低渗透油层范文

2024-05-04

低渗透油层范文（精选6篇）

低渗透油层第1篇

关键词：低渗透油层,物理采油技术,化学采油技术,论述

低渗透油层是指渗透率在0.1毫达西到50毫达西之间的油层, 随着石油使用量的不断增加, 石油的勘探开发程度也在不断的提高, 低渗透油田的开采成为石油产业发展的必经之路。一直以来, 由于低渗透油田的特性加大了低渗透油田开采的难度, 使得石油产量较低, 选择合适的先进的开采技术成为低渗透油田发展的首要任务。

1 低渗透油层的特征

1.1 地质条件方面

低渗透油层的地质特征十分的复杂, 首先表现在储层物性差, 油层以砂岩为主, 并且砂岩的粒度分布非常广泛, 油层内的石油资源呈现出高度的非均质性, 另外, 储层的孔隙较小, 不利于石油的流动, 并且这些孔隙曲折分布, 各个孔隙内部的表面非常的粗糙。其次, 储层内部的石油会与周围的岩石广泛的接触, 这种接触往往会发生相应的物理作用或者化学作用, 影响低渗透层油层的渗透率。最后, 低渗透层由于储层与地表之间的距离较小, 容易与地下水接触, 从而导致油层的含水饱和度大大高于高渗透层油层。

1.2 油层开发方面

低渗透油层的储层物性较差对低渗透油层的开发增加了难度。首先, 低渗透油层渗透率低的特点使得启动压力大大增加。其次, 油层的采收率会随着储层的渗透率降低而降低;再次, 低渗透油层的孔隙较多, 存在天然的裂缝, 在开采的过程中会这些裂缝会随着压力张开扩大, 导致油层的非均质性大大增加。最后, 含水饱和度增加, 油层的渗透率下降, 储层的流通连动性较差, 导致单井对泄油的控制范围减小。

2 低渗透油层物理采油技术的应用

目前, 近现代物理学中的新理论、新方法和新技术被运用到石油开采工程中来, 逐步形成了提高石油采集量、改善低渗透油层渗透性的物理采油技术。虽然这些物理采油技术起步较晚, 但是在实际运用中取得了良好的效果。

2.1 直流电法在低渗透油层中的应用

直流电法简单的说就是对将直流电作用于油田上进行开采的技术方法。由于低渗透油层中的砂岩携带有负电荷, 这些电荷与地下水中的正离子之间存在的库伦力作用使得矿物表面形成扩散双电层, 用直流电将生产井变为正极, 将注入井变为负极, 形成的电位差会改变油层孔隙的结构, 调整低渗透油层中油相和水相的渗透率, 从而增加石油的流动能力。直流电法对各种类型的渗透油层中都可以运用, 它对油田储层的岩石特性、储层的渗透率等没有严格的要求, 并且在油层开采的各个阶段都发挥着增油将水的生产效果, 对于含水饱和度高的油层开采优势更加明显。

2.2 声波采油技术在低渗透油层中的应用

声波能够借助弹性介质将应压力、质点的位移和速度进行变化的综合, 声波的穿透能力很强, 相对较为容易的进入低渗透油田的油层和水层, 声波的机械作用能够对油层和水层的物理特性和流动形态产生影响。另外声波还可以对低渗透油层进行疏油漏油孔道进行作用, 提高油层的泄油能力。声波采油技术比较适用在低渗透水淹油田、粘土油田以及低渗透非均质油田的开采中。

3 低渗透油层化学采油技术的应用

常用的化学采油技术如聚合物驱、碱驱等在中高渗透层得到广泛成功的应用, 但是这些化学采油技术在低渗透油层的开采中不能发挥应有的效用。但是纳米技术的快速发展, 为低渗透油层中化学采油技术应用提供了新的思路。

3.1 纳米聚硅材料的应用

低渗透油层在注水开采的过程中大都存在注水井压力高、注水量低以及各个单井注入压力差异较大等问题, 纳米材料的出现使得这一问题得到有效的解决。纳米聚硅材料独特的表面效应特征能够大大增加注水井的吸水能力, 从而平衡各个注水井之间的存在的压力差异。纳米聚硅材料作用的原理是改变低渗透油层岩石表面的湿度, 增强其憎水性, 进而将岩石表面所吸附的水层驱散, 增加孔隙之间的有效半径, 另外, 纳米聚硅材料中的微粒还可以覆盖在粘土的表层, 从而阻止注入水对油层的影响。

3.2 硅油和有机氯硅烷改变油层润湿性技术的应用

由于低渗透油田的岩石润湿性较高并且分布不均, 影响了油和水在油层孔隙中的分布和流动, 从而对低渗透油层的开采产生影响。硅油的使用能够将水湿性砂岩变为中性润湿, 从而改变岩石的润湿度。有机氯硅烷则能够将水湿性变为油湿性。在运用化学方法技术对低渗透油层进行开采时, 可以通过控制化学试剂的用量和使用方式来改变油层的润湿性, 将润湿性控制在一个适宜的范围内, 从而达到较好的驱油效果。

4 结束语

低渗透油层的地质特征和开采特征增加了油层开采技术的复杂性, 对低渗透油层的开采要选择合适的开采技术。物理开采技术中的电场、声场甚至是磁场、热场等物理原理和开采方法的运用大大的丰富了低渗透油层开采的选择, 化学开采技术中纳米材料的运用, 能够解决注水井存在的压力问题, 而化学试剂则能够改变油层岩石的润湿性, 从而提高低渗透油层的采集率。

参考文献

[1]樊爱银, 王守清, 李德勇.低渗透油藏的油层保护技术[J].中国科技博览, 2012 (21)

[2]金娜, 王志龙, 朱春玲, 朱金南, 王佩平.纳米乳液在低渗透油层保护中的应用研究[J].长江大学学报:自然科学版, 2011, (8)

[3]李延军, 彭珏, 赵连玉, 陈远林.低渗透油层物理化学采油技术综述[J].特种油气藏, 2008, (4)

低渗透油层第2篇

适合低渗透砂岩油层的新型磺基甜菜碱表面活性剂的研究

报道了以中部有芳环的长链烷基为亲油基的`一种新的驱油用磺基甜菜碱SLB-13,给出了化学结构,讨论了亲油基最佳结构.45℃时该表面活性剂水溶液在0.05～3.0 g/L宽浓度范围可产生超低(10-3 mN/m)油水界面张力.在尺寸4.5×4.5×3.0(cm)、纵向渗透率变异系数0.72、平均渗透率29×10-3～45×10-3 μm2的石英砂胶结岩心上,使用黏度10 mPa・s的模拟油,在45℃考察了水驱之后注入0.3 PV化学剂段塞提高采收率的幅度及段塞注入性和提高波及体积能力(通过Ps/Pw值即注剂注水最大压差比),结果如下.1.0和3.0(g/L)SLB-13段塞仅提高采收率4.62%和3.41%,Ps/Pw值为0.37和0.43,注入性好但不能提高波及体积;0.4 HPAM(M=4.8×106)段塞提高采收率7.22%,Ps/Pw=1.05;3.0+0.4、1.0+0.4、1.0+0.8 SLB-13+HPAM复合段塞分别提高采收率8.68%、11.74%、16.20%,Ps/Pw值分别为1.04、1.37、2.30,最佳段塞为1.0+0.4 SLB-13+HPAM.SLB-13可用于大庆低渗油藏提高采收率.表3参6.

作者：高明宋考平陈涛平刘春德 GAO Ming SONG Kao-Ping CHEN Tao-Ping LIU Chun-De 作者单位：高明,宋考平,陈涛平,GAO Ming,SONG Kao-Ping,CHEN Tao-Ping(教育部提高油气采收率重点实验室(大庆石油学院),黑龙江,大庆,163318)

刘春德,LIU Chun-De(中国石油勘探开发研究院,北京,100083)

刊名：油田化学 ISTIC PKU英文刊名：OILFIELD CHEMISTRY 年，卷(期)： 25(3) 分类号：O647.2:TE357.46:TE39 关键词：磺基甜菜碱驱油表面活性驱超低界面张力体系磺基甜菜碱/聚合物复合体系注入性驱油效率非均质人造岩心低渗透砂岩油藏大庆油田

低渗透油层物理化学采油技术的研究第3篇

【摘要】随着社会生产力的不断进步，我国油田事业实现了进一步的发展。与此同时，社会市场对油气开采的需求量也是越来越高。于是，油田企业为了满足社会市场对油气的需求量，就必须要加大对油气进行开采的力度。然而，因大部分油田中都含有比较多的低渗透油层，且这种油层的渗透力也比较低，所以油田企業在对低渗透有层中的油气进行开采的过程当中，也遇到了较多的困难。面对这一情况，如何更为有效的对低渗透油层中的油气进行开采，成为了各大油田企业目前的首要任务。因此，本文将针对低渗透油层，对其的物理化学采油技术进行比较深入的分析和探究。

【关键词】物理化学采油技术；石油；低渗透油层；研究

一、简析低渗透油层

低渗透油层指的就是：储层渗透率低、丰度低、单井产能低的油层，它在我国石油开发中有着比较重要的意义，我国低渗透油层资源分布具有含油气多、油气藏类型多、分布区域广以及“上汽下油、海相含气为主、陆相油气兼有”的特点，在已探明的储量中，低渗透油藏储量的比例很高，约占全国储量的三分之二以上，开发潜力巨大。

低渗透油层的特点比较多，其主要有：1、渗透率比较低；2、可供油气进行自由流动的通道比较窄小；3、渗流阻力比较大；4、油气界面之间的作用力比较大。

二、探究提高低渗透油层采油效率的方法

（一）增强对低渗透油层进行周期注水的力度

通过对低渗透油层进行周期注水，可以在很大程度上提高对油气进行开采的效率。而周期注水之所以会有这种效能，主要是因为：它可以借助于周期性的注水方式，提高低渗透油层的注水压力，并以此来增强低渗透油层所具备的弹性能量，让低渗透油层的压降从原来的稳定稳态逐渐转变成不稳定的状态。这样一来，就可以让原油实现互相渗透的这一过程。

（二）天然气等烃类化合物的使用

在对低渗透油层进行油气开采的过程当中，如果把天然气或者是其它的一些烃类化合物应用进来，就可以让它们和低渗透油层中的原油进行相互作用，使其形成一个混合带。此时，在外界压力对低渗透油层的作用之下，混合带就会向前逐渐驱动，使原油出井。

三、探析物理化学采油技术的应用

（一）“电磁场”采油技术

该种采油技术是目前较为新型的一种，它的实现原理是：把一个具有较大功率的电磁，合理的注入到低渗透油层中，让它来改变油气流动的通道，并以此来达到提高低渗透油层渗透效率的这一目的。低渗透油层的渗透效率一旦提高，企业对油气的开采量也就会随之增加。

（二）“热力”采油技术

这一采油技术能够实现的原理是：借助热力的作用，减弱低渗透油层中原油的粘度。它的目的是：依靠减弱油层中原油的粘度，来提高低渗透油层中稠油油层的开采总量。一般来说，当油结蜡达到55摄氏度左右的温度之时，原油的渗透效率以及其自身的粘度都是比较低的。但是，随着“热力”采油技术的应用，油饱和度就会呈现出急速下降的趋势。与此同时，低渗透油层的采油效率也会得到了进一步的提升。其次，就我国目前的情况来看，“热力”采油技术在我国各大油田企业当中，都有着比较广泛的应用，且其应用的效果也是比较乐观的。

（三）“声波”采油技术

该采油技术在经过了技术人员对其的多次改进之后，其效能有了比较明显的提高。其次，国家有关部门在对该技术进行了一番仔细的研究之后，也得出了这样的一个结论：把具有高频率的声波应用在低渗透油层的采油过程当中，就可以在很大程度上提高石油的开采总量，并让石油企业能够得到较高的生产效益。和一般的采油技术相比，该技术的优点是较为突出的，比如：1、它可以让原油的形态发生变化，使原油更有利于开采；2、它的操作步骤比较简单和方便；3、它所花费的成本是比较低的；由此可见，“声波”采油技术在低渗透油层中应用的效果是比较明显的。因此，油田企业在对低渗透油层进行石油开采的过程当中，就应当把该技术更为广泛和合理的应用进去。这样，就可以大大提高油田企业的生产效率。

（四）“纳米聚硅”的应用

“纳米聚硅”是一种比较新型的材料，且它在低渗透油层中也有着比较广泛的应用。它的实现原理是：利用其自身所具有的降压以及注水的这两个功能，对低渗透油层的注水井进行合理的改善，使其能够具备较高的吸水功能，从而使各个注水井之间产生的压力能够得到平衡。另一方面，因“纳米聚硅”对粘土具有附着性，所以它可以有效防止地表层的水浸入粘土中，从而对粘土起到了一定的防膨化作用。

（五）改善低渗透油层的“润湿性”

低渗透油层的“润湿性”，严重影响着油气的开采效率。于是，在这种情况之下，油田企业就可以借助化学知识，对低渗透油层的“润湿性”进行合理的改善，这样就可以达到提高低渗透油层石油开采的效率，比如：“硅油”，它是一种在室温下能够保持液体状态的线型聚硅氧烷产品，它具有比较好的化学稳定性、绝缘性以及疏水性。所以，把它利用在低渗透油层中，就可以把油层中岩石的水湿性，转变成为中性润湿。如此一来，也就可以在很大程度上提高油田企业的生产总量。再如：“氯硅烷”，它是一种具有较低稳定性的化合物（含氯量低时为气体，含氯量高时为无色或者是黄色液体），它可以把岩石的水湿性转变成为油湿性，这样就可以让油田企业更为方便和直接的对低渗透油层中的油气进行开采。

四、探究物理化学采油技术在低渗透油层中的作用

物理化学采油技术在油田生产中的应用，不仅提高了低渗透油层的采油效率，还在很大程度上降低了油田企业对低渗透油层中的油气进行开采的难度。因此，现对物理化学采油技术在低渗透油层中的作用进行简单的分析和探究，并将其概括成以下几点：1、有利于提高我国石油的开采总量；2、有利于我国各大油田企业对低渗透油层的开发；3、有利于提高我国油田企业对油气等能源进行开采的水平；4、有利于促进我国油田事业的进一步发展；5、有利于缓解我国目前能源贫瘠的这一现状；6、有利于我国物理化学采油技术的创新与发展；7、有利于提高我国石油企业的生产效益；8、有利于加快我国社会经济市场的发展速度。

五、结束语

综上所述，低渗透油层所具有的特点，使油田企业在对其进行开采的过程当中，出现了难以开采的这一现象。因此，在面对这一现象的时候，油田企业就应当依据低渗透油层的特点，并结合其自身的实际情况，选择一种更有利于其自身对低渗透油层进行开采的采油技术，并将该采油技术合理的应用到低渗透油层采油的过程当中。唯有这样，才能够在很大程度上降低油田企业对低渗透油层进行开采的难度。与此同时，也能够大大提高油田企业的生产效率，并让油田企业能够实现“低投资、高效益”的这一生产过程。

参考文献

[1]李延军，彭珏，赵连玉，陈远林.低渗透油层物理化学采油技术综述[J].特种油气藏，2008，04：7-12+104.

[2]郝海彦.低渗透油层物理化学采油技术综述[J].黑龙江科技信息，2013，18：117.

[3]韩爱均.浅谈低渗透油层物理化学采油技术[J].化工管理，2014，20：106.

低渗透油层第4篇

1 地质背景

庙西、新北位于松辽盆地中央坳陷区扶新隆起带北部西坡 (图1) , 面积约426 km2, 西邻大安凹陷, 东临新庙油田, 南接新立油田, 北邻嫩江、松花江, 是长期发育的继承古隆起, 与周边有三个生油凹陷相配置[1], 是油气运聚的主要指向区带, 主力出油层为泉四段扶余油层, 目的层物源体系主要为南部怀德体系和西南部保康体系, 属于浅水三角洲沉积, 目的层段发育分流平原亚相 (6~12层) 、过渡相 (3~5层) 和三角洲前缘亚相 (1~2层) 三个沉积相带, 大面积错叠连片分布的分流河道砂体具“低-特低孔、超低渗-致密”的特征, 是扶余油层的主要储集砂体。

2 成藏条件分析

2.1 古构造及其演化

庙西-新北地区古构造演化可以分为三个主要阶段: (1) 青一段末期:沉降凹陷期, 图2 (a) 为扶余油层顶面 (K2qn1) 青一段沉积末期古构造图, 如图所示, 从东南至西北方向地势逐渐降低, 其中新庙地区地势较周围地层都低; (2) 青二三段:属于上升斜坡期[图2 (b) ], 在研究区处形成了“西南-东北”走向的斜坡, 并且此时在新171井附近已经出现了一个鼻状构造的雏形; (3) 姚二三段至嫩三段末期:下降斜坡期[图2 (c) ], 这期间地势明显下降的为研究区西部区域, 青二三段形成的以新171井为中心的鼻状构造雏形在此阶段消失掉; (4) 嫩四段至嫩五段末期:上升斜坡期, 凹陷转移期[图2 (d) ], 庙西和新北地区抬升, 形成了一个以“新329-新114-新240”为中心的鼻状构造 (新171附近) , 凹陷也从西部明显转移到北部; (5) 嫩五段末期至明水组二段:上升斜坡期, 凹陷转移期[图2 (e) ], 地势显著上升, 凹陷又北部又转为西部; (6) 图2 (f) 所示为研究区现今构造图, 研究区北低南高, 西北方向最低, 在新171附近形成了一个南北轴向的鼻状构造, 跨越了庙西油田的南部、新北油田的东南部以及整个新立油田。

2.2 油气来源及成藏期确定

研究区紧邻古龙、大安、长岭三大生烃凹陷, 扶新地区上覆青山口组也能提供充足的油气。通过原油成熟度及芳烃组分核磁共振氢谱对比、源岩与生物标志化合物指纹和参数对比等多种资料分析, 青一段烃源岩是研究区扶余油层最主要的油气来源[2]。

研究区内西部新225井的埋藏史[图3 (a) ]显示, 青一段烃源岩在嫩二段初期埋深达900 m时, 进入低成熟阶段, 开始生油;在嫩五段中后期埋深达1 500 m时, 进入生油高峰期, 开始大量生油;青二三段泥岩在嫩四段初期埋深大于900 m, 达到生烃门限, 进入低成熟阶段, 开始生油, 至今尚未大量生油。由此可以看出, 青一段烃源岩是扶余油层最主要的油气来源。新庙油田东南部庙5井区[图3 (b) ]青一段泥岩在嫩四段中期埋深达到900 m, 开始生油, 演化过程中埋深始终未超过1 500 m, 处于低成熟阶段;青二三段泥岩在嫩四末/嫩五段初期开始生油, 至今仍未大量生油。由此, 研究区油气主要来源于青一段成熟的烃源岩。

图4为庙西-新北地区青一段各时期烃源岩平面分布图, 由图可知, 烃源岩从嫩五中后期开始进入生油高峰期, 并且从嫩五至现今进入生油高峰期的区域不断向东南扩展, 并且覆盖研究区的大部分地区, 仅在X227-X329-X171-X240-X114[图4 (d) 中红线部分]以南区域未达到生油高峰期, 因此, 研究区油气来源应该是北部以及西部青一段烃源岩。

2.3 圈闭形成时期与大量生排烃期的耦合

继承性古隆起是油气运移的优势指向, 因此油气主要运移期形成的鼻状构造及其两侧斜坡区为有利的富油区。河道砂体与断层的有效匹配形成了众多封闭性良好的圈闭, 早于油气大量排出和运移之前形成, 并且位于油气流体势场低势区 (继承性鼻状构造的圈闭) 将很有可能成为油气聚集的有利区, 如果已经聚集油气的圈闭没有遭到后期构造运动的破坏, 那么这些圈闭就是现今油气藏的富集区。因此, 找到与大量生排烃期相匹配并且成功保留下来的圈闭分布位置, 对于油气聚集规律的研究以及对于指明油气运移、聚集有利区都具有非常重要的意义。

为了达到这一目标, 就需要将“古构造的形成演化情况”、“烃源岩分布和生排烃情况”与“现今油水分布情况”三者结合起来进行综合分析。

如图5所示, 研究区油水分布主要受一个大鼻状构造所控制, 这个鼻状构造跨越新立-庙西-新北油田, 以新立油田为中心 (图5中A区所示) , 向北部倾没。此鼻状构造中线为“嫩8井-新241井-新326井” (图5中黄线所示) , 过这条中线的井产能都相对较高, 并且中线东西两侧斜坡的产能分布十分对称, 产能的分布进一步证实了这个大鼻状构造的存在对研究区油气藏聚集的重大控制作用, 也进一步指导了有利区的确定。此鼻状构造在K2sft末期初见端倪, 并且不断演化抬升直至K2t末期定型, 在其演化抬升过程中, 西部生油凹陷中的烃源岩始终处于高成熟阶段, 因此, 生成的油气源源不断地从西部的凹陷进入到此大鼻状构造之内, 形成了现今这种对称性极好的油水分布格局。

新立-庙西-新北油田这个大鼻状构造中部有一个“高点” (图5中C区所示) , 这个高点油气聚集较为集中, 产能相对较高。C区的构造高点是在K2n5-m2末期间逐渐演化形成的, 这期间来自西部凹陷内成熟源岩排出的油气不断充入, 形成了高产油富集区。

新立-庙西-新北油田这个大鼻状构造之外, 还延伸有D、E、F三个小鼻状构造。这三个鼻状构造控制着油藏的分布范围, 结合图4“烃源岩分布和生烃阶段图”与图2“古构造演化图”可知, D、E、F这三个古鼻状构造分别形成于K2n5-m2末、K2m2末、K2n4末。

除了新立-庙西-新北油田这个大鼻状构造之外, 新庙处也有一个鼻状构造, 并且在新庙油田西北部倾没 (图5中B区所示) 。这个鼻状构造与新立-庙西-新北油田鼻状构造共同影响着二者交互区的油水分布。

综上所述, 图5中A区、B区油气最为富集, C区较为富集, D区比C区要差, 然后为E区和F区。这六个区域内为继承性古隆起所致, 同时也是源岩大量生排烃期之前形成的, 而且没有遭到后期构造运动的破坏, 保存较为完好, 是油气的优势富集区。

3 油藏精细解剖

庙西-新北地区扶余油层断层发育复杂, 大面积范围被断层覆盖, 唯有新北中南部的构造高点处没有断层分布, 且全区以南北向断层为主。物源分析结果显示:河道砂体的发育应为西南向东北延展, 这样断层与河道砂体即可形成很好的斜交, 进而形成良好的断层-岩性油藏。油藏解剖发现4种油藏类型分别为:断层-岩性油气藏、岩性油气藏、低幅背斜油气藏、地阶及地垒型断块油气藏, 其中以断层岩性油藏为主, 约占已发现油藏的48%;其次为断块油气藏占22%、岩性油气藏占19%;低幅背斜油气藏仅占11%。断层岩性油气藏主要分布在新立鼻状构造和新庙鼻状构造的两翼。

研究区具有“古构造控势、单一圈闭控藏、岩性控界, 单砂体控层”的成藏规律[3], 由此可知, 垂向上, 油气藏的确定应该以单砂体为单位 (即沉积时间单元) ;平面上, 应在小层内确定圈闭的分布位置。

以嫩2井区为例进行油藏解剖分析。嫩2井试油结果显示5小层和12小层有为产层, 日产油分别为0.279 t/d和2.641 t/d, 因此应该对嫩2井在5小层和12小层内进行油藏解剖。如图6 (a) 嫩2井区5小层油藏解剖图所示, 西南至东北方向地势逐渐降低, 图中黄色条带为河道砂体, 中间粉色区域为嫩2井区所对应的油藏分布范围, 此油藏的东西两侧由砂岩与泥岩的突变处作为边界, 沿着河道的上倾方向油藏被一封闭断层遮挡, 油藏的北部是油藏的底界, 由油水界限可以确定, 这样嫩2井区在5小层内的油水分布情况即可清楚地确定下来, 同样方法可对嫩2井区在12小层内的油水分布情况也确定下来。

综上, 嫩2井区的油藏, 在垂向上, 位于5和12小层;在平面上分布于图6所示的粉色区域, 由此可以精确地确定嫩2井区的油水分布情况, 根据油水分布情况可以做出如图7所示的油藏剖面图, 由此图可以更加清晰地看出嫩2井区的油水分布层位以及油藏类型为构造-岩性油藏。将此解剖方式用于全区每口井, 则可以做出全部研究区的油水垂向和平面上的分布情况。

4 结论

(1) 青一段烃源岩是研究区扶余油层最主要的油气来源, 研究区油气来源为研究区北部以及西部青一段烃源岩。

(2) 新立-庙西-新北三者共为一个鼻状构造, 其中包含一个鼻状构造高点和三个次级鼻状构造, 为继承性古隆起所致, 同时也是源岩大量生排烃期之前形成的, 后期未发生强烈构造运动, 保存完好, 是油气的优势富集区。

A为新立-庙西-新北鼻状构造中心;B为新庙鼻状构造西北缘;C为鼻状构造高点;D为K2n5-m2末次鼻状构造;E为K2m2末次鼻状构造;F为K2n4末次鼻状构造

(3) 油藏解剖发现4种油藏类型分别为:断层-岩性油气藏、岩性油气藏、低幅背斜油气藏、地阶及地垒型断块油气藏, 其中以断层岩性油藏为主。据嫩2井区的油藏解剖情况, 在垂向上, 油藏位于5和12小层;在平面上分布亦可确定出油藏的精确分布位置和范围。

参考文献

[1]徐颖新.新庙西地区构造精细解释及储层预测.石油地球物理勘探, 2006;9 (41) :25Xu Yingxin.Fine structural interpretation and prediction of reservoir in Xinmiaoxi area.OGP, 2006;9 (41) :25

[2] 王名巍, 马世忠, 郭鹏.大安沿江地区黑帝庙油层油气成藏模式研究.科学技术与工程, 2012;12 (29) :7678—7690Wang Mingwei, Ma Shizhong, Guo Peng.Study on the rule of hydrocarbon accumulations of Heidimiao Reservoir in Daan Area along the River.Science Technology and Engineering, 2012;12 (29) :7678—7690

低渗透油层第5篇

本文基于研究区的常规实验(孔隙度、渗透率、粒度)和特殊实验(阳离子交换容量、X衍射、压汞、核磁、干岩样的电阻率)以及录井、水分析等资料，选取典型的低阻油层和常规油层，通过对比分析低阻油层和常规油层各因素的变化，揭示该区低阻油层成因机理，为建立饱和度模型提供依据。

1 古龙南地区葡萄花低阻油层和常规油层划分标准

低阻油气层系指在同一油水系统内油气层与纯水层的电阻率之比小于2，即油气层的电阻增大率小于2的油气层[10]。图1为古龙南地区葡萄花油层的油层和水层深侧向电阻率与孔隙度的交会图，其油层的深侧向电阻率为5—50Ω·m，均值为14Ω·m;水层的深侧向电阻率为5—15Ω·m，均值为8Ω·m。按照电阻增大率小于2的低阻油层定义，将深侧向电阻率小于等于15Ω·m的油层规定为本区的低阻油层，而将深侧向电阻率大于15Ω·m的油层规定为本区的常规油层。

2 古龙南地区葡萄花油层低阻油层成因

2.1 低阻油层和常规油层岩性特征对比

图2给出了本区22口井的低阻油层337块样品和13口井的常规油层164块样品岩性统计结果，从图2中可以得出，本区葡萄花油层的储层岩性较细，主要以粉砂岩和泥质粉砂岩为主，为本区低阻油层的发育提供了基础条件。

图3和图4给出了11口井的低阻油层59块样品和9口井的常规油层24块样品的泥质含量和粒度中值的统计对比。从泥质含量的对比结果看，常规油层样品中泥质含量大于20%的样品数比例约为33.3%，而低阻油层样品的样品数比例约为71.2%，这说明低阻油层的泥质含量明显高于常规油层的泥质含量。从粒度中值的对比结果来看，常规油层样品中粒度中值小于0.06 mm的样品数比例约占62.5%，而低阻油层样品的样品数比例约占86.4%，这说明低阻油层的粒度中值一般低于常规油层的粒度中值。

图5给出了6口井31块岩样的阳离子交换容量与泥质含量之间的关系，从中可以看出，低阻油层的阳离子交换容量大于常规油层的阳离子交换容量，而且随岩样的泥质含量增大，阳离子交换容量增大，这说明低阻油层的黏土附加导电性强，且黏土附加导电性主要受泥质含量的影响。

综上分析，认为岩性细、泥质重是本区发育低阻的一个重要原因。

2.2 低阻油层和常规油层物性特征对比

对本区24口井的低阻油层305块样品与14口井的常规油层186块样品的孔隙度和渗透率进行统计，得出了孔隙度和渗透率的主要分布范围。低阻油层的孔隙度主要分布在3%～23%之间，常规油层的孔隙度主要分布在5%～27%之间，孔隙度平均值基本相同。低阻油层渗透率的主要范围0.1 m D～1 m D，小于1 m D的样品数比例为76.7%;而常规油层的渗透率主要范围0.1 m D～3 m D，小于1 m D的样品数比例为58.6%。低阻油层的渗透率平均值低于常规油层的渗透率平均值。从物性上来看，低阻油层比常规油层稍微差一些。

2.3 低阻油层和常规油层黏土矿物特征对比

黏土矿物从两个方面对电阻率产生影响，一方面不同类型的黏土矿物的阳离子交换容量不同，导致附加导电能力不同。黏土矿物中各矿物成分的阳离子交换量:蒙脱石为(80～150)×10-5mol/g;伊利石为(10～40)×10-5mol/g;绿泥石为(10～40)×10-5mol/g;高岭石为(3～15)×10-5mol/g。伊蒙混层及伊利石的阳离子交换容量相对较大，因此，伊蒙混层及伊利石相对含量高的储层较易形成低阻油层;另一方面不同类型的黏土矿物在砂岩中存在的形式不同，伊利石、绿泥石和蒙脱石具有孔隙内衬黏土型和孔隙搭桥黏土型，导致束缚水饱和度高。

选取6口井的低阻油层42块样品与6口井的常规油层21块样品进行X-衍射实验。图6给出了统计结果，从图6中可以看出，与常规油层相比低阻油层中伊利石和伊蒙混层的相对含量从67.2%增加到79.7%;绿泥石的相对含量由8.0%增加到19.9%。因此，本研究区低阻油层的高伊利石及伊蒙混层含量大大降低了储层电阻率，成为产生本区低阻油层的一个重要原因。

2.4 低阻油层导电矿物特征

表1为葡萄花油层的6块低阻油层样品所测的干岩样电阻率结果的统计表。从表中可以看出，岩样中导电矿物的总含量很小，主要导电矿物为菱铁矿、黄铁矿、磁铁矿和褐铁矿;测量的干岩样电阻率主要分布范围在157 700—343 500Ω·m之间，电阻率非常大，可以说明本地区岩石骨架是不导电的，即本区低阻油层不是由骨架含有导电矿物引起的。

2.5 低阻油层和常规油层孔隙结构特征对比

对6口井的低阻油层31块样品和4口井的常规油层28块样品的压汞实验数据进行统计，图7对比分析了低阻油层和常规油层的微孔隙体积百分含量(孔隙半径小于0.1μm的孔隙体积占岩石孔隙体积比)，低阻油层的微孔隙体积百分含量大于32%，而常规油层的微孔隙体积百分含量小于38%，低阻油层的微孔隙体积百分含量明显高于常规油层的微孔隙体积百分含量。

利用5口井的低阻油层14块样品以及3口井的常规油层18块样品的核磁共振实验数据进行对比分析，图8和图9分别给出了低阻油层和常规油层岩样的T2谱分布图，从图中可以看出，低阻油层岩样的T2谱一般呈单峰分布，即使有双峰分布，第二峰值也发育特别不明显，并且离心前后T2谱波形相差不大，反应微孔隙发育;与低阻油层相比常规油层岩样的T2谱一般为双峰分布，且离心前后波形相差较大，离心后可动流体峰的幅值减小很大，表明大孔隙发育。图10为常规油层与低阻油层可动流体孔隙与束缚水孔隙之比的对比图，由图可知，低阻油层的可动流体孔隙与束缚水孔隙的比值集中在0—0.4，而常规油层的可动流体孔隙与束缚水孔隙的比值集中在0.4—1.2。

由压汞和核磁实验数据分析可知，古龙南地区葡萄花油层的低阻油层微孔隙发育，束缚水饱和度较高。

2.6 低阻油层和常规油层地层水矿化度特征对比

在岩性、物性和含油性相同条件下，地层水矿化度升高，地层水电阻率降低，则油层电阻率降低。通过对古龙南地区葡萄花油层49口井的地层水矿化度进行统计，得出本区的地层水矿化度变化范围较大，主要集中在(9 000—16 000)×10-6(即ppm)，但是低阻油层井与常规油层井不存在明显的差异。因此，高地层水矿化度不是引起本区油层低阻的原因。

3 结论

利用古龙南地区葡萄花油层的岩样物性分析、粒度分析、压汞、核磁共振、X-衍射以及水分析等实验资料，通过对古龙南地区葡萄花油层低阻油层和常规油层的岩性、物性、微孔隙体积、黏土矿物、地层水矿化度等特征的对比分析，得出岩性细，含泥重，黏土附加导电性强，微孔隙发育、束缚水饱和度高是产生古龙南地区葡萄花低电阻率油层的主要因素，而孔隙度和渗透率以及地层水矿化度变化不是引起该区低阻油层的原因，故在建立古龙南地区葡萄花油层导电模型时应考虑引起油层低阻的主要因素，以提高油水层识别符合率。

参考文献

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[4]曾文冲.低电阻率油气层的类型,成因及评价方法的分析(中).地球物理测井,1991;15(2):88—99

[5]曾文冲.低电阻率油气层的类型,成因及评价方法的分析(下).地球物理测井,1991;15(3):149—152

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[7]毛志强,龚富华,刘昌玉,等.塔里木盆地油气层低阻成因实验研究I.测井技术,1999;23(4):243—245

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[9]王友净,宋新民,何鲁平.深层低阻油层的地质成因.石油学报,2010;31(3):426—430

低渗透油层第6篇

孔隙度和渗透率是油藏地质建模的重要是属性参数。在油田开发的产量预测, 油藏动态特征分析中的投产井产能分析、渗流特征分析中有重要应用。特别是在油藏工程设计中是不可缺少的重要数据。对于注空气试验而言, 准确掌握试验区油层物性参数就更为重要了。因为它直接影响空气在油层的分布及驱油效果。目前注空气试验区油层物性孔隙度和渗透率值均是参考取芯井的实验数据, 开发井缺少单井孔隙度、渗透率数据。因此需要确定开发井的孔隙度、渗透率值。

1. 概况

贝尔油田南屯组二段地质储量1434.1×104t, 含油面积15.69k m2, 试验区选在希11-72井区, 含油面积0.89k m2, 共有开发井20口, 其中注气井4口, 采油井16口, 储量75.45×104t, 试验目的层为N2Ⅲ6、Ⅲ7、Ⅳ1, 储量31.2×104t。孔隙度下限7%以上的岩心平均孔隙度为9.6%。物性下限0.1m D以上的岩心平均渗透率为1.83m D。注空气试验区取芯井仅有希15-71井一口井, 因此需要对试验区单井孔隙度和渗透率值进行计算。

目前解释孔隙度的常用方法是根据岩心分析资料, 建立起与测井响应参数之间的关系模型, 利用模型计算非取芯井孔隙度。计算渗透率的常用方法有:地震属性分析, 岩芯分析, 测井分析以及计算方法中的经验公式、多元回归等。

经资料整理分析后, 利用回归方法, 建立孔隙度与测井曲线之间的关系模型, 以及孔隙度与渗透率之间的关系模型, 利用回归模型计算单井孔隙度和渗透率。

2. 建立孔隙度与测井曲线之间的关系模型

2.1 南二段岩石类型:

根据取芯井薄片鉴定资料, 南二段岩石类型包括砂岩、砾岩和凝灰质砂岩, 其中以砂岩为主。砂岩包括粉砂岩、细砂岩和中砂岩, 凝灰质砂岩含量很少。储层孔隙类型较多, 有原生孔隙和次生孔隙发育, 原生孔隙以原生粒间孔为主, 次生孔隙包括溶蚀粒间溶孔、粒内溶孔、岩屑溶孔和长石溶孔, 特征明显。

2.2 孔隙度—测井曲线关系模型

利用取芯井岩心资料和电性曲线建立孔隙度-测井模型, 解释单井孔隙度。首先对取芯井的取芯层段进行筛选, 选择具有代表性的层段作为模拟对象, 建立关系模型

选层原则:

(1) 取样密度为大于等于3个样/m;

(2) 选择层为非钙质典型砂岩层。 (钙质对声波时差曲线影响较大, 通常钙质胶结物比泥质胶结的时差低, 随着钙质含量的增加, 时差会下降)

选层完成后, 分析各种测井方式与孔隙度之间的关系。对孔隙度比较敏感的测井方式有:声波时差、中子密度、密度测井、电阻率测井等。分别建立各种测井方式与孔隙度的关系模型, 从中优选。根据图版回归结果, 补偿中子和密度测井与孔隙度关系最好, 但这两种测方式与孔隙度的图版精度都不是很高。因此利用二元回归的方法, 建立补偿中子和密度测井两种测井方式与孔隙度的关系模型。

二元回归的关系式为:a*CNL+b*DEN+c=φ (孔隙度)

X Variable 1——补偿中子

X Variable 2——密度测井

Y——孔隙度值

由此也看出二元回归后, 计算出的孔隙度与实际孔隙度匹配度较高, 根据回归运算, C N L系数a值为0.3496, D E N系数b值为-30.2316, c值为78.8550, 最终关系式为:Φ (孔隙度) =0.3496*C N L-30.2316*DEN+78.8550。

利用从7口取芯井筛选出的45个层进行二元回归, 回归结果显示, 绝对误差0.86%, 相对误差10.3%, R值为0.907, 可以用于计算单井孔隙度。

3 建立孔隙度与渗透率之间的关系模型

一般渗透率模型普遍采用孔隙度模型计算得到, 确保储层模型中的渗透率参数与孔隙度严格一致。模型一般要求孔隙度-渗透率相关性要好, 拟合渗透率与实际渗透率在一个数量级内波动。选取希15-71井104岩心数据进行拟合, 拟合相关系数R值为0.81, 相关性较好, 拟合渗透率值与实际渗透率值均在一个数量级内波动。

综合分析认为, 希15-71井孔隙度-渗透率关系规律性最好, 回归精度满足模型要求, 且该井正处于注空气试验内, 由此确定注空气试验区的孔隙度-渗透率模型:

K-渗透率, Φ-孔隙度

在建立孔隙度模型和渗透率模型后, 即可利用测井数据对单井空隙度和渗透率进行计算

4 结论

(1) 注空气试验区渗透率解释模型为:

K-渗透率, Φ-孔隙度

该模型回归相关系数R值为0.81, 相关性较好, 可用于计算注空气试验区单井渗透率。

(2) 注空气试验区孔隙度解释模型为:

Φ (孔隙度) =0.3 4 9 6*C N L-30.2316*DEN+78.8550

模型绝对误差0.86%, 相对误差10.3%, R值为0.907, 可用于计算注空气试验区单井孔隙度。

参考文献

[1]魏修水等.杨东民, 秦志强.双孔隙度预测技术在油藏描述中的应用, 2004, 11 (5) :23-25