低滲透砂巖儲層微觀孔隙結(jié)構(gòu)與流體滲流機理

1、低滲透砂巖儲層微觀孔隙結(jié)構(gòu)與流體低滲透砂巖儲層微觀孔隙結(jié)構(gòu)與流體微觀滲流機理微觀滲流機理西安石油大學石油工程學院西安石油大學石油工程學院高高 輝輝2016.42016.4 1 1、非常規(guī)致密油的概念、非常規(guī)致密油的概念 2 2、低滲透砂巖的微納米級孔喉縫類型、低滲透砂巖的微納米級孔喉縫類型 3 3、低滲透砂巖的微納米級孔喉縫系統(tǒng)表征方法、低滲透砂巖的微納米級孔喉縫系統(tǒng)表征方法 4 4、存在問題與發(fā)展趨勢、存在問題與發(fā)展趨勢 5 5、低滲透砂巖的滲流機理研究方法、低滲透砂巖的滲流機理研究方法 6 6、低滲透砂巖的流體微觀滲流特征、低滲透砂巖的流體微觀滲流特征 7 7、低滲透砂巖水驅(qū)過程中的微觀參

2、數(shù)變化、低滲透砂巖水驅(qū)過程中的微觀參數(shù)變化 8 8、存在問題與發(fā)展趨勢、存在問題與發(fā)展趨勢報告內(nèi)容報告內(nèi)容我國常規(guī)資源數(shù)量有限，只占總資源的20%，且常規(guī)油氣資源面臨產(chǎn)量遞減，開發(fā)難度增大，開發(fā)成本高等諸多挑戰(zhàn)。伴隨北美威利斯頓盆地Bakken致密油，德克薩斯南部Eagle Ford致密油，德克薩斯州中北部Fort Worth盆地Barnett致密油的成功勘探開發(fā)，致密油已成為繼北美頁巖氣之后又一戰(zhàn)略性突破領(lǐng)域。過去10多年中，美國油氣產(chǎn)量中致密油所占比例逐年劇增，改變了連續(xù)24年石油產(chǎn)量下滑的趨勢。我國致密油分布廣泛，在鄂爾多斯盆地三疊系、準噶爾盆地二疊系、松遼盆地白堊系、渤海灣盆地古近系等

3、層系均不同程度發(fā)現(xiàn)，具備規(guī)?？碧降馁Y源基礎(chǔ)和廣闊的勘探前景。根據(jù)評價，我國包括致密砂巖和致密灰?guī)r在內(nèi)的低滲透石油有利勘探面積達18104km2，地質(zhì)資源量在7480108t，可采資源量在1314108t。陜北新安邊致密油地質(zhì)儲量1億噸。1 1、非常規(guī)致密油的概念、非常規(guī)致密油的概念（1）致密油是英文“tight oil”的中文譯名，其作為一般性的描述詞在20世紀40年代就出現(xiàn)在AAPG Bulletin雜志中，用于描述含油的致密砂巖，與“tight gas”幾乎同時出現(xiàn)。（2）2005年，美國能源信息署（EIA）將致密油定義為頁巖中采出的石油。并在“年度能源展望2012”報告中對致密油的定義是

4、“利用水平鉆井和多段水力壓裂技術(shù)從頁巖或其他低滲透性儲層中開采出的石油。（3）加拿大自然資源理事會（NRC）指出，輕質(zhì)致密油（Light tight oil）是在滲透率很低的沉積巖儲層中發(fā)現(xiàn)的石油，石油從巖石流向井筒過程中受到非常致密的細粒巖石阻礙，需要借助包括水平井鉆井和水力壓裂的增產(chǎn)技術(shù)。（4）Clarkson等將輕質(zhì)致密油分為3類：頁巖油（Shale oil）源巖內(nèi)部的碳酸鹽巖或碎屑巖夾層中，基質(zhì)滲透率一般在0.0010.0110-3m2之間，與頁巖氣相對應，源巖就是儲集層，國內(nèi)學者一般將其稱為頁巖油；致密油（Tight oil）緊鄰源巖的致密層中，與生油巖層系共生，油氣經(jīng)過短距離運移，

5、儲集層巖性主要包括致密砂巖、致密灰?guī)r等，覆壓基質(zhì)滲透率在0.010.110-3m2之間，孔隙度小于10%，與致密氣相對應，源巖不作儲集層，巖性為碳酸鹽巖或碎屑巖，這也是國內(nèi)學者所說的致密油（Tight oil）；環(huán)邊油（Halo oil）為基質(zhì)滲透率高（大于0.110-3m2），環(huán)帶狀分布于常規(guī)儲層外圍，與常規(guī)儲層之間沒有明顯界限，存在大孔縫優(yōu)先滲透通道（產(chǎn)層），巖性為碳酸鹽巖或碎屑巖。（5）在我國，賈承造等認為致密油是指以吸附或游離狀態(tài)賦存于生油巖中，或與生油巖互層、緊鄰的致密砂巖、致密碳酸鹽巖等儲集巖中，未經(jīng)過大規(guī)模長距離運移的石油聚集。鄒才能等認為致密油是指與生油巖層系共生、在各類致密儲

6、集層聚集的石油，油氣經(jīng)過短距離運移，儲集層巖性主要包括致密砂巖和致密灰?guī)r，覆壓基質(zhì)滲透率小于或等于0.110-3m2（儲層地面空氣滲透率小于110-3m2）；杜金虎等認為致密油是指夾在或緊鄰優(yōu)質(zhì)生油層系的致密碎屑巖或者碳酸鹽巖儲層中，未經(jīng)大規(guī)模長距離運移而形成的石油聚集，一般無自然產(chǎn)能，需通過大規(guī)模壓裂技術(shù)才能形成工業(yè)產(chǎn)能。楊華等考慮到鄂爾多斯盆地石油勘探開發(fā)實際，將儲集層地面空氣滲透率小于110-3m2（覆壓基質(zhì)滲透率小于0.110-3m2）稱為非常規(guī)油氣，其中滲透率為0.3110-3m2的為超低滲透油藏，將地面空氣滲透率小于0.310-3m2，賦存于油頁巖及其互層共生的致密砂巖儲層中，石油

7、未經(jīng)過大規(guī)模長距離運移的石油稱為致密油，包括砂巖致密油和頁巖油2大類?？紫抖壬舷蘅紫抖壬舷?%/%滲透率上限滲透率上限/mD/mD孔喉半徑孔喉半徑/m/m作者作者年份年份/0.1/Federal Energy Regulatory Commission1978/0.1/Elkins1978/0.1/Spencer1985100.1/Wyman1985121.0(air permeability)/Surdam1997/0.1/Holditch2006100.1/Sharif2007/0.1/Perry2007101.0(air permeability)/Caineng Zou2009/2.0

8、Nelson2009101.0(air permeability)/Jinxing Dai2012101.0(air permeability)1.0Caineng Zou2015雖然不同學者和機構(gòu)對致密油的定義差別較大，但對致密油的內(nèi)涵卻形成了共識，主要指由源巖排出，經(jīng)過短距離運移，再與源巖緊鄰或者在源巖層系內(nèi)的致密砂巖或碳酸鹽巖中聚集，單井無自然產(chǎn)能，需要借助包括水平井和水力壓裂在內(nèi)的增產(chǎn)技術(shù)進行開發(fā)的原油。2 2、低滲透砂巖的微納米級孔喉縫類型、低滲透砂巖的微納米級孔喉縫類型主要儲集空間為殘余粒間孔、溶蝕孔、納米孔和晶間孔?？缀砜p系統(tǒng)復雜。鄒才能研究認為頁巖氣儲層孔喉直徑介于5200nm

9、，致密氣儲層孔喉直徑介于40700nm，砂巖致密油儲層孔喉直徑介于50900nm，致密灰?guī)r油儲層孔喉直徑介于40500nm；楊華認為鄂爾多斯盆地延長組致密油儲層中值孔喉直徑介于20300nm，主要分布于50200nm，最大孔喉直徑介于3002000nm，主要分布于5001000nm，且不同地區(qū)孔喉直徑差異較大?？缀沓叨确秶鷮?，組成的網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)復雜、非均質(zhì)性強。(1)分析測試技術(shù)不斷提高鑄體薄片掃描電鏡環(huán)境電鏡掃描場發(fā)射掃描電子顯微鏡（FE-SEM）高壓壓汞恒速壓汞核磁共振Micro-CT氣體吸附法聚焦離子束顯微鏡（FIB-SEM）Nano-CT(2)描述理論方法逐步改進和完善孔喉網(wǎng)絡(luò)模型構(gòu)建分形

10、理論3 3、低滲透砂巖的微納米級孔喉縫系統(tǒng)表征方法、低滲透砂巖的微納米級孔喉縫系統(tǒng)表征方法形狀刻畫參數(shù)定量獲取鑄體薄片分辨率低，納米級孔隙無法識別。掃描電鏡環(huán)境電鏡掃描樣品不用抽真空，無需干燥處理，可在有液體條件下測量，可觀察流體賦存狀態(tài)。樣品需要抽真空和干燥處理。場發(fā)射掃描電子顯微鏡（FE-SEM）分辨率高，是識別納米級孔隙的有效手段。高壓壓汞恒速壓汞優(yōu)點：區(qū)分孔隙和喉道，得到孔喉比參數(shù)。缺點：最大進汞壓力小。無法區(qū)分孔隙與喉道，進口壓汞儀的最高壓力可達無法區(qū)分孔隙與喉道，進口壓汞儀的最高壓力可達400MPa400MPa。核磁共振離心力大小和離心時間確定非常重要。主要得到可動流體參數(shù)。T2值

11、轉(zhuǎn)化成孔喉半徑。還可用于動態(tài)驅(qū)替。氣體吸附吸附不同氣體識別精度不同，CO2可識別小于2nm的孔隙，N2識別2-50nm的孔隙?？蓽y定巖石比表面積、孔徑大小，但難以測定封閉微孔，且對比表面積較小的致密巖石測定誤差較大。在恒溫下，將作為吸附質(zhì)的氣體分壓從0.01Mpa逐步升高到1.01Mpa，測出多孔試樣對其相應的吸附量，由吸附量對分壓作圖，可得到多孔體的吸附等溫線；將氣體分壓從1.01Mpa逐步降至0.01Mpa，測定相應的脫附量，由脫附量對分壓作圖，則可得到對應的脫附等溫線。孔隙體積由氣體吸附質(zhì)的吸附量計算。根據(jù)毛細管凝聚原理，孔的尺寸越小，氣體凝聚所需的分壓就越小。在不同分壓下吸附的吸附質(zhì)的

12、液態(tài)體積對應于相應尺寸孔隙的體積，故可由孔隙體積的分布來測定孔徑分布。一般而言，常用脫附等溫線計算孔徑分布。CT掃描針對不同尺寸樣品進行微米-納米CT分析，獲取納米、微米與毫米級多尺度孔喉縫特征，精確定位不同孔喉縫在樣品中的位置，可有效避免傳統(tǒng)間接方法的結(jié)果僅反映孔喉結(jié)構(gòu)整體信息，無法直觀反映儲層內(nèi)部微觀孔喉縫分布非均質(zhì)性的缺陷，但識別精度較差。識別精度50nm。聚焦離子束顯微鏡（FIB-SEM）利用離子束在亞微觀尺度對巖石不斷剝蝕掃描獲取一系列高分辨率二維圖像，最終將若干二維圖像進行數(shù)值重構(gòu)，獲取巖石微觀結(jié)構(gòu)的幾何特征，如孔喉縫分布及其特殊形狀。但聚焦離子束技術(shù)剝蝕巖石區(qū)域較小，并且花費時間

13、較長、成本較高、觀測范圍小、適用范圍窄。TypeTechniqueMeasurementrangePurposeTwo-dimensional Pore throat shapeCasting section n10mmmMicrometre-millimetre pore throat size and pore throat type, interstitial materialSEMn10nmn10mNanometre-micrometre pore throat size and pore throat type, clay materialESEMn10nmn10mNanometre

14、-micrometre pore throat size and pore throat type, clay material, wettabilityFESEM0.8nmn10mNanometre-micrometre pore throat size and pore throat type, clay materialThree-dimensional Pore throat shapeMicro-CT1mnmmMicrometre-millimetre pore throat size and connectivityNano-CT50nm65mNanometre-micrometr

15、e pore throat size and connectivityFIB-SEM0.5nm30mNanometre-micrometre pore throat size and connectivityPore throat connectivityHigh pressure Hg injection1.8nm180mNanometre-micrometre pore throat characterization paramterConstant rate Hg injection0.12m39mMicrometre pore throat characterization param

16、terNMR3nmnmmNanometre- millimetre pore throat size and content, movable fluid paramterGas absorption0.35nm200nmNanometre pore size and content孔喉網(wǎng)絡(luò)模型雖然孔喉分布在三維空間，但又不完全充滿三維空間，其孔喉匹配關(guān)系極其復雜?；诂F(xiàn)有孔喉測試結(jié)果，通過數(shù)學模型構(gòu)建來得到孔喉分布的網(wǎng)絡(luò)模型。分形理論巖石的孔隙空間具有良好的分形特征，孔隙結(jié)構(gòu)的分形維數(shù)可以定量描述孔隙結(jié)構(gòu)的復雜程度和非均質(zhì)性。單分形維數(shù)計算的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)來源于化驗分析，如壓汞、氣體吸附等。存在的

17、主要問題：（1）現(xiàn)有研究主要集中于孔隙或孔隙網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)，對喉道、微裂縫的研究較少。（2）事實上，常規(guī)和非常規(guī)儲層的孔隙結(jié)構(gòu)是孔隙、喉道、微裂縫共同組成的網(wǎng)絡(luò)空間，如果只是對孔隙或孔喉進行分析，有其不可忽視的局限性。（3）無論對于油氣成藏還是油氣田開發(fā)，喉道、微裂縫是溝通孔隙的滲流通道，油氣的富集程度和開發(fā)效果主要取決于喉道，即孔隙的有效性受制于喉道和微裂縫。4 4、存在問題與發(fā)展趨勢、存在問題與發(fā)展趨勢發(fā)展趨勢：（1）孔喉縫系統(tǒng)研究將更加注重多種測試方法相互結(jié)合，多學科理論相互融合，模型更加精確、逼真，從定性分析、到半定量、再到定量評價。（2）孔喉縫系統(tǒng)復雜多變，室內(nèi)實驗手段的優(yōu)點和局限性同時存

18、在，而理論模型又難以完全刻畫復雜的孔喉縫系統(tǒng)，如何將室內(nèi)研究上升到模型高度將是主要的發(fā)展方向。（3）將多方法、多手段、多學科、多領(lǐng)域相互結(jié)合，定量表征孔喉縫系統(tǒng)的有效性，最終構(gòu)建表征模型，同時注重室內(nèi)實驗與理論模型、靜態(tài)與動態(tài)相結(jié)合，相互驗證、相互補充、不斷完善。5 5、低滲透砂巖的滲流機理研究方法、低滲透砂巖的滲流機理研究方法啟動壓力測試長巖心驅(qū)替真實砂巖微觀驅(qū)替高壓核磁共振驅(qū)替CT掃描驅(qū)替最常用的研究方法，以水驅(qū)油效率和相對滲透率反應驅(qū)替機理。定量評價驅(qū)替過程中孔喉動用效果與剩余油分布。可視化觀察驅(qū)替過程油水運動規(guī)律、剩余油賦存狀態(tài)。放大倍數(shù)小。三維空間顯示油水分布，結(jié)果直觀，可以定了化。

19、評價驅(qū)替過程中的啟動壓力變化。非達西滲流曲線示意圖非達西滲流曲線示意圖（1）從全直徑巖心上鉆取直徑為2.5cm規(guī)格的標準巖心，洗油后烘干；（2）氣測巖心滲透率、煤油測孔隙度；（3）用經(jīng)0.2m濾膜精細過濾的脫色煤油作為滲流介質(zhì)，對每塊巖心均進行6個極低速度（0.030ml/min、0.025ml/min、0.020ml/min、0.015ml/min、0.010ml/min和0.005ml/min）下的單相流動驅(qū)替實驗，記錄下不同驅(qū)替速度下的穩(wěn)定壓力，用于測量擬啟動壓力梯度；（4）停泵自然卸壓至壓力不再下降為止，對應于流量降低為零，此時巖心入口與出口之間的壓力梯度即為真時啟動壓力梯度；（5）每

20、塊巖心模擬啟動壓力梯度和真實啟動壓力梯度實驗測量的全過程，在一間恒溫（23左右）的小房間內(nèi)進行。驅(qū)替泵使用的是先進的美國生產(chǎn)ISCO高精度柱塞泵，最低泵速可達到0.00001ml/min，可在極低泵速進行驅(qū)替實驗，能夠保證實驗記錄的流量精度。啟動壓力梯度測量使用高精度壓力表，能夠保證實驗記錄的壓力精度。啟動壓力測試啟動壓力測試長巖心水驅(qū)油長巖心水驅(qū)油（1）從全直徑巖心上鉆取直徑為2.5cm規(guī)格的標準巖心，洗油后烘干；（2）測孔隙度和滲透率；（3）抽真空飽和地層水；（4）用油相驅(qū)替水相，建立巖心的束縛水狀態(tài)，巖心放置6天進行潤濕性恢復；（5）水驅(qū)油實驗，測定油水兩相相對滲透率曲線和水驅(qū)油效率，驅(qū)

21、替裝置為美國巖心公司FDS210流體系統(tǒng)。 微觀模型實驗系統(tǒng)包括顯微觀微觀模型實驗系統(tǒng)包括顯微觀察系統(tǒng)、加壓系統(tǒng)、圖像采集系察系統(tǒng)、加壓系統(tǒng)、圖像采集系統(tǒng)、抽真空系統(tǒng)四個部分。統(tǒng)、抽真空系統(tǒng)四個部分。 實驗采用單一模型和組合模型分實驗采用單一模型和組合模型分別進行水驅(qū)油實驗。單一模型模擬油別進行水驅(qū)油實驗。單一模型模擬油藏條件下的孔喉微觀非均質(zhì)性。組合藏條件下的孔喉微觀非均質(zhì)性。組合模型模擬油藏的宏觀非均質(zhì)性、平面模型模擬油藏的宏觀非均質(zhì)性、平面非均質(zhì)性。組合模型將不同沉積相帶，非均質(zhì)性。組合模型將不同沉積相帶，不同層位，同一沉積微相帶不同位置，不同層位，同一沉積微相帶不同位置，同一小層不同韻

22、律部位的砂巖組合起同一小層不同韻律部位的砂巖組合起來，模擬油田注水開發(fā)過程。研究儲來，模擬油田注水開發(fā)過程。研究儲層注水開發(fā)的油水運動規(guī)律及驅(qū)油效層注水開發(fā)的油水運動規(guī)律及驅(qū)油效率的主控因素。率的主控因素。真實砂巖微觀驅(qū)替真實砂巖微觀驅(qū)替高壓核磁共振驅(qū)替高壓核磁共振驅(qū)替核磁共振設(shè)備核磁共振設(shè)備恒溫箱恒溫箱氟油氟油熱縮管熱縮管巖心夾持器巖心夾持器 巖心夾持器水平固定在CT斷層掃描儀的掃描腔中，巖心夾持器水平位移由計算機控制，精度為0.001cm，縱向位移處于鎖定狀態(tài)。CT掃描是沿著巖心的經(jīng)向，從注入端向出入端，每次共掃描11個點，平均每0.55cm 掃描一個點。CT掃描的截面厚度為0.5cm，由

23、此，11個CT掃描幾乎將巖心的所有長度都包括在內(nèi)。研究標明：兩相的CT值相差越大，測得的孔隙度及含水飽和度越精確。所以，在本試驗中，使用聧烷(炭十)為油相，8.0wt% KBr（溴化鉀）為水相。油水兩相的CT值相差846，氣水兩相的CT值相差近1565。進行注水實驗時，注入壓力由壓力傳感器進行檢測，注入速度由ISCO泵控制和記錄。動態(tài)含水飽和度隨時間的變化可通過對CT圖像的處理來得到。CT掃描驅(qū)替實驗6 6、低滲透砂巖的流體微觀滲流特征、低滲透砂巖的流體微觀滲流特征u 低滲透儲層的啟動壓力梯度低滲透儲層的啟動壓力梯度u 低滲透砂巖儲層的油水兩相滲流規(guī)律低滲透砂巖儲層的油水兩相滲流規(guī)律u 低滲透

24、砂巖的微觀水驅(qū)油機理低滲透砂巖的微觀水驅(qū)油機理u 低滲透砂巖的微觀剩余油賦存機理低滲透砂巖的微觀剩余油賦存機理u 低滲透砂巖的水驅(qū)油空間表征低滲透砂巖的水驅(qū)油空間表征區(qū)塊樣品數(shù)層位孔隙度（%） 滲透率(mD)擬啟動壓力梯度（MPa/m）真實啟動壓力梯度（MPa/m）啟動壓力梯度差值（MPa/m）慶陽1長87.640.220.5860.0630.523合水1長814.272.30.0560.0120.044白豹1長4+517.640.190.9280.1210.8071長611.190.340.4390.0410.398吳旗1長4+515.220.320.4860.0910.395鐵邊城1長4+

25、516.250.660.2140.0380.176大路溝5長612.260.650.5580.0460.512鎮(zhèn)北1長89.970.710.1270.0230.104白于山4長4+512.591.090.1480.0180.130王窯東2長611.890.370.3730.030.343杏河2長612.261.790.0590.0130.046虎狼峁2長612.420.180.8120.1020.71白馬13長810.610.470.5700.0560.514董志6長811.260.590.4680.0400.428低滲透儲層的啟動壓力梯度低滲透儲層的啟動壓力梯度擬啟動壓力梯度、真實啟動壓力梯

26、度和啟動壓力梯度差值與巖心滲透率之間表現(xiàn)出了較好的相關(guān)關(guān)系。樣品滲透率大于0.510-3m2，巖心滲透率的降低，啟動壓力梯度增大速度均較慢。當巖心滲透率介于0.20.510-3m2時，巖心滲透率的降低，啟動壓力梯度增大速度開始加快。巖心滲透率小于0.210-3m2，滲透率的降低，啟動壓力梯度快速增大。這是因為隨著樣品滲透率的增加，孔喉半徑也隨之增大，邊界流體所占的比例減少，邊界層對流體滲流的影響程度減弱。臨界啟動滲透率研究臨界啟動滲透率研究平均儲層壓力為18MPa，生產(chǎn)井井底流壓為5MPa，注采井距為300m，井筒半徑為0.108m，注水井井底流壓為35MPa，根據(jù)這些參數(shù)，可以計算出注采井間

27、不同半徑處的驅(qū)替壓力梯度。分析發(fā)現(xiàn)，驅(qū)動壓力梯度在注水井和采油井附近最大，隨著距井筒距離的增大，驅(qū)動壓力梯度逐漸減小，在兩井中心附近驅(qū)動壓力梯度達到最小。rrrpprRrrRppGwrwwfrr1ln1lninf臨界啟動滲透率計算臨界啟動滲透率計算4422. 10673. 0KGs4422. 110673. 0sxsxGK注水井和生產(chǎn)井附近，驅(qū)動壓力消耗較大，驅(qū)動壓力梯度小，啟動壓力梯度小，臨界啟動滲透率小。距注水井40m處，驅(qū)動壓力梯度為0.0782MPa/m，該點的臨界啟動滲透率為0.900510-3m2，這表明只有滲透率大于0.900510-3m2的儲層中流體才能參與滲流。在距注水井約1

28、65m附近，驅(qū)動壓力梯度達到最小0.0275MPa/m，臨界啟動滲透率達到最大，為1.857310-3m2，基本沒有儲層參與流動，沒有建立起有效的驅(qū)替壓力系統(tǒng)，動用程度非常差。在距注水井270m、距生產(chǎn)井30m處，驅(qū)動壓力梯度增大，達到了0.0850MPa/m，此處的臨界啟動滲透率為0.850110-3m2。低滲透砂巖儲層的油水兩相滲流規(guī)律低滲透砂巖儲層的油水兩相滲流規(guī)律井號井號樣品樣品數(shù)數(shù)束縛水束縛水交點處交點處殘余油殘余油兩相共兩相共滲區(qū)滲區(qū)SwKroSwKrowSoKrwSw莊莊9245.650.06457.050.19031.800.28622.55莊莊110834.520.07849

29、.840.15037.130.39828.34莊莊115430.790.04644.550.14743.430.54825.79莊莊132437.740.000858.270.06536.900.15925.36莊莊183-23225.370.000549.500.03847.570.14627.07莊莊211126.700.01343.700.12231.202.83842.10莊莊38223.750.009548.650.07538.250.23637.99沿沿1240.420.011456.070.05236.780.16422.79莊莊31126.440.001044.070.0575

30、0.070.11923.49沿沿25236.640.068565.700.09028.320.26635.04莊莊19431.560.009752.270.12439.490.25428.95莊莊58-22237.350.00945.250.15530.552.83632.10莊莊61-23830.850.009553.990.12438.890.24830.27油水兩相共滲區(qū)范圍窄?？紫抖扰c束縛水時的油相相對滲透率呈正相關(guān)關(guān)系，相關(guān)性不好，滲透率與其表現(xiàn)出了較好的相關(guān)性，隨著滲透率的增大，油相相對滲透率也隨之增大，這是因為隨著滲透率的增大，孔喉半徑也隨之變大，流動時邊界層的影響相對減小?？紫?/p>

31、度、滲透率與束縛水飽和度之間基本沒有表現(xiàn)出相關(guān)關(guān)系，這表明束縛水飽和度的影響因素較多，儲層物性對其影響程度較小。物性與交點處油水相對滲透率之間表現(xiàn)出了一定的正相關(guān)關(guān)系，表明物性越好越利于油水兩相滲流。但同時，等滲點處相對滲透率也反映了水相流動能力開始超越油相而占主導地位，該值增高，說明儲集層孔隙結(jié)構(gòu)中大孔道增多，孔喉間矛盾增大，注入水主要沿著大孔道前行，油井見水后含水上升快，驅(qū)油效率較低；該值降低，說明儲集層孔喉間矛盾減小，水驅(qū)前緣相對均勻推進，注入水沿著大孔道竄流現(xiàn)象不嚴重，驅(qū)油效率相對較高?？紫抖扰c交點處含水飽和度之間沒有表現(xiàn)出明顯相關(guān)關(guān)系，滲透率的增大，交點處含水飽和度也隨之降低，這可能

32、是因為滲透率大的樣品，孔隙之間連通性相對較好，水驅(qū)油過程中，注入水容易沿著孔道滲流前行，并且較快突破，致使滯留水少，含水飽和度低。物性與殘余油時的水相相對滲透率表現(xiàn)出一定的相關(guān)性。孔隙度和滲透率增大，孔喉之間的連通性改善，水驅(qū)時注入水的滲流通道增加，波及面積擴大，驅(qū)油效率增大，殘余油飽和度減小。從圖中發(fā)現(xiàn)，當滲透率大于0.510-3m2時，數(shù)據(jù)點“變散”，相關(guān)性變差?？紫抖扰c殘余油時的含水飽和度之間基本沒有表現(xiàn)出相關(guān)關(guān)系，隨著驅(qū)替過程的不斷進行，滲透率對殘余油飽和度的影響要比初期的大。水驅(qū)過程減少了儲集層空間中的黏土充填物或使粘土礦物的特性改變，儲集層潤濕性也更偏親水，這些因素均使?jié)B透率對殘余

33、油飽和度的影響作用增大。孔隙度和滲透率與兩相共滲區(qū)寬度之間都沒有表現(xiàn)出明顯的相關(guān)關(guān)系。在兩相共滲區(qū)內(nèi)，水飽和度已達一定數(shù)值，在壓差作用下開始流動，大于該飽和度后，水在巖石孔道中開始占據(jù)自己的孔道網(wǎng)絡(luò)，滲流通道逐漸擴大。與此同時，油飽和度減小，油的滲流通道逐漸被水取代。當油減少到一定程度時，不僅原來的通道被水占據(jù)，且由于孔隙結(jié)構(gòu)復雜多變，油在流動過程中失去連續(xù)性，液阻效應明顯增加。該區(qū)間內(nèi)由于油水同流，造成油水相互作用、相互干擾，可見油水兩相共滲區(qū)的影響因素繁多且復雜。油水相滲曲線影響因素分析油水相滲曲線影響因素分析親水儲層的油水相滲曲線特征親水儲層的油水相滲曲線特征親油樣品的油水相滲曲線親油樣

34、品的油水相滲曲線潤濕性樣品數(shù)束縛水交點處殘余油兩相共滲區(qū)SwKroSwKrowSoKrwSw親水1637.680.03957.660.10234.640.24927.68親油1028.150.02645.360.10843.560.36328.29（1 1）潤濕性的影響）潤濕性的影響（2 2）孔隙結(jié)構(gòu)特征的影響）孔隙結(jié)構(gòu)特征的影響孔喉半徑較大孔喉半徑較小微裂縫樣品無微裂縫樣品最大差別是水相相對滲透率曲線不同，微裂縫樣品的含水飽和度迅速增至某一值后，隨著注入體積倍數(shù)的增加，含水飽和度基本保持不變，而水相相對滲透率卻垂直上升；同時，微裂縫樣品的油相相對滲透率很快下降至某一值后，繼續(xù)增加注入量，油相

35、相對滲透率基本保持不變 粒間孔為主要通道 溶孔為主要通道 粒間孔溶孔為主要通道 裂縫為主要通道 裂縫孔隙為主要通道 微孔為主要通道 （1）油驅(qū)水過程（2）水驅(qū)油過程 粒間孔為主要通道 溶孔為主要通道 粒間孔溶孔為主要通道 裂縫為主要通道 裂縫孔隙為主要通道 微孔為主要通道 1)油水滲流通道粒間孔和粒間孔溶孔是研究區(qū)主要的水驅(qū)油通道類型。低滲透砂巖的微觀水驅(qū)油機理低滲透砂巖的微觀水驅(qū)油機理2)微觀水驅(qū)油特征 （1）驅(qū)替類型多樣 網(wǎng)狀驅(qū)替型 樹枝狀驅(qū)替型 指狀驅(qū)替型 均勻驅(qū)替型 （2）滲流阻力大 （3）水驅(qū)殘余油類型多樣 油膜 繞流殘余油 卡斷殘余油 指狀和樹枝狀驅(qū)替是研究區(qū)主要的驅(qū)替類型。繞流和

36、卡斷是研究區(qū)主要的殘余油形式。3)水驅(qū)動用程度和剩余油分布規(guī)律 編號深度/m滲透率/10-3m21PV2PV3PVEd/%Ed/%Ed/%1-26/591268.33.5219.6334.3941.711-26/711166.22.2922.8638.5745.713-24/901251.20.6423.0332.9533.771-13/26812171.8920.5632.2236.671-260/2681221.80.0917.7326.3628.181-134/2641141.70.2813.3322.5023.541-138/13811730.1924.2340.7744.622-60

37、/921183.60.119.0020.0021.501-50/771169.662.2521.6737.0841.252-67/721194.80.2913.5127.0231.283-52/761204.760.8215.0032.0036.922-74/911195.411.0916.5433.0838.002-24/451209.80.5521.6741.4850.74平均1.0818.3732.1836.45（1）水驅(qū)油效率 3PV時的驅(qū)油效率最大為50.74%，最小為21.5%，平均為36.45%。 （2）微觀剩余油分布規(guī)律 （1）微觀剩余油分布取決于原生孔隙和次生孔隙的發(fā)育程度；

38、 （2）對于粒間孔和次生孔隙都比較發(fā)育的模型（儲層），剩余油的分布規(guī)律與孔喉比和孔隙之間的連通性都有關(guān)。 （3）巖石顆粒表面的物理化學性質(zhì)（主要是潤濕性）也影響剩余油的分布規(guī)律。5)微觀剩余油分布的影響因素 （1）物性影響 （2）微觀孔隙結(jié)構(gòu)（包括微裂縫）的影響 物性、微觀孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)與水驅(qū)油效率表現(xiàn)出一定的正相關(guān)關(guān)系，但相關(guān)性較差，反映出水驅(qū)油效果影響因素復雜的特點。（3）沉積微相的影響 微相水下分流河道河口壩最大值最小值平均值最大值最小值平均值驅(qū)油效率/%50.7421.5038.823823.5432.66（4）潤濕性的影響 在親水多孔介質(zhì)中，水驅(qū)油的微觀機理分為驅(qū)替機理和剝蝕機理。 親

39、油儲層中水驅(qū)油的主要機理是驅(qū)替機理，即注入水沿孔道中軸部位驅(qū)油，油沿孔道壁流動機理。（5）黏土礦物的影響 （6）驅(qū)替壓力的影響 （7）注入體積倍數(shù)的影響 注入體積倍數(shù)1PV2PV3PV最大值（%）24.2341.4819.8150.749.26最小值（%）9.0020.008.6421.500.82平均值（%）18.3732.1913.8236.459.26 注入倍數(shù)對驅(qū)油效率的影響主要在12PV時，驅(qū)油效率增加明顯。 模型號1PV2PV3PVPEDPEDEd1PEDEd2（MPa）（%）（MPa）（%）（%）（MPa）（%）（%）3-52/760.024150.02932170.03536.

40、924.922-74/910.01716.540.02333.0816.540.031384.921-13/2680.02520.560.03032.2211.670.03936.674.441-260/2680.03417.730.04126.368.640.05328.181.822-24/450.01621.670.02141.4819.810.02850.749.262-67/720.02113.510.02427.0213.510.02631.284.261-50/770.01521.670.02037.0815.420.02641.254.171-134/2640.02913.33

41、0.03522.59.170.04323.541.041-138/1380.01724.230.02140.7716.540.02744.623.852-60/920.02590.03120110.03621.51.568號樣品 95號樣品 實驗樣品的核磁共振水驅(qū)油T2譜分布 水驅(qū)油核磁共振T2譜為定量評價孔喉動用程度和剩余油分布提供了基礎(chǔ)。低滲透砂巖的微觀剩余油賦存機理低滲透砂巖的微觀剩余油賦存機理68號樣品 95號樣品 68 95 孔喉半徑分布 不同注入體積倍數(shù)下的T2譜差異較大，可動油均有不同程度下降，但差異較大。樣品號孔隙度（）滲透率（10-3m2）水驅(qū)油效率增加幅度/%0.5PV1.

42、0PV2.0PV3.0PV6811.10.358.194.8822.956.469514.00.454.064.252.661.859614.30.4714.3711.545.848.417011.30.534.239.976.449.279510.70.333.9713.2016.6013.0413610.00.106.8017.3712.456.41不同注入體積倍數(shù)下的水驅(qū)油效率增加幅度 樣品號孔隙度（）滲透率（10-3m2）水驅(qū)油效率/%0.5PV1.0PV2.0PV3.0PV6811.10.358.1913.0736.0242.489514.00.454.068.3110.9612.829614.30.471