低渗透砂岩储层微观孔隙结构与流体渗流机理全解.ppt

8、存在问题与发展趋势 （1）非常规储层渗流驱替实验过程中微流动参数监测与计量 （2）非常规储层渗流驱替实验过程中可视化评价（识别精度） （3）非常规储层渗流驱替系统的构建 （4）水驱过程中微观参数变化的定量表征与剩余油实时刻画 * * * * 岩心夹持器水平固定在CT断层扫描仪的扫描腔中，岩心夹持器水平位移由计算机控制，精度为0.001cm，纵向位移处于锁定状态。CT扫描是沿着岩心的经向，从注入端向出入端，每次共扫描11个点，平均每0.55cm 扫描一个点。CT扫描的截面厚度为0.5cm，由此，11个CT扫描几乎将岩心的所有长度都包括在内。研究标明：两相的CT值相差越大，测得的孔隙度及含水饱和度越精确。所以，在本试验中，使用聧烷(炭十)为油相，8.0wt% KBr（溴化钾）为水相。油水两相的CT值相差846，气水两相的CT值相差近1565。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ISCO泵控制和记录。动态含水饱和度随时间的变化可通过对CT图像的处理来得到。 CT扫描驱替实验 6、低渗透砂岩的流体微观渗流特征 低渗透储层的启动压力梯度 低渗透砂岩储层的油水两相渗流规律 低渗透砂岩的微观水驱油机理 低渗透砂岩的微观剩余油赋存机理 低渗透砂岩的水驱油空间表征 区块 样 品 数 层位 孔隙度（%） 渗透率(mD) 拟启动压力梯度（MPa/m） 真实启动压力梯度（MPa/m） 启动压力梯度差值（MPa/m） 庆阳 1 长8 7.64 0.22 0.586 0.063 0.523 合水 1 长8 14.27 2.3 0.056 0.012 0.044 白豹 1 长4+5 17.64 0.19 0.928 0.121 0.807 1 长6 11.19 0.34 0.439 0.041 0.398 吴旗 1 长4+5 15.22 0.32 0.486 0.091 0.395 铁边城 1 长4+5 16.25 0.66 0.214 0.038 0.176 大路沟 5 长6 12.26 0.65 0.558 0.046 0.512 镇北 1 长8 9.97 0.71 0.127 0.023 0.104 白于山 4 长4+5 12.59 1.09 0.148 0.018 0.130 王窑东 2 长6 11.89 0.37 0.373 0.03 0.343 杏河 2 长6 12.26 1.79 0.059 0.013 0.046 虎狼峁 2 长6 12.42 0.18 0.812 0.102 0.71 白马 13 长8 10.61 0.47 0.570 0.056 0.514 董志 6 长8 11.26 0.59 0.468 0.040 0.428 低渗透储层的启动压力梯度 拟启动压力梯度、真实启动压力梯度和启动压力梯度差值与岩心渗透率之间表现出了较好的相关关系。样品渗透率大于0.5×10-3μm2，岩心渗透率的降低，启动压力梯度增大速度均较慢。当岩心渗透率介于0.2～0.5×10-3μm2时，岩心渗透率的降低，启动压力梯度增大速度开始加快。岩心渗透率小于0.2×10-3μm2，渗透率的降低，启动压力梯度快速增大。这是因为随着样品渗透率的增加，孔喉半径也随之增大，边界流体所占的比例减少，边界层对流体渗流的影响程度减弱。 临界启动渗透率研究 平均储层压力为18MPa，生产井井底流压为5MPa，注采井距为300m，井筒半径为0.108m，注水井井底流压为35MPa，根据这些参数，可以计算出注采井间不同半径处的驱替压力梯度。分析发现，驱动压力梯度在注水井和采油井附近最大，随着距井筒距离的增大，驱动压力梯度逐渐减小，在两井中心附近驱动压力梯度达到最小。 临界启动渗透率计算 注水井和生产井附近，驱动压力消耗较大，驱动压力梯度小，启动压力梯度小，临界启动渗透率小。距注水井40m处，驱动压力梯度为0.0782MPa/m，该点的临界启动渗透率为0.9005×10-3μm2，这表明只有渗透率大于0.9005×10-3μm2的储层中流体才能参与渗流。在距注水井约165m附近，驱动压力梯度达到最小0.0275MPa/m，临界启动渗透率达到最大，为1.8573×10-3μm2，基本没有储层参与流动，没有建立起有效的驱替压力系统，动用程度非常差。在距注水井270m、距生产井30m处，驱动压力梯度增大，达到了0.0850MPa/m，此处的临界启动渗透率为0.8501×10-3μm2。 低渗透砂岩储层的油水两相渗流规律 井号 样品数 束缚水 交点处 残余油 两相共渗区 Sw Kro Sw Krow So Krw Sw 庄9 2 45.65 0.064 57.05 0.190 31.80 0.286 22.55 庄110 8 34.52 0.078 4