富集部位。 1.2.2 其他影響因素 （1） 巖石潤濕性 從油藏的層次性來看，宏觀層次的潤濕特性是微觀孔隙水平潤濕非均質(zhì)性的表現(xiàn)，油層潤濕性是油層表面潤濕性的總和。對于實(shí)際含油區(qū)來說，一般認(rèn)為，初始含水飽和度高的區(qū)域表

19、現(xiàn)出水潤濕性，而初始含水飽和度低的區(qū)域則具有中等潤濕性或油潤濕性。諸多實(shí)驗(yàn)研究定性認(rèn)識(shí)到潤濕性強(qiáng)烈影響著水驅(qū)動(dòng)態(tài)、毛管壓力和相對滲透率，它控制著多孔介質(zhì)中流體的流動(dòng)及其分布。有人曾采用數(shù)值模擬的方法研究了油藏潤濕性對剩余油分布的影響。數(shù)值模擬研究表明在中等潤濕條件下，水驅(qū)油驅(qū)替效率最高，剩余油主要以小液滴存在；相反，在水濕條件下，水驅(qū)油驅(qū)替效率最低，剩余油主要以大液滴存在；至于油濕性條件下，驅(qū)替效果與剩余油飽和度處于兩者之間。數(shù)值模擬所表現(xiàn)的結(jié)果與所做實(shí)驗(yàn)結(jié)論吻合較好。微觀實(shí)驗(yàn)研究表明，驅(qū)替效率受潤濕性的影響，從水濕、油濕到中等潤濕，微觀驅(qū)替效率依次增加。 （2）指進(jìn)發(fā)育程度 油田高含水開采階

20、段，注入劑指進(jìn)現(xiàn)象及其對采出程度的影響研究有重大的社會(huì)經(jīng)濟(jì)價(jià)值。朱九成等研究表明，水驅(qū)油驅(qū)替初期的指進(jìn)與油水粘度比，注入通道的不規(guī)則性、介質(zhì)非均質(zhì)性、特別是注入端附近的非均質(zhì)性以及驅(qū)替速度有關(guān)。在三種不同的驅(qū)替速度下，對不同的油水粘度比的油樣進(jìn)行水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)。結(jié)果表明:油水粘度比越大，指進(jìn)越容易激發(fā)，并且激發(fā)之后，發(fā)育越快；驅(qū)替速度越大，毛管數(shù)越大，指進(jìn)發(fā)育程度越大；注入通道的不規(guī)則性或注入通道附近介質(zhì)非均質(zhì)性很容易在驅(qū)替初期觸發(fā)指進(jìn)，在較高的油水粘度比，較高驅(qū)替速度下，初期指進(jìn)可能快速成長為大的指進(jìn)分叉，造成見水過早及大塊被驅(qū)替相的圈閉,降低驅(qū)替相的波及系數(shù)；指進(jìn)越發(fā)育驅(qū)替相所圈閉的被驅(qū)替相越

21、多，剩余油飽和度越高。 (3)驅(qū)替特征曲線 在介質(zhì)一定的情況下，油水粘度比及毛管數(shù)是影響采出程度、含水率變化的決定因素。文檔來源為:從網(wǎng)絡(luò)收集整理.word版本可編輯.歡迎下載支持. Jens Fend-er(1991)認(rèn)為，毛管驅(qū)替時(shí)采收率最大,大多數(shù)礦場技術(shù)人員也持同樣觀點(diǎn)。黃延章教授(1990)則認(rèn)為，只有當(dāng)驅(qū)替速度與毛管滲析速度相等時(shí)采收率才最大，驅(qū)替效率才最高。朱九成等分別按4ml/h、8ml/h、12ml/h進(jìn)行驅(qū)替實(shí)驗(yàn),實(shí)驗(yàn)證明了這種觀點(diǎn)是正確的，在相同注入孔隙體積倍數(shù)的情況下，中等驅(qū)替速度的采出程度偏大，含水率偏低。此外，還可由驅(qū)替特征曲線觀察到含水率的波動(dòng)，雖然總體趨勢是上升

22、的，但不能排除下降的可能，這與指進(jìn)發(fā)育直接相關(guān)。這一現(xiàn)象在礦場是普遍存在的。 (4) 注入速度和注入方式 石油大學(xué)陳亮等對胡12塊進(jìn)行的孔隙網(wǎng)絡(luò)微觀模型實(shí)驗(yàn)中,研究了剩余油的形成機(jī)理,以及儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)、注入速度等對水驅(qū)油分布的影響。模型為高、中、低滲三層模型,總孔隙體積為0.0359ml,原始含油飽和度為79.28%,束縛水飽和度20.72%。 實(shí)驗(yàn)結(jié)果見下表： 表3 微觀水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù) 從上表可以看出隨著注入速度及水驅(qū)采收率增加，剩余油飽和度降低；而且采用抽汲驅(qū)油的驅(qū)替方式剩余油飽和度最低。 此外，還有一些因素也會(huì)影響到剩余油的分布，如流體密度的差異等。流體密度的差異直接影響到剩余油的形成，

23、因?yàn)樗粌H使流體形成重力分異，而且使流體產(chǎn)生驅(qū)替力或抵抗力。由于油水密度差異引起的重力分異作用將使得水在底部運(yùn)移而油則在頂部運(yùn)移。這就使得由于側(cè)向夾擠泥巖形成的上部隔層所引起的剩余油飽和度(Sor)有所增加，邊灘沉積上部滲透率K值也在增加。這樣水驅(qū)油的效率就更低。K值的這種情況對原源砂壩而言,情況恰好相反。油水的重力分異作用將會(huì)使油驅(qū)水效率有所提高。與之相比，注氣開發(fā)將會(huì)提高向上變細(xì)層序油藏的驅(qū)替效率，降低向上變粗油藏的驅(qū)替效率。 (5)氣竄因素 對于部分稠油油藏而言，蒸汽吞吐階段發(fā)生氣竄，將導(dǎo)致油井出砂和熱損失增大，必然會(huì)影響蒸汽波及體積,降低儲(chǔ)量動(dòng)用程度。因此,對于適合蒸汽驅(qū)開采的稠油油藏

24、，為避免形成地層破裂和油井氣竄,在蒸汽吞吐期應(yīng)將注氣壓力控制在地層破裂壓力之內(nèi)，對于已經(jīng)發(fā)生氣竄的油井，應(yīng)及時(shí)采取封堵、控井或?qū)⑦吘臑榻蔷却胧?(6) 污染損害嚴(yán)重的油層 鉆井、完井、開采過程中的施工作業(yè)及外來流體對井底附近油層造成的污染損害，會(huì)使油層產(chǎn)能大大降低,使原來可以動(dòng)用的油層變成基本未動(dòng)用或動(dòng)用很差的油層(主要存在于低滲、低壓油層中)。對于這類剩余油層,需加強(qiáng)儲(chǔ)層敏感性及油層保護(hù)的研究。 (7)未列入原開發(fā)方案的油層 在開發(fā)生產(chǎn)中,還有一類未列入開發(fā)方案的、未射孔的潛力層。出現(xiàn)這類油層通常有3個(gè)方面的原因：一些原來不能開采的油層，由于技術(shù)的發(fā)展，變成能開發(fā)的油層；開發(fā)前測井未解

25、釋出而后來重新解釋的油層；不屬于原開發(fā)層系但在采油井中存在的油層。 2微觀控制因素 儲(chǔ)層的微觀非均質(zhì)性是剩余油形成的另一個(gè)重要的內(nèi)在因素。 微觀非均質(zhì)性是指孔隙和喉道大小、連通程度、配置關(guān)系、分選程度以及顆粒和填隙物的非均質(zhì)性。這一規(guī)模的非均質(zhì)性直接影響注入劑的微觀驅(qū)替效率。 儲(chǔ)層微觀孔隙結(jié)構(gòu)是決定儲(chǔ)層儲(chǔ)集、滲流能力的關(guān)鍵因素 ,不同的孔隙結(jié)構(gòu)類型具有不R、喉道中值半徑同的滲流特征。反映孔隙結(jié)構(gòu)的定量特征參數(shù)包括最大連通喉道半徑dRPPS等。及最大進(jìn)汞飽和度、排驅(qū)壓力、中值壓力 d50ax50m巖石顆粒表面的潤濕性、毛細(xì)管力、油 水界面張力等微觀特征是儲(chǔ)層微觀非均質(zhì)性的另一種表現(xiàn)形式。親油和親

26、水的巖石，對水驅(qū)油效率具有很大的影響。 儲(chǔ)層的微觀非均質(zhì)性對剩余油形成的影響機(jī)理可以通過油水相對滲透率與含水率之間 的定量關(guān)系來描述。文檔來源為:從網(wǎng)絡(luò)收集整理.word版本可編輯.歡迎下載支持. 油井的產(chǎn)液性質(zhì)和含水率不僅與剩余油飽和度有關(guān)，更重要的是與油水相對滲透率有關(guān)，而相對滲透率受巖石孔隙結(jié)構(gòu)等多種因素的影響。相對滲透率曲線隨巖石相的不同而不同，而且隨著注水開發(fā)過程中孔隙結(jié)構(gòu)的變化而變化。 ff那么) 目前在現(xiàn)場主要是依據(jù)含水率(參數(shù)的范圍大小劃分水淹程度和水淹級(jí)別。ww的大小取決于哪些影響因素呢?研究認(rèn)為，與界面現(xiàn)象有關(guān)的界面張力、吸附作用、潤濕性及毛管現(xiàn)象、各種附加阻力效應(yīng)等因素對

27、多相流體在油藏中的分布和滲流具有重大的影響,其影響程度可以用相對滲透率的概念來描述。因?yàn)橄鄬B透率是衡量某一種流體通過巖石的能力。 實(shí)際上，現(xiàn)場經(jīng)驗(yàn)表明，含油飽和度大小并不是決定產(chǎn)層在生產(chǎn)測試過程中能否出油或出多少油的唯一因素，有相當(dāng)一部分油層的含油飽和度小于50 %。事實(shí)上,油層在生產(chǎn)過程中之所以不產(chǎn)水，并非產(chǎn)層的儲(chǔ)集空間不含水，任何油氣層總有一定的含水飽和度。不少油層的含水飽和度大于50%，甚至高達(dá)60 %70 %，也會(huì)只產(chǎn)油，不產(chǎn)水。因此單純依靠含油飽和度數(shù)值大小，很難對儲(chǔ)集層所產(chǎn)流體的性質(zhì)作符合實(shí)際的描述和解釋。 當(dāng)多相流體(油、氣、水)并存時(shí),儲(chǔ)集層的產(chǎn)液性質(zhì)可用多相流的分流量方程描

28、述。對一個(gè)具體油藏來講，在水油粘度比一定的條件下，產(chǎn)水率只取決于油水相對滲透率比值的大小。對于呈水平狀的儲(chǔ)集層，其油、氣、水各相的分流量可用下式來表示： QQQ油、氣、水的分流量；、 式中、gwoKKK油、氣、水的有效滲透率；、 、gwo?油、氣、水的粘度； 、gowA滲流橫截面積。 由此可見,在一定壓差條件下儲(chǔ)層的產(chǎn)液性質(zhì)及各相流體的產(chǎn)量，主要取決于各自的相滲透率、滲流橫截面積和流體性質(zhì)。為了更好地描述多相流動(dòng)過程，了解各相流體的流動(dòng)能力，常采用相對滲透率來表示相滲透率的大小，它等于有效滲透率與絕對滲透率的比值，即： KKowK?K , rwroKKKK01. 、式中水、油的相對滲透率，其數(shù)

29、值變化為rorw根據(jù)分流方程，可進(jìn)一步求出多相流體系中各相流體的相對流量，它們相當(dāng)于分流量與總流量之比。對于油水雙相流體系，儲(chǔ)集層的含水率可用下式表示： 可以看出，儲(chǔ)集層的產(chǎn)液性質(zhì)主要取決于各相的相滲透率。儲(chǔ)集層到底是產(chǎn)油氣，還是產(chǎn)水，或是油水同出,歸根結(jié)底取決于油(氣)水相對滲透率的大小。對一塊給定的巖心其相對滲透率不是飽和度的唯一函數(shù),而是受巖石孔隙結(jié)構(gòu)、巖石潤濕性、油水粘度比、流體飽和度等多種因素的影響，并具有如下表達(dá)式。 SS含水、含油飽和度；式中 、owS束縛水飽和度； wiP毛管壓力。 c對于這2個(gè)表達(dá)式，可以從3個(gè)方面加以分析。 f與束縛水飽和度的關(guān)系。根據(jù)相對滲透率公式分析 a

30、) wSK或SS增加，）數(shù)值一定時(shí)，隨著從上兩式知：當(dāng)飽和度（增大，儲(chǔ)集層的wirowoSSK數(shù)值，或而高束縛水含量的產(chǎn)層比低束縛水含量的產(chǎn)層含相應(yīng)減小。對于一定的owrw水率低不同類型的沉積砂體、不同巖石物理相或不同流動(dòng)單元的砂體，巖性粗細(xì)不同，物性不同，微觀孔隙結(jié)構(gòu)和平均孔喉半徑不同，其束縛水飽和度也不同。 b) 原油粘度是影響儲(chǔ)集層含水率的重要因素。 SKK減小，儲(chǔ)集及由相對滲透率的表達(dá)式和分流方程可知，油質(zhì)變稠使增大，ororoK增大。在油水共滲體系中，油質(zhì)變稠使油的流動(dòng)性變差，水則顯相當(dāng)于層產(chǎn)水率增大，rw采用同一塊巖樣在不同油質(zhì)條件下實(shí)際測定的相對滲透率曲線以及理論曲線表得更為活躍

31、。文檔來源為:從網(wǎng)絡(luò)收集整理.word版本可編輯.歡迎下載支持. ?oKK則相應(yīng)增大。明顯下降，而增大，明，隨著 rwro?wc) 相對滲透率隨注水開發(fā)時(shí)間的變化而變化。 K砂巖油藏在注水開發(fā)過程中易出泥砂，粒度變粗，物性變好，束縛水飽和度變小。roSfSK上升?？诐B性不同的儲(chǔ)層其潛在敏感或減小，而數(shù)值一定時(shí)，相應(yīng)增加，當(dāng)wowrw性不同，其孔滲性變化特征也不同。在注水過程中，高孔滲儲(chǔ)層孔滲性變化幅度大，易形成大孔道，含水上升快，而低孔滲儲(chǔ)層孔滲性變化幅度相對較小，含水上升較慢。 總體而言，微觀規(guī)模殘余油分布的形式多種式樣，大致包括以下5種形式： 呈簇狀分布于水驅(qū)不到的孔隙或孔隙群中；以薄膜形式吸附于顆粒表面；以油滴形式卡斷于孔隙喉道、顆粒表面的坑凹處等；被粘土礦物吸附；在孔隙的一些特殊部位殘留下來。 3總結(jié) 對大多數(shù)油田而言，開發(fā)中后期剩余油分布具有普遍性、多樣性和復(fù)雜性。普遍性指的是剩余油在不同類型的油藏中普遍存在；多樣性是