岩心解剖微观分析方法技术

一种应用于油田石油勘探开发领域中用于提高油田采收率的岩心解剖微观分析方法。主要解决现有石油勘探开发领域中没有一种简便可行的方法可以确定经过聚驱后油层内剩余油分布的问题。该方法由如下步骤构成：首先，取出待测油层段岩心按照该油层段已完成的驱油过程在加入示踪剂的情况下重新进行模拟驱油；其次，把模拟驱油后的岩心放入低温冷冻箱固化；再次，在低温实验室内截取岩心纵切面，完成岩心切面图像采集；最后，根据采集到的岩心切面图像分析岩心中剩余油分布，制定该待测油层段岩心中剩余油开采方案。通过该方法可以明确储层内剩余油的分布情况，为油田制定开发方案提供可靠依据，可以针对不同类型剩余油使用不同的挖潜方法。

【技术实现步骤摘要】

本专利技术涉及油田石油勘探开发领域中一种用于提高油田采收率的方法。
技术介绍
目前我国大部分油田已进入中后期开采阶段，油田含水多达90％以上，为提高采收率，大多数区块采取了聚合物驱油。随着聚驱开发时间的延长，一些注聚区块陆续进入后续水驱开发阶段。但是经过这种驱油方式后，仍有相当数量的剩余油还有待开采，如大庆油田葡I组聚合物驱后只能采出地质储量的50％左右，如何挖掘剩余储量，是油田进入后续水驱阶段开发面临的重要问题，只有弄清了油藏中剩余油是如何分布的，才能有针对性地制定油田开发调整方案，避免盲目开采，耗费人力、物力。但是，现有石油勘探开发领域中至目前为止，还没有找到一种简便可行的方法来确定剩余油的分布，从而制定正确的油田开发方案。
技术实现思路
为了解决现有石油勘探开发领域中没有找到一种简便可行的方法来确定经过聚驱后油层内剩余油分布的问题，本专利技术提供一种简单且易于实现的，通过该方法可以明确储层内剩余油的分布情况，为油田制定开发方案提供可靠依据，可以针对不同类型剩余油使用不同的挖潜方法。本专利技术的技术方案是该种，由如下步骤构成首先，取出待测油层段岩心按照该油层段已完成的驱油过程重新进行模拟驱油，模拟地层油中加入红色示踪剂；其次，把模拟驱油后的岩心放入低温冷冻箱固化；再次，在低温实验室内截取岩心纵切面，完成岩心切面图像采集；最后，根据采集到的岩心切面图像分析岩心中剩余油分布，制定该待测油层段岩心中剩余油开采方案。本专利技术具有如下有益效果采取本专利技术中所述方案，通过对模拟驱油后的岩心在低温下迅速固化，然后在低温下解剖，使得岩心内剩余油的分布状态被最真实的固定下来，在现有理论分析的基础上，可以得出储层内剩余油的分布情况，针对不同类型剩余油可以使用不同的挖潜方法，为油田制定开发方案提供可靠依据。附图说明图1是本专利技术中用于模拟驱油的装置示意图。图2是实施例中应用本专利技术后得到的AA-1号岩心1号岩心切片图像。图3是实施例中应用本专利技术后得到的AA-1号岩心2号岩心切片图像。图4是实施例中应用本专利技术后得到的AA-1号岩心3号岩心切片图像。图5是实施例中应用本专利技术后得到的AA-2号岩心1号岩心切片图像。图6是实施例中应用本专利技术后得到的AA-2号岩心2号岩心切片图像。图7是实施例中应用本专利技术后得到的AA-2号岩心3号岩心切片图像。图中1-压力泵，2-阀门，3-压力表，4-中间容器，5-管线，6-天然岩心，7-岩心夹持器，8-计量容器。具体实施例方式下面结合附图对本专利技术作进一步说明本专利技术中所述方法主要由如下步骤构成首先，取出待测油层段岩心按照该油层段已完成的驱油过程重新进行模拟驱油，模拟地层油中加入红色示踪剂；其次，把模拟驱油后的岩心放入低温冷冻箱固化；再次，在低温实验室内截取岩心纵切面，完成岩心切面图像采集；最后，根据采集到的岩心切面图像分析岩心中剩余油分布，制定该待测油层段岩心中剩余油开采方案。具体的说，取出待测油层段岩心按照该油层段已完成的驱油过程重新进行模拟驱油的步骤为取天然岩心→洗油→抽空→饱和水→水测渗透率→饱和油(加入示踪剂)→水驱→聚合物驱。在低温实验室内截取岩心纵切面的步骤为使用岩心劈样机将岩心纵向劈开，用金刚石刀片在低温实验室把岩心纵切面逐层刮削，用显微镜采集刮削后图像通过大量的实验后发现当满足如下条件时，岩心样本体现原始状态最真实，即完成在低温冷冻箱内固化所需要的温度条件为在零下80摄氏度以下，完成在低温实验室内截取岩心纵切面所需要的温度条件为在零下30摄氏度以下。下面是一个按照本专利技术中所述方法实现的一个实施例模拟驱油用一组天然岩心取自萨中油田葡I组油层的天然岩心，在岩柱的相同位置钻取两块岩心，分别编号为AA-1号岩心和AA-2号岩心，AA-1号岩心尺寸为2.5cm×7.99cm。饱和岩芯用水为模拟地层水，其矿化度为6778mg/L；水驱油及配制聚合物用水取自大庆油田实际注入水，其矿化度为508mg/L，其离子含量见表一。用油是模拟油，模拟油中加入红色示踪剂。采用采油六厂脱气原油加煤油配制而成，在45℃条件下，粘度为10.3mPa·s。 表一模拟驱油装置示意图如图1所示，其中未显示的仪器还有超级恒温器CS501型、洗油仪、容量瓶、烧杯等。首先对上述每一组岩心经过洗油后、在80度恒温下24小时烘干，用真空泵抽空，运用模拟地层水测岩心孔隙体积与孔隙度，水测岩心渗透率，运用配制的油驱水测岩心束缚水饱和度，模拟水驱与聚合物驱。所测得的岩心物性参数如下AA-1号岩心有效渗透率为1.787μm2，孔隙度为0.290；AA-2号岩心尺寸有效渗透率为1.737μm2，孔隙度为0.289。之后，把两个模拟驱油后的岩心迅速放入CT802型超低温实验箱，该实验箱内温度一直保持在-80℃。岩心内剩余水与剩余油迅速固化，固化时间不到2分钟。之后，进行岩心纵截面截取、图像采集。在温度为-30℃的实验室内对圆柱岩心进行纵向劈样，在低温实验室内用金刚石刀片对半圆柱岩心逐层刮削，用显微镜观察剩余油水在微观孔隙的分布，采集代表性的图像，总结剩余油分布规律。采集到的图像分别如图2至图8所示从采集到的图像看出，随着不断的刮削，剩余油逐渐变少，说明储层岩石呈正韵律分布，即储层下部颗粒较大，渗透率较高。所有的剩余油中，呈分散分布状态的较多，并呈现不同的形状，有油珠状的、成片的、成条的，环状的，分析表明该储层属于油湿储层，孔隙半径越小、配位数愈小，孔隙中存在剩余油概率反而比较大。孔喉比在1∶3左右的孔隙，剩余油较少，说明驱油效率较高，配位数越少，油流通道越少，孔隙中容易产生剩余油。配位数越大，也可能使剩余油增多，因为各孔隙的压力可能相互抵消，反而没有驱替动力。实验还表明，剩余油主要分布在较细小孔隙、不连通孔隙中和存在堵塞的孔隙中，这说明剩余油与孔隙结构密切相关。分析上述剩余油产生原因如下1、正韵律层底部渗透率较高，水驱或聚合物驱都首先见效，上部低渗透层剩余油多。2、片状剩余油的存在说明储层岩石非均质，开采过程存在舌进现象。3、存在部分珠状剩余油说明在运移过程中被水环绕或者是存在于圆形死孔隙中，这部分油属于死油区。4、注采关系不够完善，微观驱替不均匀。5、注聚强度不够。6、层间干扰形成剩余油。将上述结论参照该储层特征与岩石特性，确定油田供进一步开发方案。分析该地区储层特征如下萨中开发区储油层包括、葡萄花油层、高台子油层，共分10个油层组、43个砂岩组、144个小层、158个细分沉积单元，总地层厚度约为500m。鉴于所取岩心的萨尔图油层的储油砂岩特征，即基本为长石细砂岩和粗粉砂岩，含长石40％～45％，石英30％～35％，砂岩碎块约占10％左右；砂岩分选较好，中细粒砂岩的含量占60％～70％以上，颗粒中值一般为0.1mm～0.16mm，以细砂为主，砂粒磨圆度多为次圆至次尖；胶结疏松，以泥质胶结为主，泥质含量一般小于6％，碳酸盐胶结甚少，一般不到百分之一。胶结类型多属接触式，因而渗透性好坏主要受岩石颗粒大小控制。提出的挖潜方案如下对于高渗透、厚油层中的剩余油，应尝试采用三元、二元、多元泡沫，挖潜正韵律厚油层顶部剩余油，也可采取封堵高渗透层，生产井深度调剖或在油层上部钻水平井的方法。对于聚驱未受效或受效差的低渗透层的剩余油，采用分层注水的方法挖掘。本文档来自技高网...

【技术保护点】
一种岩心解剖微观分析方法，其特征在于该方法由如下步骤构成：首先，取出待测油层段岩心按照该油层段已完成的驱油过程在加入示踪剂的情况下重新进行模拟驱油；其次，把模拟驱油后的岩心放入低温冷冻箱固化；再次，在低温实验室内截取岩心纵切面，完成岩心切面图像采集；最后，根据采集到的岩心切面图像分析岩心中剩余油分布，制定该待测油层段岩心中剩余油开采方案。

【技术特征摘要】

【专利技术属性】
技术研发人员：宋考平，皮彦夫，张继成，
申请(专利权)人：大庆石油学院，
类型：发明
国别省市：23[中国|黑龙江]