低滲透砂巖油藏儲層評價(jià)方法

1、低滲透砂巖油藏儲層評價(jià)方法,前蘇聯(lián),美 國,將儲層滲透率小于100×10-3μm2的油藏定義為低滲透油藏。,將儲層低滲透小于10×10-3μm2的油藏定義為低滲透油藏。,一般用滲透率來衡量流體在孔隙介質(zhì)中的流動能力的大小。低滲透油藏是一個相對的概念，世界各國的劃分標(biāo)準(zhǔn)和界限因不同國家、不同時(shí)期的資源狀況和技術(shù)經(jīng)濟(jì)條件的不同而不同。,,一、前言

2、 基本定義,我國一般是將儲層平均空氣滲透率小于或等于50×10-3μm2的油藏定義為低滲透油藏。 國內(nèi)、外低滲透油田的開發(fā)已有幾十年的歷史，其開發(fā)研究工作也在不斷的深入。隨著勘探程度的不斷提高，低滲透油田儲量在新增探明儲量中所占比例越來越大,目前已成為儲量接替和新區(qū)產(chǎn)能建設(shè)的主要陣地。 因而，進(jìn)一步提高低滲透油藏的開發(fā)水平、改善已開發(fā)低滲透油藏的開發(fā)效果將越來越重要。,,一、前言

3、 基本定義,中國砂巖油田分類標(biāo)準(zhǔn),中高孔滲型,低孔低滲型,（低滲透砂巖油田開發(fā)） 李道品 石油工業(yè)出版社 1997年9月,0.1-50×10-3μm2為低滲透油層，根據(jù)實(shí)際生產(chǎn)特征，按照油層平均滲透率可以進(jìn)一步把低滲透油田分為三類：第一類 一般 低滲透油田 油層平均滲透率 10.1-50×10-3μm2 （國外開發(fā)）第

4、二類 特 低滲透油田 油層平均滲透率 1.1-10×10-3μm2 （國內(nèi)開發(fā)）第三類 超 低滲透油田 油層平均滲透率 0.1-1.0×10-3μm2 （長慶開發(fā)）,,一、前言 基本定義,,文南油田不同類型儲層孔隙結(jié)構(gòu)特征,低滲透油層分類（按照油層壓力系數(shù)分類） 異常高壓大體可分為

5、兩種類型：一種與地層沉積和欠壓實(shí)有關(guān)；另一種與構(gòu)造作用有關(guān)。上述兩種異常高壓類型也不全是絕然分開的，往往兩種特征兼而有之。 我國許多異常高壓油田都屬于低滲透油田，特別是壓力系數(shù)大于1.4的超高壓油田都是低滲透油田。由此看來低滲透油田與異常高壓有密切關(guān)系。 與地層沉積和欠壓實(shí)類型有關(guān)的異常高壓程度 ---壓力系數(shù)與油層滲透率有明顯關(guān)系（中國東部） 與構(gòu)造作用類型有關(guān)的異常高壓程度

6、 ---壓力系數(shù)與油層滲透率沒有明顯關(guān)系（中國西部）低滲透油層，根據(jù)實(shí)際生產(chǎn)特征，按照油層壓力系數(shù)可以進(jìn)一步把低滲透油田分為四類：第一類 超高壓低滲透油田 壓力系數(shù) 大于1.4 中原文東、文南沙三，大港馬西、馬東，勝利牛莊第二類 異常高壓低滲透油田 壓力系數(shù) 1.1-1.4 濮城沙三、文南沙二下第三類 常壓低滲透油田

7、壓力系數(shù) 1.0 衛(wèi)城沙三下、沙四第四類 異常低壓低滲透油田 壓力系數(shù) 小于1.0（陜甘寧盆地）,低滲透油層分類（按照儲層成因分類） 沉積成因 近源 遠(yuǎn)源 成巖作用成因,成巖作用成因,儲量占42.15%，水驅(qū)控制程度64.4%，水驅(qū)動用程度39.3%，采油速度0.96%，標(biāo)定采收率29.1%，采出程度18.7%，綜合含水81.68%。 低

8、滲油藏分為兩類：常壓低滲油藏儲量占49.1%，高溫高壓深層低滲油藏儲量占50.9%。 常壓低滲油藏包括濮城沙三、衛(wèi)城、橋口等油田，該類油藏構(gòu)造復(fù)雜、含油層系多、層間差異大。標(biāo)定采收率32.45%，水驅(qū)控制程度75.0%，水驅(qū)動用程度52.0%，采出程度21.2%，采油速度1.12%，綜合含水82.6%。該類油藏儲層物性雖然較差，但油藏埋深大多數(shù)小于3000m，工藝技術(shù)適應(yīng)性較強(qiáng)，開發(fā)效果較好。 高溫高壓深層低滲油藏主要指

9、文東、文南油田，埋藏深度3100～3800m，地層溫度90～140℃，壓力系數(shù)1.2～2.0，地層水礦化度高。該類油藏由于井深、高溫、高壓、高鹽，造成鉆井投資大（單井800萬元以上），工藝適應(yīng)程度低，水驅(qū)動用程度低，開發(fā)效果差。標(biāo)定采收率25.85%，水驅(qū)控制程度56.0%，水驅(qū)動用程度30.0%，采出程度16.2%，采油速度0.8%，綜合含水80.24%。,中原油田低滲透油藏,,二、三類層剩余油儲量占40.4%注采不完善區(qū)域剩余油儲

10、量占28.5%斷層遮擋剩余油儲量占20.4%井間滯留區(qū)剩余油儲量占10.7%,低滲透油藏存在的普遍問題：一是開發(fā)層系劃分較粗，注采井距偏大，注水壓力高，二、三類層動用程度低；二是井況損壞嚴(yán)重，井網(wǎng)更新恢復(fù)程度低；三是分層開采工藝急待攻關(guān)配套。 該類油藏潛力較大，剩余油分布主要體現(xiàn)在以下幾個方面：,采收率目標(biāo)值可以達(dá)到35.3%，增加可采儲量潛力1145萬噸。,一、低滲透油藏開發(fā)現(xiàn)狀二、低滲透油藏開發(fā)特點(diǎn)三、低滲透油藏開發(fā)規(guī)

11、律四、低滲透油藏開發(fā)集成配套技術(shù),,匯報(bào)提綱,一、中國低滲透油藏開發(fā)現(xiàn)狀,中國低滲透油藏資源豐富，但開發(fā)難度越來越大。隨著技術(shù)的進(jìn)步，不斷挑戰(zhàn)極限，低滲透油藏開發(fā)下限不斷降低。,一般低滲透油藏：<50mD特低滲透油藏： 1.0-10mD超低滲透油藏： 0.5～1.0mD 0.1～0.5mD,中國低滲透油藏分類,通過隨著技術(shù)的進(jìn)步，不斷挑戰(zhàn)極

12、限，低滲透油藏開發(fā)下限不斷降低。,中國低滲透油氣資源現(xiàn)狀,我國東部老油區(qū)，石油產(chǎn)量逐年遞減，發(fā)現(xiàn)的常規(guī)油氣藏規(guī)模越來越小，低滲透油氣儲量不斷增加，主要分布在中深層；中西部地區(qū)，儲層物性差，非均質(zhì)性強(qiáng)，有大面積的低滲透油氣資源。,,截止2004年底我國探明低滲透石油地質(zhì)儲量,,58,近年來，中國石油探明儲量的快速增長主要依賴低滲透儲量的發(fā)現(xiàn)，低滲－特低滲油藏的儲量比例由2000年的31%上升到2006年的67%。其中，未動用儲量中低滲透儲

13、量占2/3。 低滲透儲量主要分布在長慶、大慶、吉林和新疆油區(qū)。,,歷年新增探明儲量變化情況,一、中國低滲透油藏開發(fā)現(xiàn)狀,中國低滲透儲量的比例越來越大,2000年新區(qū)產(chǎn)能建設(shè)中低滲透油藏建產(chǎn)比例為40%，2006年上升到70%；2000年低滲透油藏年產(chǎn)量（1541萬噸）約占中國石油年產(chǎn)量的15.1%，2006年（2133萬噸）上升到21.9%。低滲透油田的逐年上產(chǎn)是中國石油產(chǎn)量增長穩(wěn)產(chǎn)的主要因素。,一、中國低滲透油藏開發(fā)現(xiàn)狀,

14、低滲透油田產(chǎn)能建設(shè)和產(chǎn)量比例逐年增大,一、低滲透油藏開發(fā)現(xiàn)狀二、低滲透油藏開發(fā)特點(diǎn)三、低滲透油藏開發(fā)規(guī)律四、低滲透油藏開發(fā)集成配套技術(shù),,匯報(bào)提綱,儲層巖性細(xì)，低孔、低滲，物性差；低滲儲層為巖性油藏，大面積分布，連續(xù)性差；儲層厚度、物性變化大，微裂縫發(fā)育，非均質(zhì)性強(qiáng)。,砂泥巖薄互層油藏,帶裂縫的微孔隙(鑄體薄片),二、中國低滲透油藏開發(fā)特點(diǎn),儲層特點(diǎn),砂泥巖薄互層油藏；巖性細(xì)、含水飽和度高；儲量豐度低,油藏特點(diǎn),（1）儲層

15、物性差、孔喉細(xì)小、孔隙度低,孔隙以中孔和小孔為主，吼道以管狀和片狀的細(xì)喉道為主，喉道的中值半徑一般小于1.5μm。因此采收率低。,粒間孔。單偏光10×20。牛35井，2957m。,鐵白云石溶蝕成孔隙。單偏光10×20。河125-1井，3018.5m,1、地質(zhì)特征,,,1）、低滲透油藏特點(diǎn),儲層巖性細(xì)，主要為細(xì)－粉細(xì)砂巖，孔隙喉道小、物性差，滲流阻力大，不符合常規(guī)油田開發(fā)規(guī)律。,鎮(zhèn)53：2175.65m 長81 灰褐色

16、油浸細(xì)砂巖,巖性細(xì)，物性差，儲層滲流阻力大,西峰油田壓汞曲線,姬塬鐵邊城區(qū)長4+52滲透率等值線圖,陸相沉積決定了沉積微相變化大，沉積后成巖作用改造強(qiáng)烈，使得儲層在宏觀、微觀上均表現(xiàn)出強(qiáng)烈的非均質(zhì)性。,非均質(zhì)性強(qiáng)，物性變化大,鐵邊城長4+5砂巖段孔滲縱向分布特征,,樊31井,勝3-80井,低滲透儲層原始含水飽和度一般為40%左右，比高滲透層原始含水飽和度高,典型井分析對比表,（2）油層束縛水飽和度高,1、地質(zhì)特征,,石油地質(zhì)儲量評價(jià)表,

17、由于油藏物性差、油層厚度薄，含油豐度低，一般油層豐度為40～60萬噸/平方千米，屬低豐度油藏。,儲量豐度低,2、低滲透油田勘探開發(fā)技術(shù),,長慶油田儲量豐度：45～50萬噸/平方千米 吉林油田儲量豐度：53萬噸/平方千米,,滲透率對油井產(chǎn)量影響明顯，低滲油層自然產(chǎn)能極低（初產(chǎn)小于0.5噸/日），不經(jīng)過壓裂改造很難獲得工業(yè)油流。,單井產(chǎn)量低,2、低滲透油田勘探開發(fā)技術(shù),,米采油指數(shù)與滲透率關(guān)系圖,儲層普遍具有低孔、低滲、低含油飽和度的特性

18、，油層與水層、有效儲層與非儲層的巖電性響應(yīng)差異小，有效油層識別難度大。,油層判識難,測井解釋的干層出油，油水層不產(chǎn)液的情況普遍。,2、低滲透油田勘探開發(fā)技術(shù),,（元91井）,有效驅(qū)替壓力系統(tǒng)難以建立,2、低滲透油田勘探開發(fā)技術(shù),,常規(guī)油藏毛管力起主要作用，滲流為達(dá)西滲流；低滲透油藏中流體與巖石分子力作用較強(qiáng)，具有明顯的非達(dá)西滲流特征，其運(yùn)動方程為：,壓力分布方程:,上述方程在封閉邊界、彈性不穩(wěn)定流的條件下，無解析解，雖有數(shù)值解，但結(jié)果常

19、與實(shí)際值不符。,2、低滲透油田勘探開發(fā)技術(shù),,非達(dá)西滲流儲層內(nèi)部無壓差、無流體流動，有效驅(qū)替壓力系統(tǒng)難以建立。,壓力剖面示意圖,壓力梯度剖面示意圖,,開采初期： 由于宏觀和微觀的壓力損失大，因此，開采初期產(chǎn)量遞減快，產(chǎn)量平均月下降10.3%，壓力下降快，采出1%地質(zhì)儲量地層壓力下降47.2%。 開采中后期： 由于微觀啟動壓差差異大，造成中后期含水上升快，采液、采油指數(shù)下降快，油井穩(wěn)產(chǎn)難度大。 宏觀、微觀采

20、收率低。,穩(wěn)產(chǎn)難度大,2、低滲透油田勘探開發(fā)技術(shù),,儲層滲透率低、孔隙度低，喉道以微細(xì)喉為主，導(dǎo)致了開發(fā)過程中，液相和固相都對儲層有較強(qiáng)的傷害性，造成油層保護(hù)難度加大。,油層保護(hù)難度大,2、低滲透油田勘探開發(fā)技術(shù),,低滲透儲層傷害試驗(yàn)分析表,一般無自然產(chǎn)能，大多需要壓裂才能獲得工業(yè)油流；天然能量不足，產(chǎn)量遞減快，需要人工補(bǔ)充能量開采；滲流阻力大，存在啟動壓力梯度，建立有效驅(qū)替壓力系統(tǒng)難度大；注水開發(fā)見效慢、或存在方向性見水、見效；

21、采收率低（20%左右），采油速度低（1%左右）；需要密集井網(wǎng)開發(fā)，投入高、產(chǎn)出低，開發(fā)風(fēng)險(xiǎn)大。,驅(qū)替壓力梯度～驅(qū)替速度關(guān)系曲線,安塞油田產(chǎn)量遞減曲線,二、中國低滲透油藏開發(fā)特點(diǎn),開發(fā)特點(diǎn),一、低滲透油藏開發(fā)現(xiàn)狀二、低滲透油藏開發(fā)特點(diǎn)三、低滲透油藏開發(fā)規(guī)律四、低滲透油藏開發(fā)集成配套技術(shù),,匯報(bào)提綱,低滲透儲層存在啟動壓力梯度，滲透率越低，啟動壓力梯度越大。,（一）低滲透油田存在啟動壓力梯度，滲流呈非線性滲流特征,考慮非達(dá)西滲流的

22、產(chǎn)量預(yù)測結(jié)果更符合實(shí)際。達(dá)西滲流的產(chǎn)量預(yù)測結(jié)果偏大。,三、中國低滲透油藏開發(fā)規(guī)律,壓差25MPa，k=1mD, λ＝0.12MPa/m,極限注采井距隨啟動壓力梯度的增大而減小。在壓差和啟動壓力梯度一定的條件下，井距越小，啟動系數(shù)越大。 在一定壓力差下注水驅(qū)替能啟動的面積與整個單元面積之比為啟動系數(shù)。,三、中國低滲透油藏開發(fā)規(guī)律,低滲透儲層普遍具有巖性細(xì)、含水飽和度高的特點(diǎn)，油藏中存在自由水，表現(xiàn)出油田開發(fā)初期就具有較高的含水，不存

23、在無水采油期。,低滲透油層一般都要經(jīng)過壓裂改造后才能投產(chǎn)，但生產(chǎn)能力也都很低（1-5 t／d） ，米采油指數(shù)一般只有0.09～0.17t／(MPa·d·m)。,(二)低滲透油藏開發(fā)初期含水高，不存在無水采油期,（三）油井生產(chǎn)能力低，采油指數(shù)小,三、中國低滲透油藏開發(fā)規(guī)律,（四）注水井吸水能力差，油井見注水效果緩慢 低滲透油層物性低，注水井吸水能力弱；滲流阻力大，傳導(dǎo)能力差，大部分能量都消耗在注水井周圍，油井見

24、效程度差。（五）裂縫性低滲透油藏沿裂縫方向油井水竄、水淹嚴(yán)重 對于微裂縫發(fā)育、或壓裂開發(fā)的低滲透油藏，其注水井吸水能力高，沿裂縫方向的油井水竄、水淹現(xiàn)象十分嚴(yán)重。（六）初期產(chǎn)量遞減快，穩(wěn)產(chǎn)難度大 儲層滲流阻力大,建立有效的驅(qū)替壓力系統(tǒng)比較困難,地層壓力下降比較快，開采初期產(chǎn)量遞減快。,三、中國低滲透油藏開發(fā)規(guī)律,（七）油井含水達(dá)到一定程度后采液(油)指數(shù)大幅度下降 由于油水粘度比和巖石潤濕性等多種因素的影響，低

25、滲透油井含水達(dá)到一定程度后采液(油)指數(shù)大幅度下降。特別是中后期含水上升快，采液、采油指數(shù)下降快，當(dāng)含水達(dá)到50％～60％時(shí)，無因次采液指數(shù)最低，只有0.5左右，無因次采油指數(shù)更低，只有0.2左右。對油井含水達(dá)到一定程度后的提液和穩(wěn)產(chǎn)造成極大困難。,安塞油田王窯區(qū)無因次采液采油指數(shù)曲線,三、中國低滲透油藏開發(fā)規(guī)律,3)、國內(nèi)外低滲透油藏勘探開發(fā)現(xiàn)狀,目前在全球范圍內(nèi)，多數(shù)產(chǎn)油國開發(fā)目標(biāo)主要是中高滲產(chǎn)層。僅北美地區(qū)極少數(shù)國家、極少數(shù)油田開

26、發(fā)1.0毫達(dá)西左右的低滲油藏，單井產(chǎn)量僅為0.5～1.0噸/日?？傮w來看，低滲油田由于開發(fā)難度大，其開發(fā)水平普遍較低。 近年來，我國已把低滲透油氣資源的勘探開發(fā)技術(shù)列入了室內(nèi)實(shí)驗(yàn)和現(xiàn)場攻關(guān)的議事日程。長慶相繼獲得了一些技術(shù)突破，也取得了一些成功的經(jīng)驗(yàn)，形成了部分國際領(lǐng)先技術(shù)，成功開發(fā)了0.5～1.0毫達(dá)西超低滲油藏，單井產(chǎn)量3.0～4.0噸/日，創(chuàng)立了國際領(lǐng)先的低滲透油田勘探開發(fā)特色技術(shù)。,2、低滲透油田勘探開發(fā)技術(shù),,4)、長

27、慶低滲透油田勘探開發(fā)特色技術(shù),長慶油田強(qiáng)化科學(xué)研究，堅(jiān)持自主創(chuàng)新，將非達(dá)西滲流理論應(yīng)用于油田礦場實(shí)踐，創(chuàng)新發(fā)展了以“井網(wǎng)優(yōu)化、超前注水和開發(fā)壓裂”為主的核心技術(shù)，使低滲透的開發(fā)下限不斷降低。 八十年代末期： 10毫達(dá)西左右 九十年代末期： 1毫達(dá)西左右 2003年—至今： 0.5毫達(dá)西左右 2005年開始： 0.3毫達(dá)西攻關(guān) 特低滲油田的開發(fā)走在了世界前列。,2、低滲透油田勘探開發(fā)技術(shù),,特色技術(shù),剩余油

28、飽和度測試技術(shù)及水平井測井評價(jià)技術(shù),低滲水驅(qū)油田水淹層測井解釋與剩余油飽和度測試技術(shù)，為老油田的調(diào)整、提高采收率提供技術(shù)支持。 以隨鉆測井為主的水平井測井評價(jià)技術(shù)，開展水平井儲層測井精細(xì)識別與評價(jià)。,3、低滲透油田勘探開發(fā)前景,,新元9-9井脈沖中子—中子(PNN)測井成果圖,PNN測井顯示井段1480.0-1484.0米為中水淹層,采取措施后日產(chǎn)油從0.39t/d增加到3.05t/d。,3、低滲透油田勘探開發(fā)前景,,進(jìn)

29、一步完善低滲油藏井網(wǎng)優(yōu)化、超前注水配套技術(shù),超低滲油藏裂縫發(fā)育，裂縫的方位、幾何形態(tài)、密度、長度對油藏的井網(wǎng)部署及注采效果有極大的影響，目前世界上尚無有效對策。因此，研究裂縫與井網(wǎng)的最佳匹配，建立有效的驅(qū)替壓力系統(tǒng)，是未來低滲油藏技術(shù)發(fā)展方向。,安塞油田坪橋區(qū)裂縫含水分布圖,,推廣應(yīng)用水平井及小井眼鉆采技術(shù),水平井可增大油藏泄油面積，降低滲流阻力，提高單井產(chǎn)量。因此，需要積極開展水平井分段壓裂工藝技術(shù)攻關(guān)，形成超低滲透油藏水平井開發(fā)理論

30、和配套工藝技術(shù)。,3、低滲透油田勘探開發(fā)前景,,開展壓裂液微觀傷害機(jī)理研究，優(yōu)化縫長，確定裂縫導(dǎo)流能力界限，研發(fā)低傷害壓裂液體系。從而形成適用于超低滲儲層的壓裂改造配套技術(shù)。,油層改造及降低滲流阻力技術(shù),3、低滲透油田勘探開發(fā)前景,,壓裂優(yōu)化模擬圖,3、低滲透油田勘探開發(fā)前景,,由于分子力的作用，巖石表面存在流體吸附層，用不同的添加劑改善巖石表面電荷和吸附特性，可提高滲流能力，增加油井產(chǎn)量。,,添加劑改善儲層滲流能力示意圖,3、低滲透油

31、田勘探開發(fā)前景,,氣驅(qū)相滲曲線測定試驗(yàn)表明，氣驅(qū)油效率比水驅(qū)油效率高，采用注氣開發(fā)，可獲得較高的采收率。因此，開展萃取及瀝青沉淀室內(nèi)實(shí)驗(yàn)、開展注CO2、N2等提高采收率的巖芯驅(qū)替試驗(yàn)、測定最小混相壓力等研究，探索提高低滲透油藏采收率的有效途徑。,注氣開發(fā)技術(shù),3、低滲透油田勘探開發(fā)前景,,實(shí)踐探索地面“四化”建設(shè)模式，即：地面流程標(biāo)準(zhǔn)化、工藝設(shè)施模塊化、現(xiàn)場施工組裝化、關(guān)鍵設(shè)備定型化，以提高建設(shè)質(zhì)量和效率，降低安全風(fēng)險(xiǎn)和建設(shè)成本。,優(yōu)化

32、簡化開采技術(shù),在常規(guī)精細(xì)油藏描述的基礎(chǔ)上重點(diǎn)攻關(guān)研究了以下四項(xiàng)技術(shù)：沉積微相精細(xì)研究---砂體展布與非均質(zhì)成巖作用---應(yīng)用油氣充注理論對儲層物性參數(shù)進(jìn)行分類解釋、低阻油層的識別儲層的應(yīng)力敏感性研究 裂縫發(fā)育規(guī)律及其對開發(fā)的影響研究微觀非均質(zhì)性對驅(qū)油效率的影響研究,二、低滲透油藏精細(xì)儲層描述,七砂層組較八砂層組水系猛然增強(qiáng)，砂體發(fā)育相對較好。水系主要為西北及東北方向。其分七個時(shí)間單元，其中第5、6時(shí)間單元砂體最發(fā)育，水體能量最

33、強(qiáng)。 第5時(shí)間單元：水體能量增強(qiáng)，來自北部文133塊的水系向南延伸至區(qū)塊南部，同時(shí)來自于東北方向水系亦向塊內(nèi)延伸，在文79-33井一帶匯合，形成較大范圍的連片砂體。為7砂層組砂體最發(fā)育的時(shí)間單元之一。,沉積微相平面展布及砂體分布規(guī)律,,沉積微相研究,（一）低滲儲層評價(jià),六砂層組共分3個時(shí)間單元，水系不太發(fā)育，與七砂層組相比水體能量明顯減弱。 第3、2時(shí)間單元：以淺湖泥沉積為主，僅有幾個零星的葉狀體，多分布在本區(qū)塊邊緣，連通性差。

34、第2時(shí)間單元在東部文79-22至新文79-17一帶發(fā)育一水下分流河道砂體。 第1時(shí)間單元：水系較3、2時(shí)間單元有所增強(qiáng)，來自北部文133塊水系向南延伸到文79-45井附近，形成較大的鳥足狀砂體，在南部，西部水系有所增強(qiáng)，形成的河道砂體延伸到文79-32井附近。,沉積微相平面展布及砂體分布規(guī)律,,沉積微相研究,四砂層組水系整體上較五砂層組有所減弱，這一現(xiàn)象與文南其它主要區(qū)塊四砂層組水系最發(fā)育這一特點(diǎn)有所區(qū)別，分析認(rèn)為可能是由于文79北

35、塊遠(yuǎn)離物源區(qū)，又缺少控制沉積的斷裂，水體只能順地勢向低洼處流動?？傮w來講，水系仍然以北部為主，其中第8和第3時(shí)間單元的水系能量最強(qiáng)，砂體的連通性較好。 第3時(shí)間單元：是本區(qū)沙二下水系最發(fā)育的一個時(shí)間單元，水系方向主要來自北部文133塊和東北兩個方向，來自北部的水系能量強(qiáng)于東北方向的水系，兩者在本區(qū)中部交匯后，仍繼續(xù)由北向南擴(kuò)展直至文79南塊。兩條水系波及面較為寬廣，使得本區(qū)發(fā)育大片的水下分流河道相砂巖體。,沉積微相平面展布及

36、砂體分布規(guī)律,,沉積微相研究,33-94,79-301,33-97,79-205,79-11,79-16,79-46,微相平面展布及砂體分布規(guī)律,沉積微相平面展布及砂體分布規(guī)律,,沉積微相研究,二砂層組分6個時(shí)間單元，早期為湖盆收縮期，從第3時(shí)間單元開始湖盆開始擴(kuò)張，物源方向主要為西北和東北方向。 第6、5、4時(shí)間單元：屬水系不發(fā)育時(shí)期大部分為濱淺湖或淺湖相泥巖沉積物。 第3時(shí)間單元：水系開始發(fā)育起來，主要方向是北部文133塊水

37、系向南擴(kuò)張；在南部發(fā)育一來自西部規(guī)模較小的河道砂體。 第2時(shí)間單元：水系在上一時(shí)間單元的基礎(chǔ)上有所增強(qiáng)，其來水方向主要是東部及西南，北部水系已消亡。西南水系能量較強(qiáng)，形成較大的延伸較遠(yuǎn)的鳥足狀水下河道砂體，東部水系則較弱，形成較小的條帶狀砂巖體。 第1時(shí)間單元：水系方向有北部和東南部兩個，北部水系能量較強(qiáng)，一直向南延伸至文79-214、新文79-16井一帶形成朵葉狀砂體，來自于南部的水系則形成較小的鳥足狀砂體。,,,文13西塊原

38、始地層壓力系數(shù)大于1.7。開發(fā)后地層壓力下降，流體承壓減小，儲層承壓增加，儲層滲透率降低。儲層承壓越大，滲透率越低，儲層損害越嚴(yán)重，且不可完全恢復(fù)。,開發(fā)過程中，因地層壓力的降低所誘發(fā)的滲透率壓力敏感性傷害將不可避免，從而造成的滲透率損失對低滲透油田開發(fā)的影響是較為重要的。,低滲儲層遭受的應(yīng)力敏感性傷害遠(yuǎn)大于中高滲儲層,（一）低滲儲層評價(jià),滲透率下降倍數(shù)與靜覆壓力關(guān)系曲線,,儲層空間展布規(guī)律,三維滲透率模型,三維剩余油飽和度模型,儲層的

39、空間展布與剩余油分布密切相關(guān)，滲透率高的地方，進(jìn)入開發(fā)中后期，水淹嚴(yán)重，剩余油飽和度低，潛力小。,,（一）低滲儲層評價(jià),3、平面上分區(qū)評價(jià),在層間非均質(zhì)性相似的情況下，儲層能否動用與儲層的物性密切相關(guān)，反映到小層上，受到平面非均質(zhì)的影響，沿物性好的方向水淹嚴(yán)重、沿物性差的方向，剩余油比較富集。,,（1）長巖心多層水驅(qū)油試驗(yàn),,,當(dāng)出口端見水后，含水率就達(dá)到近90%，采出程度達(dá)到50%左右，到含水為98%時(shí)，采收率提高不到10個百分點(diǎn)，因

40、此低含水期是低粘度油藏的主要采油期。 出口端見水后，滲流阻力下降的幅度越大，波及體積越難以再擴(kuò)大，因此應(yīng)在低含水期設(shè)法擴(kuò)大波及體積。,（一）低滲儲層評價(jià),4、縱向上分層評價(jià),（2）層系間非均質(zhì)性特征,,（一）低滲儲層評價(jià),沙三中5-7層系滲透率級差16倍，開發(fā)效果最差。,文13-94井吸水剖面,沙三中8-9砂組小層最高滲透率91.3mD，最小為14.2mD，層間滲透率級差5.04倍，合注時(shí)只有沙三中9砂組的兩個小層吸水，吸水厚度

41、百分?jǐn)?shù)僅40.28%；后注灰封沙三中9砂組，沙三中8砂組開始吸水動用，吸水厚度百分?jǐn)?shù)為85.2%。,（3）吸水剖面特征,,（一）低滲儲層評價(jià),長井段注水效果差，縮小井段、減小層間級差后，吸水百分?jǐn)?shù)大幅度提高。,,Ⅰ類,Ⅰ類小層：主要為水下分流河道及河道間砂體，發(fā)育規(guī)模大，相對比較穩(wěn)定，連通性好。Ⅱ類小層：主要為水下分流河道間和河口壩砂體，變化較大，連通性差異較大。Ⅲ類小層：以前緣席狀砂為主，砂體薄，發(fā)育規(guī)模小，變化大，連通性差。,Ⅱ

42、類,Ⅲ類,（一）低滲儲層評價(jià),,在常規(guī)精細(xì)油藏描述的基礎(chǔ)上重點(diǎn)攻關(guān)研究了以下四項(xiàng)技術(shù)：沉積微相精細(xì)研究---砂體展布與非均質(zhì)成巖作用---應(yīng)用油氣充注理論對儲層物性參數(shù)進(jìn)行分類解釋、低阻油層的識別儲層的應(yīng)力敏感性研究 裂縫發(fā)育規(guī)律及其對開發(fā)的影響研究微觀非均質(zhì)性對驅(qū)油效率的影響研究,二、低滲透油藏精細(xì)儲層描述,,粘土礦物——油氣儲層損害多與粘土礦物有關(guān),分布特征：●伊利石含量隨埋深而增加；●高嶺石、伊/蒙混層隨埋深而減少；

43、●綠泥石含量在3400-3600m深度的范圍達(dá)到最大。,4.儲層成巖作用,,,成巖階段劃分及成巖相模式,根據(jù)有機(jī)質(zhì)演化、鏡質(zhì)體反射率、粘土礦物演化及自生礦物組合、分布等特點(diǎn)，成巖階段分為早成巖和晚成巖二個階段，文東沙三中儲層埋藏較深，成巖階段為晚成巖期，主要有五種成巖相模式。其中：●溶蝕相為最有利儲集層●其次為碳酸鹽膠結(jié)成巖相和石英次生加大成巖相?！裾惩岭s基支撐成巖相和硬石膏膠結(jié)成巖相為最差儲集層。,孔隙度、滲透率垂向分布特征,

44、成巖作用,孔隙度 滲透率,埋深成巖作用,隨埋深增加，成巖作用發(fā)生，產(chǎn)生的次生礦物堵塞孔隙喉道，造成孔隙度、滲透率下降，這種影響滲透率較孔隙度更為敏感。,精細(xì)油藏描述,,5.油氣充注抑制成巖作用,烴類充注對成巖作用的影響：（1）降低了地層水的離子交換能力，抑制膠結(jié)作用；（2）烴類所攜帶的有機(jī)酸的溶蝕作用有助于形成次生孔隙；（3）油氣成藏可形成超

45、壓，延遲壓實(shí)作用。,油氣的充注抑制儲層后期成巖作用的發(fā)生，前期形成的孔隙得到保存，沒有油氣保存的儲層容易發(fā)生水-巖作用，孔隙結(jié)構(gòu)被成巖作用膠結(jié)物充填而破壞，導(dǎo)致油層滲透率明顯好于水層 。油層物性優(yōu)于水層，據(jù)此分別建立了油層、水層的解釋圖版。,油氣的充注對儲層物性的影響,,,精細(xì)油藏描述,文13東—文203塊小層滲透率等值線圖（沙三中8-7小層）,1.分油、水層建立解釋模型，提高儲層滲透率解釋精度2.不宜采用邊外注水方式,5.油氣充注抑

46、制成巖作用,使用單一模型建模,使用分油水帶建模,油層,油層,水層,水層,東濮北部低阻油層的分布區(qū)塊,,中國石油大學(xué)吳勝和教授在（層間干擾與油氣差異充注）研究中：通過物理模擬實(shí)驗(yàn)及油田實(shí)際數(shù)據(jù)的統(tǒng)計(jì)分析，探討了油氣二次運(yùn)移過程中儲層層間非均質(zhì)性對油氣充注過程的控制作用，層間干擾導(dǎo)致高滲層對低滲層的屏蔽作用，使得油氣充注是在一定的層間滲透率級差(即臨界級差)范圍內(nèi)進(jìn)行的。,油氣向儲層的充注過程是在一定的層間滲透率級差范圍內(nèi)進(jìn)行的。在非均質(zhì)儲

47、層內(nèi)，高滲透層，相對于低滲透層的滲透率差異越大，對低滲透層的屏蔽作用也就越大，層間干擾程度越強(qiáng)，油氣進(jìn)入低滲層的難度也越大。當(dāng)級差大于一定值(即臨界級差)時(shí)，低滲層便無油氣進(jìn)入，或進(jìn)入很少而無法在正常的壓差下流動和采出。 在油源條件一定的情況下，層間滲透率差異及流體性質(zhì)是控制油氣圈閉內(nèi)油氣充注差異及儲層滲透率下限值的重要因素，是具有共性的因素，其中層間干擾是最重要的控制因素。,在油氣藏中隨著油藏高度的增加，排驅(qū)壓力增大，儲層

48、中原有的沉積水逐漸被排出，最終只保留束縛水，含水飽和度則隨油藏高度的增加而減少，在其它條件相同時(shí)，油、水層的縱向分布如圖中所示。在同一油藏內(nèi)，底部為純水層，含水飽和度為100%，其上部為含殘余油的水層和含油水層，然后是油水同層和油層。 在油層底部段如果儲層巖性細(xì)或泥質(zhì)含量重、地層水礦化度高、構(gòu)造平緩等因素的共同影響，則易在該層段形成低阻油層。,文１６塊沙三上低阻油層,在常規(guī)精細(xì)油藏描述的基礎(chǔ)上重點(diǎn)攻關(guān)研究了以下四項(xiàng)技術(shù)：沉積微

49、相精細(xì)研究---砂體展布與非均質(zhì)成巖作用---應(yīng)用油氣充注理論對儲層物性參數(shù)進(jìn)行分類解釋、低阻油層的識別儲層的應(yīng)力敏感性研究 裂縫發(fā)育規(guī)律及其對開發(fā)的影響研究微觀非均質(zhì)性對驅(qū)油效率的影響研究,二、低滲透油藏精細(xì)儲層描述,2、裂縫發(fā)育規(guī)律及其對開發(fā)的影響研究,①巖心、薄片觀察描述天然裂縫特征,②根據(jù)地應(yīng)力與人工裂縫監(jiān)測資料研究裂縫,③示蹤劑監(jiān)測水淹方位確定裂縫方向,④運(yùn)用數(shù)學(xué)地質(zhì)方法定量描述裂縫分布特征,⑤裂縫方位對水驅(qū)油效率的影

50、響實(shí)驗(yàn),文東油田天然和人工裂縫均為垂直裂縫；人工裂縫一般沿水平最大主應(yīng)力方向延伸，由于支撐劑的作用，導(dǎo)流能力高于天然裂縫；在部署井網(wǎng)時(shí)，盡量使注水夾角與裂縫呈45°。,研 究 結(jié) 論,文13-35井采油曲線,文13-33、文13-37井連線與人工裂縫方向近似平行，發(fā)生暴性水淹。 文13-45 、文13-37井連線與天然裂縫方向角度小，含水上升很快。 其它注采對應(yīng)連線與裂縫發(fā)育方向有一定夾角，未發(fā)生明顯快速水淹特征。,人

51、工裂縫方向與文東斷層垂直天然裂縫與文東斷層近似平行,文13-37井注水曲線,,文13-45井采油曲線,,裂縫對開發(fā)的影響,文13-33井采油曲線,調(diào)整井濮5-180井2003年9月投產(chǎn)沙三上9，初期日產(chǎn)油10t，含水47.1%，2004年9月補(bǔ)孔沙三上8。目前日產(chǎn)油9t，含水73.3％，累積產(chǎn)油6314t。對應(yīng)注水井濮6-111井1997年11月投注，2003年9月以來，注水壓力20—22MPa，日注水100方左右，階段累積注水7.2

52、8萬方。,,補(bǔ)孔,濮5-180井組,調(diào)整井避開人工裂縫,濮5-180井,,巖心、薄片觀察有天然裂縫未壓裂井的壓力恢復(fù)資料揭示存在天然裂縫。,,精細(xì)油藏描述,6.深層低滲油藏裂縫,微裂縫被瀝青充填文13-26井 3427.23m 鑄體片100×,碳酸鹽巖充填的垂直裂縫文16-4井 3459.40m,天然裂縫以微裂縫為主，在構(gòu)造復(fù)雜區(qū)較發(fā)育。 人工裂縫與天然裂縫近乎垂直。充分利用裂縫關(guān)系指導(dǎo)開發(fā)部署。,天然裂縫發(fā)育程

53、度分布圖,,精細(xì)油藏描述,6.深層低滲油藏裂縫,,文東斷層走向,裂縫發(fā)育產(chǎn)狀圖,在常規(guī)精細(xì)油藏描述的基礎(chǔ)上重點(diǎn)攻關(guān)研究了以下四項(xiàng)技術(shù)：沉積微相精細(xì)研究---砂體展布與非均質(zhì)成巖作用---應(yīng)用油氣充注理論對儲層物性參數(shù)進(jìn)行分類解釋、低阻油層的識別裂縫發(fā)育規(guī)律及其對開發(fā)的影響研究儲層的滲流機(jī)理研究 微觀非均質(zhì)性對驅(qū)油效率的影響研究,二、低滲透油藏精細(xì)儲層描述,滲流機(jī)理和實(shí)際動態(tài)資料反映，流體在地層中的滲流存在啟動壓力，對注水井來說

54、，只有注水壓力克服了啟動壓力，小層才能吸水。對于低滲非均質(zhì)油藏，由于層間滲透率級差大，各層的啟動壓力差別也很大，注水開發(fā)后矛盾十分突出，注水井各層之間吸水極不均勻，物性好的層吸水很多，甚至單層突進(jìn)，而低滲層卻不吸水，對應(yīng)油井在生產(chǎn)過程中表現(xiàn)為“三快”（見效快、見水快、水淹快）。 針對這類油藏的實(shí)際開采狀況，應(yīng)該采取分層治治理措施。準(zhǔn)確的小層啟動壓力數(shù)據(jù)，則可為注入剖面的調(diào)整提供可靠的理論依據(jù)，從而控制一類層的吸水，提高二

55、、三類層的吸水能力，完成配注要求，提高油田的整體開發(fā)水平。 因此需要開展注水井分層啟動壓力的綜合研究，這對于注水開發(fā)具有重要意義。,啟動壓力梯度研究,目前確定啟動壓力主要采取三種方法1、室內(nèi)模擬實(shí)驗(yàn)方法（普遍采用） 存在的問題：測量單塊巖樣的啟動壓力，測量條件與實(shí)際油藏狀況不一致2、試井解釋方法確定啟動壓力3、利用IPR方法確定啟動壓力（鄭祥克等） 存在的問題：只能確定生產(chǎn)層段中部的啟動壓力，落實(shí)不到層上

56、 對注水井的啟動壓力還沒做過系統(tǒng)的研究，尤其是對嚴(yán)重非均質(zhì)油藏，多層合注時(shí)啟動壓力受層間干擾的變化規(guī)律，沒有進(jìn)行研究。,1、啟動壓力梯度測量方法改進(jìn) 宋付權(quán)等人研究的實(shí)驗(yàn)室啟動壓力梯度不穩(wěn)定快速測量方法（測壓代替測流量）縮短測量時(shí)間；呂成遠(yuǎn)等人研究的“毛細(xì)管平衡法”與傳統(tǒng)的“壓差-流量法”結(jié)合來測量巖心的啟動壓力梯度，保證了非達(dá)西滲流曲線的完整性。2、利用已有的啟動壓力數(shù)據(jù)（實(shí)驗(yàn)方法或現(xiàn)場測試）來研究地層啟動壓力

57、的確定方法，特別是對注水井，要研究不同滲透率組合下的啟動壓力變化規(guī)律 。,技術(shù)現(xiàn)狀及發(fā)展趨勢,早在五十年代，蘇聯(lián)的B.A.弗洛林等人提出起始壓力梯度。九十年代，在國內(nèi)人們普遍認(rèn)同了低速非達(dá)西滲流、啟動壓力梯度等概念。,低滲透油藏滲流機(jī)理研究,,低滲透油藏滲流理論研究的歷程,近幾年,勝利油田針對的實(shí)際做了大量研究工作：做到了對最小啟動壓力梯度、臨界驅(qū)替壓力梯度的定量描述；給出了易流動區(qū)、不易滲流區(qū)、非流動區(qū)等平面徑向滲流場流態(tài)分布的

58、定量界限。首次將室內(nèi)滲流機(jī)理研究成果應(yīng)用到實(shí)際油藏工程設(shè)計(jì)中。,,,近年來，國內(nèi)在低滲透油藏滲流機(jī)理方面作了大量研究工作，并取得了很多研究成果，認(rèn)識到:流體在低滲透儲層中存在著啟動壓力，只有油水井間啟動壓力梯度大于最小壓力梯度時(shí),流體才處于滲流狀態(tài)；且在低壓力梯度（小于臨界壓力梯度）下，處于非達(dá)西滲流狀態(tài)。,,低滲透油田滲流機(jī)理研究,,用“毛細(xì)管平衡法”測定的a點(diǎn)是非達(dá)西滲流曲線的最小啟動壓力梯度點(diǎn)。彌補(bǔ)了“壓差—流量法”的不足，為進(jìn)

59、一步研究低滲透滲流特征奠定了基礎(chǔ)。,“毛細(xì)管平衡法”和“壓差—流量法”有機(jī)結(jié)合,典型非達(dá)西滲流曲線示意圖,,低滲透油田滲流機(jī)理研究,（一）室內(nèi)試驗(yàn)研究,1．最小啟動壓力梯度2．非線性段啟動壓力梯度3．臨界驅(qū)替壓力梯度4．繪制應(yīng)用圖版,室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究結(jié)果,整個實(shí)驗(yàn)共歷時(shí)1年做樣品50余塊,,低滲透油田滲流機(jī)理研究,（一）室內(nèi)試驗(yàn)研究,低滲透砂巖油藏滲流流態(tài)判斷圖版,,,低滲透油田滲流機(jī)理研究,（一）室內(nèi)試驗(yàn)研究,,2、啟動壓力梯度研究

60、,,當(dāng)滲透率小于20mD以后，隨著滲透率的減小，啟動壓力梯度急劇上升，大大加大了注水開發(fā)的難度，而文13西塊Ⅱ類儲層的滲透率基本都小于20mD，所以動用的難度較大。,,對應(yīng)低滲油藏，隨著離井筒距離的不斷增加，驅(qū)替壓力梯度逐漸減小，依次存在易流區(qū)(擬線形滲流區(qū)),不易滲流區(qū)、(非線性滲流區(qū))、非流動區(qū)。,（二）油藏流態(tài)分布研究,目前國內(nèi)流態(tài)分布研究——定性描述水平,,低滲透油田滲流機(jī)理研究,非達(dá)西滲流速度方程：,,（二）油藏流態(tài)分布研究,

61、低滲透油田滲流機(jī)理研究,Pe- Pw=20Mpa,當(dāng)ka=10md時(shí)r極限 =122m,為合理井距研究提供了理論依據(jù),,（二）油藏流態(tài)分布研究,低滲透油田滲流機(jī)理研究,非達(dá)西滲流速度方程：,,（二）油藏流態(tài)分布研究,低滲透油田滲流機(jī)理研究,Pe- Pw=20Mpa,當(dāng)ka=10md時(shí)r易流 =43m,,,為優(yōu)化壓裂設(shè)計(jì)提供了理論依據(jù),,（二）油藏流態(tài)分布研究,低滲透油田滲流機(jī)理研究,,（1）巖心滲透率壓敏的時(shí)滯效應(yīng)及應(yīng)用,巖石在受到

62、應(yīng)力變形時(shí)，不是瞬間完成變形，而是經(jīng)過一段時(shí)間才能完成全部變形。,1、儲層應(yīng)力敏感性特征研究,（二）異常高壓油藏滲流規(guī)律及影響因素研究,,（2）加壓方式對儲層滲透率的影響,在異常高壓油藏開采過程中，在油井井底生產(chǎn)壓力相同的條件下，井底壓力從較高的水平緩慢降至生產(chǎn)壓力，有利于減小儲層滲透率的壓敏損傷。 因此，在開采過程中，地層壓力的控制優(yōu)為重要。應(yīng)該合理地控制采油速度，緩慢降低油層壓力，以減少滲透率的損失，最好不要引起地層壓力反復(fù)

63、變化，以提高油藏的最終采收率。 要緩慢降壓和避免反復(fù)降壓，以有效保護(hù)儲層。,（二）異常高壓油藏滲流規(guī)律及影響因素研究,,（3）合理生產(chǎn)壓差或地層壓力保持界限的確定,塑性變形臨界點(diǎn),巖心滲透率損失率曲線近似為兩條直線，交點(diǎn)所對應(yīng)的有效壓力值是儲層彈—塑性變形的臨界有效壓力。據(jù)此可估算出以防止儲層滲透率不可逆損失量過大為原則的合理生產(chǎn)壓差或地層壓力能夠下降的幅度值。 文13西巖心平均氣測臨界有效壓力約為18MPa。平均水測臨

64、界有效壓力約為13MPa。,（二）異常高壓油藏滲流規(guī)律及影響因素研究,,2、天然能量開采和水驅(qū)特征研究,,方案1：井底流壓降到50MPa，穩(wěn)定后水驅(qū)開采,方案2：井底流壓降到50MPa，穩(wěn)定后再降到40MPa，之后注水開采,方案3：井底流壓降到50MPa，穩(wěn)定后再逐級降到40、30MPa，之后注水開采,方案4：井底流壓降到50MPa，穩(wěn)定后再逐級降到40、30、20MPa，之后注水開采,（二）異常高壓油藏滲流規(guī)律及影響因素研究,,逐級降

65、壓的方式可以間歇性的增加產(chǎn)油量和采收率，且先期壓降的產(chǎn)油量要大于后期。 若采用溶解氣驅(qū)，采收率將大幅度下降。 地層壓力要稍大于飽和壓力，既合理利用地層的彈性能量，也適當(dāng)降低注水壓力，提高注水驅(qū)油效率，從而提高最終采出程度。,（二）異常高壓油藏滲流規(guī)律及影響因素研究,,低滲巖心滲吸驅(qū)油模擬實(shí)驗(yàn)采收率對比(30℃),低滲巖心滲吸驅(qū)油模擬實(shí)驗(yàn)采收率(30℃),低滲油藏依靠滲吸效應(yīng)提高驅(qū)油效率的潛力較大。啟示：在極復(fù)雜的文1

66、3西南塊內(nèi)開展注水吞吐。,文72塊沙三中的文72-463井與1991年8月投產(chǎn)，累積產(chǎn)油1006t后，在沙三中9-10砂組累積注水6065m3。后原層位改采：6mm油嘴自噴生產(chǎn)，日產(chǎn)油13.7t，含水81.1%。,3、滲吸效應(yīng)及其提高低滲油藏驅(qū)油效率的可行性,（二）異常高壓油藏滲流規(guī)律及影響因素研究,在常規(guī)精細(xì)油藏描述的基礎(chǔ)上重點(diǎn)攻關(guān)研究了以下四項(xiàng)技術(shù)：沉積微相精細(xì)研究---砂體展布與非均質(zhì)成巖作用---應(yīng)用油氣充注理論對儲層物性參

67、數(shù)進(jìn)行分類解釋、低阻油層的識別儲層的應(yīng)力敏感性研究 裂縫發(fā)育規(guī)律及其對開發(fā)的影響研究微觀非均質(zhì)性對驅(qū)油效率的影響研究,二、低滲透油藏精細(xì)儲層描述,,四、文東沙三中微觀剩余油形成機(jī)理,1、巖石潤濕性研究2、油水相對滲透率測試3、微觀剩余油形成實(shí)驗(yàn)研究4、微觀剩余油形成機(jī)理分析,,微觀剩余油形成機(jī)理,1、巖石潤濕性研究,本區(qū)沙三中巖石潤濕性主要為親水和偏親水，極少部分為偏中性。但是，需要指出的是巖石存在層內(nèi)非均質(zhì)潤濕性特征，主要

68、部分為水濕，一些大孔道表現(xiàn)為油濕，即斑狀潤濕現(xiàn)象，使得驅(qū)油機(jī)理變得復(fù)雜，注水開發(fā)變得困難。,,2、油水相對滲透率測試,微觀剩余油形成機(jī)理,文13-281井相滲曲線 文13-173井相滲曲線 文204井相滲曲線,,油相滲透率與水相滲透率之間的大小沒有相關(guān)性，總體上都與巖石氣測滲透率一致。文13西無水期驅(qū)油效率、最終采收率都與巖石滲透率呈正相關(guān)關(guān)系，說明油層驅(qū)油效率和采收率主要受儲層物性（滲透率）的制約。,微觀剩余油形