塔里木盆地石炭系海相碎屑岩油藏微观剩余油形成机理与分布特征

doi:10.11743/ogg20210608

摘要/Abstract

摘要：

为揭示塔里木盆地石炭系A油藏水驱开发末期剩余油潜力，综合利用水驱过程的CT扫描检测、高温高压条件下水驱后含油薄片观察和高温高压微观刻蚀模型水驱油实验3种实验手段，揭示了西部某A油藏石炭系底部的海相储层剩余油形成机理，明确了水驱开发末期的剩余油类型及潜力分布，并提出了三次采油建议。研究结果表明：受注入水剥离作用、突进分隔作用、绕流作用和捕获作用影响，剩余油分布呈现整体分散、局部斑块状富集的特点；剩余油类型可划分为孔喉充填型、孔内半充填型、孔壁油膜型、分散油滴型、喉道滞留型和角隅型6种。其中，水驱中水洗区域的孔内半充填型和分散油滴型剩余油，呈分散状，占65.4%，潜力最大；水驱未波及区域内的孔喉充填型剩余油，呈斑块状富集，占21.0%，潜力次之。建议用表面活性剂驱或天然气驱进行挖潜。

关键词: 驱替实验, 剩余油形成机理, 微观剩余油分布, 海相碎屑岩油藏, 石炭系, 塔里木盆地

Abstract:

Three experiments including CT scanning during flooding, post-flooding observation of oil-bearing thin sections under high temperature and pressure, and water flooding under high temperature and pressure by microscopic etching model, are utilized to disclose the formation mechanisms of remaining oil, their types and distribution at the end of water flooding in the marine A reservoir at the bottom of the Carboniferous system, western Tarim Basin, and strategies of enhanced oil recovery (EOR) are proposed. The results show that the remaining oil is in dispersed distribution as a whole and features patchy enrichment, due to the stripping, fingering, by-passing and capturing effects; accordingly, the remaining oil can be categorized into 6 types including pore throat filling, pore half-filling, oil film on pore walls, dispersed oil droplets, throat retention and pore corner retention. Among others, the pore half-filling type and dispersed oil droplet type in the flooded areas, account for 65.4% of the total, the highest in production potential, followed by pore throat filling type in non-swept zones, which features patchy enrichment, accounting for 21%, with lower production potential. In this regard, the surfactant or gas flooding is suggested to enhance oil recovery.

Key words: flooding experiment, formation mechanism of remaining oil, microscopic distribution of remaining oil, marine clastic reservoir, Carboniferous, Tarim Basin

中图分类号:

TE327

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图/表 7

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参考文献 21

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类型		毛管压力曲线参数		铸体薄片图像分析		类型占比/%	岩性
类型		孔喉半径/μm	渗透率/（10^-3 μm²）	孔隙直径/μm	喉道直径/μm	类型占比/%	岩性
Ⅰ（粗喉）	Ⅰ_g（高渗）	＞10	＞500	＞95	＞35.0	3.5	中砂岩
Ⅱ（中喉）	Ⅱ_g（高渗）	5 ~ 10	> 500	75 ~ 95	28.0 ~ 35.0	17.0	细砂岩
Ⅱ（中喉）	Ⅱ_z（中渗）	5 ~ 10	50 ~ 500	67 ~ 75	25.0 ~ 28.0	37.6	细砂岩
Ⅲ（细喉）	Ⅲ_z（中渗）	1 ~ 5	50 ~ 500	64 ~ 67	23.5 ~ 25.0	28.9	细砂岩
	Ⅲ_d（低渗）	1 ~ 5	10 ~ 50	58 ~ 64	20.5 ~ 23.5	9.6	粉砂岩
	Ⅲ_td（特低渗）	1 ~ 5	1 ~ 10	48 ~ 58	17.5 ~ 20.5	1.9	粉砂岩
Ⅳ（微细喉）	Ⅳ_td（特低渗）	＜1	1 ~ 10	＜48	＜17.5	1.3	粉砂岩

实验类型	样品及参数				实验条件
实验类型	样品编号	岩性	渗透率/（10^-3μm²）	孔隙结构	温度/℃	围压/MPa	实验用油
水驱过程的CT扫描检测	CT-1	细砂岩	154.0（液测）	Ⅱ_Z	50	5.5	用实际井口原油，按照地层原油粘度进行配比
水驱过程的CT扫描检测	CT-2	细砂岩	65.6（液测）	Ⅲ_Z	50	5.5	用实际井口原油，按照地层原油粘度进行配比
水驱后含油薄片观察	SQY-1	细砂岩	144.9（气测）	Ⅱ_Z	100	39.0 ~ 41.0	实际井口原油加天然气，按照地层原油粘度配比
	SQY-2	细砂岩	471.8（气测）	Ⅱ_Z
	SQY-3	细砂岩	475.1（气测）	Ⅱ_Z
	SQY-4	细砂岩	279.0（气测）	Ⅱ_Z
	SQY-5	细砂岩	26.0（液测）	Ⅲ_Z	100	39.0
微观刻蚀模型驱油	FZ-1	—	—	Ⅰ_g	100	30.0 ~ 35.0	煤油
	FZ-2	—	—	Ⅱ_g
	FZ-3，FZ-4，FZ-5	—	—	Ⅱ_z
	FZ-5，FZ-5	—	—	Ⅲ_z

剩余油形成机理	驱替液波及效率	机理分析	分布模式	剩余油分布模式及特征	比例/ %
突进分隔作用	波及效率高			孔内分散油珠分散分布	10.1
剥离作用	波及效率中等			孔内半饱和状分散分布	55.3
毛细管绕流作用	未波及/ 弱波及			孔内饱和状斑状和片状富集	21.0
油润湿捕获作用	波及效率高			孔内膜状零散分布	4.8
角隅捕获作用	波及效率高			孔内角状星点状分布	3.0
细喉道捕获作用	波及效率中等			喉道夹持油滴状星点状分布	3.8

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