《低渗砂岩储层微观特征与注水开发效果研究》

低渗砂岩储层微观特征与注水开发效果研究 前 言 第一章：低渗透储层微观孔隙结构（包括微裂缝）特征 第二章：低渗透储层微观驱替特征（包括双重介质） 第三章：低渗透储层物性演化及主控因素 第四章：低渗透储层敏感性及水锁伤害 第五章：低渗透储层启动压力变化特征 第六章：低渗透储层注水开发特征及见水分析 第七章：低渗透储层注水开发工艺适应性评价 第八章：低渗透储层早期高含水井治理技术及效果分析 第九章：结论与认识 目 录 前 言 低渗透油田的开发潜力与意义 我国石油地质条件具有多样性和复杂性，低渗透油田广泛分布于全国多个油区，已探明的低渗透油田地质储量为 108t，占全部探明储量的 根据石油资源评价结果及勘探规划来看，今后提交的探明石油地质储量也将以低渗储量为主。可见，低渗透油田储量的开发已经成为我国陆上石油工业稳定发展的重要潜力。因此，有必要分析目前低渗透油田开发中存在的问题，进一步改善开发效果，提高经济效益，以保证我国石油工业的持续发展。如何做到合理、科学、高效开发低渗透储层是我国石油天然气工业在今后相当长时期内的一个重要战略目标和任务。 低渗透油田地质特征 前 言 低 渗 透 油 田 地 质 特 征 油藏类型单一 （ 以岩性和构造油气藏为主 ） 储层物性差 （ 孔隙度低、渗透性差 ） 孔喉细小、溶蚀孔发育 （ 以中孔、小孔为主；喉道以管状和片状的细喉道为主 ） 微裂缝发育 （ 明显增强了储层的微观非均质程度 ） 微观非均质性强 （ 孔喉连通情况、孔喉比的大小和微裂缝的发育对储层微观非均质性影响显著 ） 在沉积岩石学、储层地质学、石油地质学、油气田开发地质学、油气藏工程及地质统计学等相关学科理论的指导下，以测井资料、岩心资料为基础，将常规化验分析方法和先进的实验测试手段相结合，将宏观与微观分析相结合，从定性到定量对低渗砂岩储层的微观特征进行系统研究，阐述孔喉参数在储层形成过程中的演化过程和影响因素。并结合低渗透储层注水开发中遇到的问题，进一步找出制约低渗透储层高效注水开发的关键因素以及提高采收率的技术对策，为此类油藏高效开发提供理论基础和技术思路。 研 究 思 路 研 究 方 法 结合研究方法 常规化验 分析方法 与先进的 实验测试 技术结合 注重 宏观 与微 观结 合 从 定 性 到 定 量 结 合 现 场 试 验 低渗透储层微观特征与注水开发效果 常规物性、孔喉结构特征等参数与影响因素 可动流体、可动油含量与影响因素 常规化验分析方法 核磁共振技术 恒速压汞技术 孔喉（包括有效孔喉）分布特征与 影响因素 真实砂岩微观模型和 描水驱油驱替实验技术 启动压力、驱替压差、驱油效率、注入倍数、剩余油分布与影响因素 高效的注入水添加剂 低渗透油田开发难点分析 低渗透储层的微观特征与注水开发效果 结合现场 技 术 思 路 第一章： 低渗透储层微观孔隙结构（包括微裂缝）特征 第一节： 低渗透储层微观孔隙结构 常规化验分析方法 第二节： 低渗透储层微观孔隙结构先进的实验测试手段 第三节： 低渗透储层微裂缝特征 第四节：小结 目 录 第一节：低渗透储层微观孔隙结构 常规化验分析方法 低渗透出层微观孔隙结构的常规化验分析方法主要包括： 常规物性分析 铸体薄片 电镜扫描 孔隙图像 常规压汞 常规水驱及相渗实验 常规物性分析了解研究区储层孔、渗变化特征 参数 参数级别 沿 25区块 庄 40区块 合水 孔隙度 （ %） 最大值 最小值 平均值 渗透率 （ 10） 最大值 最小值 平均值 差 层物性参数 合水区孔隙度与渗透率的相关性分析 了解研究区孔隙度和渗透率的分布特征及其相关性的差异。 11 13 15 17 19孔隙度（% ）渗透率（10% )岩心分析渗透率( ）岩心分析渗透率（ 25区 庄 40区 R=体薄片和电镜扫描研究储层孔喉类型 粒间孔 浊沸石溶孔 长石溶孔及成岩缝 岩屑溶孔 铸体薄片直接观察薄片中的面孔率、孔隙、喉道以及孔喉配位数，计算碎屑成分、填隙物类型含量；扫描电镜来观察粘土矿物类型、孔隙结构特征。 晶间孔 微裂缝 蚀变状伊利石 绿泥石 自生石英 常规压汞技术研究储层孔喉特征 从毛管压力曲线形态可以定性分析储层岩石孔隙结构特征，这是因为 毛管压力曲线的形态主要受到孔喉的分选性、孔喉体积比两个因素的控制 。孔喉分选性指孔喉大小分布的均一程度。孔喉大小分布愈集中，则表明其分选性愈好，在毛管压力曲线上就会出现一个水平的平台，而当孔喉分选较差时，毛管压力曲线就是倾斜的。当孔喉体积比较小时，进汞曲线和退汞曲线所围的面积就小，退出效率就小，反之则大；结构渗流系数与最大孔喉半径、退汞效率等有直接的关系。 压汞技术是除铸体薄片、扫描电镜和图象分析等研究孔隙的直观方法外，获得孔喉特征和孔喉分布的主要手段。 排驱压力高、进汞曲线较陡、孔喉分选系数分布范围大、喉道半径小、中值压力高、最大进汞饱和度低、退汞效率低的特点 。汞开始进入岩心后，进汞速度很快达到最大，然后进汞速度又很快降下来。喉道半径分布范围窄，孔喉结构不均一性较强。 喉道类型多样，有效孔隙、有效喉道比例低且分布不稳定。 29. 2 977. 0 211. 2 8690. 10 212. 67 551. 18 81. 65 4平均值5. 9012. 3 01. 72 770. 00 750. 18 230. 07 30. 24 3最小值55. 7 096. 5 098. 4 9380. 42 5423. 7 8217. 35 04. 11 4最大值 %SH g m a x/ % 0/ M P M P a x/ = 7 . 8 4 8 8 x 0 . 4 5 6 3R 2 = 0 . 4 0 1 204812160 . 0 1 . 0 2 . 0 3 . 0 4 . 0 5 . 0分选系数/%y = 0 . 0 6 8 4 x 1 . 6 8 9 9R 2 = 0 . 5 3 1 50 . 00 . 30 . 60 . 91 . 21 . 51 . 80 . 0 1 . 0 2 . 0 3 . 0 4 . 0 5 . 0分选系数K/10 y = 1 8 . 6 4 6 x 0 . 3 3 0 8R 2 = 0 . 3 2 2 704812160 . 0 0 . 3 0 . 6 0 . 9 1 . 2变异系数/% y = 2 . 1 2 4 7 x 1 . 3 3 2 4R 2 = 0 . 5 1 0 50 . 00 . 30 . 60 . 91 . 21 . 51 . 80 . 0 0 . 3 0 . 6 0 . 9 1 . 2变异系数K / 10 孔喉分选系数与物性关系 第二节 低渗透储层微观孔隙结构先进的实验测试手段 目前低渗透储层微观孔隙结构比较先进的研究测试手段主要是借助于： 恒速压汞技术 核磁共振技术 恒速压汞技术是目前国际上用于岩石微观孔隙结构特征分析的 最先进的 新技术之一。与常规压汞不同，恒速压汞是以很低的 恒定速度 (通常为 汞注入岩石孔隙。恒速压汞 通过检测汞注入过程中的压力 涨落将岩石内部的孔隙和喉道分开，恒速压汞的测试结果 能够分别提供孔隙和喉道 的毛管压力曲线， 提供孔隙半径分布、喉道半径分布 、孔隙 喉道半径比分布 等岩石微观孔隙结构特征参数。因此与常规压汞相比，恒速压汞 不仅能够提供更多的岩石物性参数，而且能够提供更详细的信息 ，比如对两块微观孔隙结构特征明显不一样的岩样而言，常规压汞的测试结果有可能相似，而恒速压汞的测试结果能够明显区分两块岩样之间孔隙结构上的差异性。 恒速压汞技术研究储层微观孔喉特征 喉道半径分布 孔隙半径分布 5 - 7 8 / 1 7 7 喉道半径 ( 频率5 - 7 8 / 1 7 7 号岩心孔隙半径分布频率直方图0500100015002000250025 75 125 175 225 275 325 375 425 475 525孔隙半径 ( 频率5 - 7 8 / 1 7 7 号岩心孔隙半径 / 喉道半径分布频率直方图010020030040050060070050 150 250 350 450 550 650 750 850 950 1050 1150孔隙半径/ 喉道半径频率孔喉比分布图 实验过程特征曲线 分别统计出孔隙、喉道、孔喉比的分布特征 恒速压汞毛管压力曲线 分别给出孔隙和喉道的毛细管压力曲线，明显有别于常规压汞实验结果。 910111213141000 2000 3000 4000 5000喉道个数 / 个 / c y = 0 . 0 5 0 1 0 0 0 9 0 . 4 3 7 20123451000 2000 3000 4000 5000喉道个数 / 个数 / c 10 有效喉道个数与渗透率关系 有效喉道半径加权平均值与孔隙度、渗透率关系 y = 1 . 1 6 9 2 5 8 3 7 0 . 9 3 6 801230 1 2 3 4 5K / 1 0= ，与之连通的孔隙称为有效孔隙 y = 0 . 0 0 0 6 x + 0 . 0 2 0 3 0 . 0 3 6 400 . 0 10 . 0 20 . 0 30 . 0 40 3 6 9 12 15 / %Vh/= 0 . 0 2 6 8 0 7 8 7 0 . 4 9 200 . 0 10 . 0 20 . 0 30 . 0 40 1 2 3 4 5K / 1 0 有效喉道体积与渗透率关系 y = 5 2 . 4 8 3 L n ( x ) - 7 . 5 1 6 1 0 . 3 3 9 403060901201500 5 10 15 / %R/= 7 . 0 9 2 5 L n ( x ) + 1 2 0 . 2 3 0 . 8 5 603060901201500 1 2 3 4 5K / 1 0透率关系 y = 0 . 0 0 4 7 x + 0 . 0 0 4 6R 2 = 0 . 1 1 7 700 . 0 20 . 0 40 . 0 60 . 0 80 3 6 9 12 15 / % = 0 . 0 1 0 2 L n ( x ) + 0 . 0 5 7 4R 2 = 0 . 5 7 900 . 0 20 . 0 40 . 0 60 . 0 80 1 2 3 4 5K / 1 0 m 2 有效孔隙体积与渗透率关系 y = 2 6 9 2 . 5 e - 0 . 2 8 6 4 = 0 . 2 7 101002003004000 3 6 9 12 15 / %孔喉比y = 1 0 2 . 6 1 x - 0 . 5 2 3 5R 2 = 0 . 9 3 5 301002003004000 1 2 3 4 5K / 1 0 m 2孔喉比恒速压汞孔喉比与孔隙度、渗透率相关关系 y = 0 . 1 3 1 1 x + 1 0 . 6 2 7 0 . 3 4 3 9036912150 3 6 9 12 15 18R m a x / y = 0 . 2 7 1 1 8 0 1 6 0 . 5 10123450 3 6 9 12 15 18R m a x / 0 恒速压汞的常规压汞结果 渗透率与中值半径的关系 y = 3 . 0 4 0 8 x - 0 . 6 9 0 1 0 . 8 1 3 70123450 . 0 0 . 5 1 . 0 1 . 5 2 . 0r 50 / 0= 1 . 9 8 1 4 . 0 1 8 7 0 . 5 2 2 10123450 30 60 90 120 150p T / p s 0 y = 1 2 . 8 7 5 . 0 0 0 7 0 . 2 1 8 5036912150 50 100 150 200 250 300p c 5 0 / M p y = 9 . 0 8 3 5 . 0 1 2 0 . 8 1 70123450 50 100 150 200 250 300p c 5 0 / M P 0 核磁共振研究可动流体含量 当岩心抽真空饱和单相流体盐水后，岩心孔隙内盐水的 当水分子受到孔隙固体表面的作用力较强时 (如微小孔隙内的水或较大孔隙内与固体表面紧密接触的水 )，这部分水处于束缚或不可流动状态，称之为 束缚水或束缚流体，这部分水在核磁共振上表现为 反之，当水分子受到孔隙固体表面的作用力较弱时 (如较大孔隙内与固体表面不是紧密相接触的水 )， 这部分水的 于自由或可流动状态，称之为可动水或可动流体 。岩心孔隙内的束缚流体和可动流体在核磁共振 此 利用核磁共振 可动或束缚 )状态进行分析，定量给出可动流体饱和度及束缚流体饱和度 。 实验原理 实验方法 1、从每块全直径岩心上钻取 1 2、标准岩心洗油后烘干； 3、气测渗透率； 4、岩心抽真空后饱和模拟地层水（总矿化度 25000mg/l）； 5、利用岩心湿重于干重之差计算岩心孔隙度； 6、对饱和模拟地层水状态下的标准岩心进行核磁共振 7、核磁共振 可动流体 不可动流体 根据国内外油气田开发生产的经验，如果单以可动流体饱和度高低为标准，可以将储层好差划分为五类 ：可动流体饱和度 大于 65%的是 好 )储层 ；可动流体饱和度 介于 50% 65%之间的是 较好 )储层 ；可动流体饱和度 介于35% 50%之间的是 中等 )储层 ；可动流体饱和度 介 于 20% 35%之间的是 较差 )储层 ；可动流体饱和度 小于 20%的是 很差，近似为干层 )。 核磁共振研究可动流体含量 分类标准 ( 序号 1 ，庄 58 井 17 号样 ) 10 100 1000 10000豫时间 ( 度频率分布累积分布( 序号 2 ，庄 110 井 577 号样 ) 10 100 1000 10000豫时间 ( 度频率分布累积分布可动流体饱和度 （孔隙度 渗透率 可动流体饱和度 （孔隙度 ，渗透率 ( 序号 8 ，湖 33 90 号样 ) 10 100 1000 10000豫时间 ( 度频率分布累积分布可动流体饱和度 （孔隙度 ，渗透率 可动流体的含量与储层物性的好坏之间存在差异，这也说明储层中流体的附存状态不同，纠其原因是孔隙结构特征的不同引起，也就从另一方面反映了微观孔隙结构的差异。 y = 4 8 . 6 1 1 0 9 8 5 0 . 2 1 7 40204060800 . 0 0 1 0 . 0 1 0 . 1 1 10 100K / 1 0y = 4 8 . 6 1 1 0 9 8 5 0 . 2 1 7 40204060800 10 20 30 40 50 60K / 1 0y = 0 . 5 3 7 7 x - 0 . 7 7 7 1 0 . 6 2 4 7036912150 5 10 15 20 / %m/%可动流体孔隙度与孔隙度关系 y = 1 . 2 7 9 6 L n ( x ) + 6 . 4 1 9 4 0 . 8 2 2 1036912150 10 20 30 40 50 60K / 1 0 %可动流体孔隙度与渗透率的相关关系 低渗透砂岩储层孔隙微细，孔隙壁比面大，孔隙空间中有相当一大部分为无效孔隙。展布在孔隙壁面上的束缚流体含量大，可动流体饱和度、可动流体孔隙度参数低且非均质性强。 y = 1 . 2 7 9 6 L n ( x ) + 6 . 4 1 9 4 0 . 8 2 2 1036912150 . 0 0 1 0 . 0 1 0 . 1 1 10 100K / 1 0可动流体饱和度与孔隙度、渗透率的相关关系 本节主要研究内容包括： 储层微裂缝概述 储层微裂缝的发育特征 储层微裂缝物性参数的定量研究 储层微裂缝发育的主控因素分析 第三节：储层微裂缝特征 储层微裂缝概述 低渗透砂岩储层，由于岩石致密程度增加，岩石的强度和脆性增大，因而在应力场的作用下，岩石会不同程度地产生裂缝。常常是裂缝和低渗透储层相伴，形成裂缝性低渗透储层， 低渗砂岩储层中微裂缝尤为发育 。低渗透砂岩储层一般孔隙较小，自身的渗透性很差。 由于微裂缝的存在，其孔隙能够连通，渗透性会因微裂缝的存在而大大改善 。由于微裂缝发育程度及其分布的复杂性， 使低渗透油田开发较为困难 。 不同学者对于储层裂缝有不同的分类方法。大多数学者的分类方案都从不同侧面反映了储层裂缝研究的目的。从不同的分类角度出发，裂缝大致有以下几种分类方法： 质成因 ，可将裂缝分为构造裂缝、成岩裂缝和诱导缝。 成的力学性质 可以分为张性缝、张扭 (剪 )性缝、压性缝、压扭 (剪 )性缝、剪性缝。 缝的开度 ，可将裂缝分为微裂缝和宏观缝。 缝破裂面的形态 可分为开启缝、闭合缝、变形缝和充填缝。 状 可分为高角度缝、斜交缝、低角度缝、水平缝、网状缝。 微裂缝研究方法 岩心描述技术 岩心观察是裂缝研究最直接和最为可靠的方法。常见的取心方式有 :垂直井、斜井和水平井取心。此外还有一种取心方式为定向取心。在垂直取心井的岩心上，可以得到以下裂缝参数 :裂缝纵向切深、裂缝类型、裂缝两端的终止情况、裂缝面的性质和粗糙程度、裂缝分布与深度的关系等。 镜下薄片统计技术 用显微镜对岩石中的微裂缝进行观测、统计是微裂缝研究中最直接的方法之一。主要有普通薄片观察、铸体薄片观察和扫描电镜观察等。通过大量薄片的观察统计，可得到用于定量确定裂缝参数的资料。 1微裂缝的方向性 岩心观察发现，微裂缝组系与显裂缝组系相同，微裂缝发育具有一定的方向性，并且和组系的方向近于平行，反映微裂缝的形成机理和显裂缝相同，均为一定应力场作用下的产物。 2微裂缝的条带性 鄂尔多斯盆地沿 25和庄 40区块储层微裂缝分布平面上具有条带性的特点，微裂缝间呈平行或雁式、放射状、羽状排列，其方向大体与区域构造缝走向相同，即以北东方向为主。且显裂缝发育的地方，微裂缝也发育。 3微裂缝的充填性 微裂缝依其对渗流的有效性可分为有效缝和无效缝，有效缝充填原油、对油气的渗流起主导作用。无效缝被石英、方解石和泥质充填，对油气渗流不起作用或者所起作用甚微。微裂缝中矿物充填之后，若其介质环境发生变化，局部常产生溶蚀作用。被充填的微裂缝在后期构造应力作用下还可以重新活动张开，甚至再次被矿物充填。 4微裂缝发育与岩性的关系 大量岩石力学实验研究表明，岩性对裂缝发育程度有很大的影响。不同类型岩石，其抗张、抗压、抗剪强度相差很大，这直接影响到岩石的破坏程度和破坏方式。影响裂缝发育的岩性因素包括岩石成分、粒度、结构、胶结程度、孔隙性等。通常含脆性组分较高的岩石一般裂缝较为发育，如钙质砂岩、粉砂岩等岩石中裂缝发育，而泥岩中裂缝相对较小。 5微裂缝发育程度与层厚的关系 6微裂缝发育与沉积微相展布的关系 岩层厚度对微裂缝的影响显得较为重要。一方面，岩层中微裂缝的发育程度明显受单层岩层厚度的控制，通常薄层中微裂缝更为发育。另一方面，单层厚度薄的岩层中的岩石颗粒更为细小，岩石颗粒和单层厚度的双重影响控制微裂缝的发育程度，即薄岩层的颗粒较细，从而微裂缝更为发育。 微裂缝的发育也表现出明显的“相控”规律。沿 25区块为三角洲前缘水下沉积体系，在水下分流河道侧翼、前缘席状砂等微相，因砂层岩石颗粒较细，砂体单层厚度小而累积厚度大，其微裂缝最发育 ;水下分流河道和河口坝等微相，砂岩颗粒变粗，单层厚度变大，虽然累积砂层厚度大，但微裂缝的发育程度变差 ;在分流河道间、湖相泥等以泥质为主的微相中，微裂缝基本不发育。庄 40区块，微裂缝主要分布在水下浊积扇扇中边部。其余相带，微裂缝发育较差。 储层微裂缝物性参数的定量研究 %10 0 23计算方法 式中 微裂缝的线密度（条 / N 微裂缝条数； L 测量线段长度（ e 微裂缝开度（ m）； D 微裂缝间距（ m）。 微裂缝参数统计结果 区块 线密度 (条 /e (m) D (m) (%) f (%) f / (倍 ) K (1010K / 倍 ) 沿 25 2 庄 40 8 0204060801001 1 0 1 0 2 0 2 0 3 0 3 0 4 0 4 0 5 0宽度 / 0204060801001 1 0 1 0 2 0 2 0 3 0 3 0 4 0 4 0 5 0宽度 / 沿 25区块微裂缝开度频率分布图 庄 40区块微裂缝开度频率分布图 储层微裂缝发育的主控因素分析 裂缝的发育程度受岩性、层厚、沉积微相、构造和应力等因素控制。在低渗透储层的泥岩夹层中 ,常含有较高的脆性成份 ,裂缝较发育 ,使泥岩层的渗透性增加 ,对勘探开发有重要意义。 裂缝的渗透性受现应力场的影响 ,通常是与现应力场最大主应力方向近平行的裂缝渗透性最好。 因此 ,在研究古构造应力场形成裂缝的基础上 ,再根据现应力场的分布 ,对裂缝渗透性进行综合评价 ,对低渗透油田开发井网部署有指导作用。 第四节：小 结 (1)影响低渗储层物性参数的因素复杂。储层储集空间中孔隙喉道类型多样。粒间孔含量低，喉道的弯、扁、细小，是低渗透储层渗透性差的主要原因。低渗储层喉道分布表现为单峰、双峰、多峰。低渗储层有效喉道分布范围窄，对渗透率贡献较大的孔喉却拥有较小的储集空间。储层中的最大孔喉是决定和改善渗透率的重要因素。渗透率高的储层，大孔喉区域峰值高，较少数量的大孔喉贡献了渗透率的绝大部分。细小孔道在孔隙空间中所占的比例很大，而较大孔道所占比例很小，且其本身的孔径也不大。因此低渗砂岩储层退汞效率较低。 (2)岩样的有效喉道、有效孔隙及孔喉比等与孔隙度、渗透率之间具有较好的相关关系。有效喉道半径越大，其渗流通道越宽 ;喉道个数越多，其渗流通道越多。与中、高渗透储层相比，低渗透储层的孔喉比分布范围较宽。当孔喉比较小时，孔隙体积与喉道体积比值很小，单个孔隙被多个大喉道控制，孔隙内的油 (气 )容易流经喉道而被采出。当孔喉比较大时，单个孔隙被少数小喉道控制，孔隙间的连通性较差，很多储存油 (气 )的孔隙成为无效孔隙或死孔隙，其油 (气 )难以流经小喉道，采收率很低。 (3)低渗储层，不同渗透率级别的岩心，其孔隙大小及分布性质差异不大，其差异主要体现在喉道大小及分布上。低渗储层性质主要受喉道控制，喉道特征是决定储层物性好差的关键因素，不同渗透率级别的岩心，其渗透率由不同级别的喉道半径所控制，喉道半径分类特征明显。 (4)可动流体参数是决定低渗透油田开发效果好差的关键性参数之一。低渗储层孔隙微细，孔隙壁比面大，孔隙空间中有相当一部分为无效孔隙。展布在孔隙壁面上的束缚流体含量大，可动流体饱和度、可动流体孔隙度参数低且具有较强的非均质性。渗透率越低，可动流体饱和度、可动流体孔隙度随渗透率的降低衰减越快。 (5)低渗储层中可动流体不只受孔隙度和渗透率两个参数的影响。低渗储层特有的微观孔隙结构特征决定其中的多相流体分布及其渗流规律。反映在流体饱和度上表现为束缚水饱和度高、含油饱和度低、可动流体含量低、退汞效率低，表明储层的采收率较低。 第二章：低渗透储层微观驱替特征（包括双重介质） 第一节：微观模型水驱油实验研究 第二节：岩心水驱油实验核磁共振研究 第三节：岩心水驱油实验 第四节：小结 目 录 第一节：微观模型水驱油实验研究 模型制作 在 保持原岩心的各类性质和孔隙结构的条件下，岩心先洗油、烘干，然后切片、磨平，将磨平的岩石薄片粘结在两个玻璃片之间，在粘结时注意不要将孔隙污染或堵死，等胶粘剂固化后即制成了砂岩微观模型。由于其精细的制作技术， 在保持原岩心的各类性质和孔隙结构的条件下，岩心先洗油、烘干，然后切片、磨平，将磨平的岩石薄片粘结在两个玻璃片之间，在粘结时注意不要将孔隙污染或堵死，等胶粘剂固化后即制成了砂岩微观模型。由于其精细的制作技术，它保留了储层岩石本身的孔隙结构特征、岩石表面物理性质及部分填隙物，使研究结果可信度较其它模型大大增加。利用真实砂岩模型实验的最大优点是，可以通过显微镜和图像采集系统直接观察流体在实际油层岩石孔隙空间的渗流特征。 实验装置 微观模型实验系统包括显微观察系统、加压系统、图像采集系统、抽真空系统四个部分。 实验采用单一模型和组合模型分别进行水驱油实验。单一模型模拟油藏条件下的孔喉微观非均质性。组合模型模拟油藏的宏观非均质性、平面非均质性。组合模型将不同沉积相带，不同层位，同一沉积微相带不同位置，同一小层不同韵律部位的砂岩组合起来，模拟油田注水开发过程。研究储层注水开发的油水运动规律及驱油效率的主控因素 。 实验步骤 单模型微观水驱油实验过程和步骤 (1)饱和水 :将模型抽真空后饱和水，进行全视域和局部视域扫描、照相，计算模型的孔隙体积，原始含水饱和度。 (2)测液体渗透率 :每一模型测多个渗透率值，取其平均值作为该模型的渗透率。 (3)油驱水至残余水状态 :对模型进行油驱水至不出水后一倍孔隙体积为止，扫描、照相，统计模型的束缚水饱和度和原始含油饱和度。 (4)水驱油至残余油状态 :确定模型的水驱油启动压力，继续加压，统计模型在每一压力下不同注入倍数的含油饱和度和残余油饱和度，并照相、录相。 组合模型微观水驱油实验过程和步骤 (1)前面三步与单一模型相同； (2)水驱油实验 确定各模型的水驱油启动压力。关闭组合模型中的两个模型，在较低压力下，将未关闭模型的入口引槽的油驱净，使入口引槽全部为水。用同样的方法，处理其余 2个模型。关闭压力源，同时开启 3个模型，逐渐加压至渗透率最大模型开始进水，记录该模型的入口压力。再逐渐提高压力，寻找下一模型进水时的入口压力，记录该压力值，直至渗透率最小模型开始进水，记录其入口压力值。 不同注入压力下各模型的含油饱和度、残余油饱和度。在确定各模型的水驱油入口压力时，因压力值不断变化，无法考察同一注水压力下层间非均质性的影响。因此将 3个模型清洗后，重新饱和水、油，在固定压力下进行水驱油实验，记录不同模型的进水量、驱油效率、渗流速度。 微观水驱油特征 贾敏效应是不可忽视的阻力 液滴在毛管中运动的附加阻力 (左 )及贾敏效应 (右 ) 实验中发现，贾敏效应是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，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。这些附加阻力累积起来，就会对水驱油过程产生巨大的影响。 贾敏效应有如下表现形式 : a. 水驱油过程中注水压力变化； b. 贾敏效应的循环作用； c. 油滴受贾敏效应作用无法运移。 微观水驱油特征 微裂缝的存在明显加大了微观非均质程度 在含有微裂缝的双重孔隙介质模型中，水驱油主要有以下情形：在注入压力作用，注入水同时进入孔隙介质和裂缝中驱油，但随着注入压力的加大，注入水很快会沿着微裂缝向前突进，沿裂缝到达出口端，而孔隙介质中只有少量的水进入，驱油效率较低 。 微观水驱油特征 （单模型驱油效率为 组合模型的驱油效率为 （样品压力梯度平均值为 m ） 过高的注水速度形成 “ 大孔隙包围小孔隙 ” ；过低的注水速度，驱替压力不足，易造成 “ 小孔道包围大孔道 ” 的不利局面。 除上述特征外，还表现出以下主要特征： 影响驱油效率的因素分析 物性 总的趋势是随着孔隙度、渗透率参数的增大，驱油效率呈增大的趋势。但相关性不强，物性好的储层未必有好的驱替效果，物性差的储层也可能有较好的驱替效果。 孔隙结构 实验表明，孔隙结构是影响水驱油方式的主要因素。圆形孔道均为活塞式驱油，非活塞式驱油主要发生在不规则孔隙中。小孔道虽不规则，其边缘夹缝尺寸与孔道中央相近。 裂缝的存在增加了储层的平面非均质性，注入水沿裂缝突进较快，驱油效率较低。 注入量 砂岩微观模型的驱油效率统计结果如明注入量在 1一 23一 3能是 3加大了驱替压力，在一定程度上消除或减缓了贾敏效应等附加阻力的影响，使一些分散的油滴、油珠聚并，驱油效率增加较快。 注入压力 孔喉分选性好，分布均匀时，注入压力的提高对模型驱油效率的影响将明显减弱，注入压力的提高只能加速注入水在己形成的渗流通道中的渗流速度，而对驱油效率的改变作用不大。对于孔喉分选性差，孔喉分布不均匀时，当压力增大时，则突破较小的孔喉，形成相当一部分渗流通道，因此压力的提高对于这部分储层驱油效率的提高具有一定的作用。 第二节：岩心水驱油实验核磁共振研究 实验原理 实验中用重水 (替水 (为水相，因重水不含氢核，在核磁共振测量时不产生核磁共振信号，此时的核磁共振 驱前原始含油状态下的油相 可动或束缚 )。利用该状态下的核磁共振 理，水驱后剩余油状态下的油相 外，油相 用水驱前原始含油状态下的油相 用水驱后剩余油状态下的油相 (l)实验准备 :钻取岩心，并将两端取齐、取平，然后用溶剂 (洒精 +苯抽提法进行洗油，洁净度至荧光三级以下，再将岩心置于真空干燥箱中进行干燥至恒重状态为止，称岩心干重，测量长度和直径。 (2)渗透率测定 :用氮气作为介质，对每块岩心均测量五组不同压差和流量下的气体渗透率，通过线性回归得到克氏渗透率。 (3)饱和水及孔隙度测定 :岩心抽真空后加压饱和用重水配制的模拟地层水 (总矿化度为 25000)，称岩心湿重，用岩心湿重与干重之差计算孔隙度。 (4)油驱水至束缚水 :用长庆油田原油、煤油配制模拟油，模拟油粘度为 s ，油驱水至岩心饱和油束缚水状态。 (5)核磁共振测试 :将饱和油的岩心置于低磁场核磁共振岩心分析仪的探头中，进行核磁共振几测试，并反演出 (6)水驱油至残余油 :用模拟地层水驱至累积注入量 口端含水率接近 100%)。 (7)核磁共振测试 :进行岩心水驱油后剩余油状态下的核磁共振 反演出 实验方法 y = 5 0 . 1 7 9 x 0 . 1 3 0 7R 2 = 0 . 7 4 1 1354045505560650 . 1 1 10K / 1 0 m 2y = 5 0 . 1 7 9 x 0 . 1 3 0 7R 2 = 0 . 7 4 1 1354045505560650 1 2 3 4 5K / 1 0 m 2原始含油饱和度与渗透率关系 y = 3 3 . 3 3 4 x 0 . 1 7 8 4R 2 = 0 . 7 22025303540450 . 1 1 10K / 1 0 m 2可动油饱和度/%y = 3 3 . 3 3 4 x 0 . 1 7 8 4R 2 = 0 . 7 22025303540450 1 2 3 4 5K / 1 0 m 2可动油饱和度/%可动油饱和度与渗透率关系 y = 6 6 . 4 2 9 x 0 . 0 4 7 7R 2 = 0 . 5 2 0 455606570750 . 1 1 10K / 1 0 m 2可动油百分数/%y = 6 6 . 4 2 9 x 0 . 0 4 7 7R 2 = 0 . 5 2 0 455606570750 1 2 3 4 5K / 1 0 m 2可动油百分数/%可动油百分数与渗透率关系 岩心饱和油水驱前后 ） 及油相累积分布（下） 第三节：岩心水驱油实验 裂缝、微裂缝、次生溶蚀孔洞及均质、非均质性等）的极好方法 。 其通过岩石内部各成像单元的密度差异以 256个灰度等级可视化地将岩石的微观孔隙结构特征反映出来。通过 水饱和度。通过 维图像观察分析水驱油驱替过程。 定理之上的，当一束 分 大部分能穿透物体。透过物体后的 以检测器检测到的 一系列的 可以获得来自不同角度的 过处理这一系列的 可得到由不同数目像素组成的 (像素数 : 500000 图像质量取决于图像的制式。通过 立了一项简易关系式用来计算岩石的孔隙度。 立了 用来 计算含水饱和度的公式。 实验原理简介 岩心夹持器水平固定在 水平位移由计算机控制，精度为 向位移处于锁定状态。 注入端向出口端，每次共扫描 11个点，平均每 描一个点。此， 11个 究表明：两相的 得的孔隙度及含水饱和度越精确。所以，在本实验中，使用聧烷 (炭十 )为油相， 水两相的 46，气水两相的 565。进行注水实验时，注入压力由压力传感器进行检测，注入速度由 态含水饱和度随时间的变化可通过对 实验方法简介 岩石密度及结构 干岩样的 1400 2200 岩心 345） 岩心 418） 岩心 345） 1700175018001850190019502000岩心 心 心 通过 们可以迅速检验岩石的密度及结构，图中显示的是三支岩心的 显而易见，岩心 2最致密，其次是岩心 3。岩心 1和 2的 的 (1700有明显的致密夹层，致密夹层的 900传统上用来进行室内研究的模拟岩心相比，西峰油田岩心的 00属于特低渗的致密砂岩。 0102030405060700 . 0 2 0 . 0 4 0 . 0 6 0 . 0 8 0 . 1 0 . 1 2 0 . 1 4 0 . 1 6 0 . 1 8 0 . 2孔隙度 , P %岩心 - 1岩心 - 2岩心 - 3孔隙度经向分布 (从孔隙度在各个截面上的分布图来看，岩心 1和岩心 2的孔隙度在截面上的分布较为均匀，而岩心 3的孔隙度分布波动较大，含有一部分较高的孔隙度。由于渗透率与孔隙度成简单的正比关系，所以当孔隙度在截面上的分布不均时会造成非均质的渗透率分布。 00 . 10 . 20 . 30 . 40 . 50 . 60 . 70 . 80 . 90 0 . 2 0 . 4 0 . 6 0 . 8 1X D , 无因次长度含水饱和度,w 1 2 p si 2 5 p si 5 0 p si 7 5 p si 1 0 0 p si 不同压力下的含水饱和度沿长度方向的分布 00 . 10 . 20 . 30 . 40 . 50 . 60 . 70 . 80 . 910 0 . 2 0 . 4 0 . 6 0 . 8 1X D , 无因次长度含水饱和度, w 7 5 p si 1 0 0 p si 1 2 5 p si 1 5 0 p si 2 0 0 p si 2 5 0 p si 3 5 0 p si 10 . 20 . 30 . 40 . 50 . 60 . 70 . 80 . 910 0 . 2 0 . 4 0 . 6 0 . 8 1X D , 无因次长度含水饱和度, w i= 1 2 p si 2 5 p si 5 0 p si 7 5 p si 1 0 0 p si 1 5 0 p si 2 5 0 p si 岩心 3 岩心 1不同压力下的含水饱和度 (数值 )沿长度方向的分布图，其特点是水驱为活塞式的。岩心 2不同压力下的含水饱和度 (数值 )沿长度方向的分布图，其特点是注入水以近似活塞式推进，但推进速度受流动阻力控制。 0102030405060700 50 100 150 200 250 300 350 400注入压力 , p s %岩心 2岩心 00 . 0 10 . 0 20 . 0 30 . 0 40 . 0 50 . 0 60 5