特低渗透岩心相对渗透率实验研究

室内实验结果表明,西部某油藏的特低渗透岩心油水相对渗透率曲线具有束缚水饱和度较高,残余油饱和度较低,油水两相流动区间范围宽的特点,且水相相对渗透率曲线形态分为直线型和上凹型2种形式,而且油水相对渗透率的比值与含水饱和度具有较好的指数关系模式,水驱曲线的驱替特征满足甲型水驱特征.     

冷冻与常规岩心油水相对渗透率实验对比

利用室内非稳态法研究近似油藏条件下的冷冻岩心油水相对渗透率,并与常规岩心油水相对渗透率做了对比分析,结果表明:同一含水饱和度下冷冻岩心所对应的水相渗透率要高于常规岩心对应的水相渗透率,常规岩心见水时间普遍早于冷冻岩心并且含水上升较快,冷冻岩心的无水采收率和最终采收率都高于常规岩心;冷冻岩心经过洗油处理后其润湿性发生了变化,洗油时许多固体颗粒被洗出,增大了孔隙内表面积,使剩余油饱和度有所增加。建议在条件允许的范围内选用冷冻岩心测定油水相对渗透率。     

温度对浅层超稠油油藏启动压力梯度及相对渗透率曲线的影响

目前大多数相对渗透率测试是在原始油藏温度下完成,代表性较差。为明确浅层超稠油油藏水驱过程中的流体流动机理,进行岩心驱替实验,对不同温度下的启动压力梯度和水驱浅层超稠油的相对渗透率曲线进行研究。结果表明启动压力梯度受温度影响较大,在浅层超稠油油藏相对渗透率曲线中,油相相对渗透率曲线和水相相对渗透率曲线差异很大,油相下降速度快,水相上升速度很慢。随温度升高,油水两相相对渗透率增大,等渗点右移,等渗点处的相对渗透率逐渐增大,束缚水饱和度增加,残余油饱和度降低。140和180℃时蒸汽驱油效率分别高于同等条件下的水驱效率10.6%和11.9%,在一定程度上说明热水驱替可改善浅层超稠油油藏的开发效果。     

碳酸盐岩油藏不同裂缝产状岩心水驱油实验及水驱规律

碳酸盐岩油藏多发育裂缝,不同裂缝产状对水驱特征和水驱油规律的影响有待研究。通过岩心驱替实验,利用5种裂缝产状碳酸盐岩岩心,探究了不同裂缝产状下水驱油规律。研究结果表明：水平贯穿缝岩心呈现同步动用阶段、近缝基质动用阶段和裂缝窜流阶段-三段式动用规律;无水期和高含水期是岩心主要的驱油阶段;贯穿缝岩心见水时间早,无水驱油效率和最终驱油效率较低。随着裂缝倾角减小,油（水）相对渗透率下降（上升）加快,残余油饱和度变大,水相相对渗透率增大,两相区逐渐变窄。基于Hagen-Poiseuille方程提出了带缝岩心中仅考虑裂缝的渗透率计算方法,利用三方面实验手段解决了束缚水饱和度统一的难题,并给出了实际矿场的提液时机,为碳酸盐岩油藏开发提供了理论指导。     

温度对特低渗油藏油水相对渗透率的响

针对目前有关特低渗油藏相对渗透率曲线研究较少的现状,通过岩心流动实验,得到不同温度条件下特低渗岩心的油水相对渗透率曲线,将其与中渗油藏的相渗曲线进行对比,并对其相渗曲线的特征值进行了定量描述。对比分析得出：相对中渗岩心,特低渗岩心的相渗曲线有整体向左移动的趋势,残余油饱和度较高,且该饱和度对应的水相相对渗透率很低,岩心的水驱最终采收率较低;随着温度的升高,特低渗岩心的束缚水饱和度逐渐升高,油水同流区变宽,等渗点饱和度右移．残余油饱和度相应减小．岩心的水驱最终采收率增大。     

低渗透油藏中水驱前缘参数特征

在低渗透油藏中,水油两相渗流有其特有的规律：束缚水饱和度和残余油饱和度大,共渗区小,水相相对渗透率低。由于油水相渗曲线和油水粘度比对水驱产生较大影响,本文就低渗透油藏的油、水相渗曲线和油、水粘度比对水驱前缘参数的影响的影响进行了分析。前缘参数表征水驱效果的一般原则是：前缘含水饱和度大,含水率导数小的时侯,驱替效果好,无水采出程度高,经计算分析,得出结论：水相相对渗透率越大,驱替效率越差,无水采出程     

温度对稠油油藏油水相对渗透率影响规律的实验研究

为研究温度对稠油油藏油水相对渗透率的影响规律,选用委内瑞拉某区块稠油,配制实际油藏条件下的含气原油,基于一维岩心流动模拟实验,在考虑油藏条件下,采用非稳态法测定不同温度下的油水相对渗透率曲线。研究结果表明,稠油油相相对渗透率较大,水相相对渗透率极小,油水两相渗流能力极不平衡;随着温度的升高,束缚水饱和度呈线性增加,残余油饱和度呈非线性减小,等渗点对应的含水饱和度呈幂指数增加,相对渗透率曲线整体右移,两相共渗区域扩大,油水两相相对渗透率均增大,水相上升幅度小于油相。     

特低渗透岩心相对渗透率实验研究

室内实验研究表明,大庆油田扶杨油层特低渗透岩心气测渗透率越低,油水两相流动区范围越窄;残余油饱和度条件下的水相相对渗透率值总体比较低;水相相对渗透率曲线呈现凹向和凸向含水饱和度轴及反S型3种形式,这反映了特低渗透油藏水驱油过程中流体与流体、流体与介质之间相界面作用及变化诱导出流体渗流状态的多变性和复杂性.     

含气活油高凝油相渗曲线测定及特征

目前,油水相渗曲线测量实验中普遍采用脱气原油作为实验用油,无法模拟实际储层中原油含气,设计实验使用含气高凝油,通过在恒温箱中利用高压活油瓶进行转样来保持原油高温高压条件和原始含气量,利用非稳态法测量得到含气活油高凝油相对渗透率曲线,并对曲线的特征规律及其影响因素进行研究。结果表明:含气活油相渗曲线与脱气原油相比,油相相对渗透率较高,水相相对渗透率较低,残余油饱和度降低,水驱油效率增加,含水上升变慢;随着实验温度降低,油相相对渗透率降低,水相相对渗透率提高,残余油饱和度显著升高,含水上升快,驱油效率降低;储层渗透率在高温条件下对相渗曲线特征影响较小,但在析蜡温度以下时,低渗储层的残余油饱和度与束缚水饱和度都要明显高于高渗储层,水驱油效果较差,该研究实现了对高凝油油藏相渗曲线的精准刻画。     

海上疏松砂岩油藏相对渗透率曲线影响因素实验分析

分析了影响渤海S油田典型疏松砂岩油藏天然岩心室内油水相对渗透率实验结果的各种因素,总结了岩心物性、实验流体性质、实验驱替方式对海上疏松砂岩油藏的相对渗透率曲线关键参数的影响。实验结果表明,岩心物性、注入水类型和模拟油黏度对实验结果影响较大,稳定流法和非稳定流法对实验结果影响较小。高渗岩心与中渗岩心相对渗透率相比,其束缚水饱和度平均值较低,残余油饱和度平均值较低,两相流动范围平均值较大,驱油效率平均值较高;模拟注入水驱油效率高于地层水,地层水高于海水;样品实验原油黏度越低,其束缚水饱和度平均值较高,残余油饱和度平均值较低,驱油效率平均值较高。     

蒸汽驱对储层润湿性的影响

储层润湿性决定着注入流体在储层中渗流的难易程度,对原油的驱油效率、采出程度起着决定性作用。为了明确蒸汽驱过程中储层润湿性的变化,通过室内实验非稳态法水驱油、蒸汽驱油测定油藏相对渗透率曲线的变化,研究了疏松砂岩油藏蒸汽驱对储层润湿性改变的影响。实验结果表明,由水驱到蒸汽驱,油相相对渗透率增加,残余油饱和度下降,残余油饱和度对应的水相相对渗透率增加,等渗点右移;综合相对渗透率曲线特征表明,蒸汽驱使得储层润湿性向亲水方向发展。通过非稳态法研究相对渗透率曲线,由相对渗透率曲线特征点的变化来判断储层润湿性的改变简单易行,蒸汽驱对储层润湿性的改善非常有利。     

聚合物驱前后储层含油性与渗透性变化特征试验研究

注入聚合物溶液后,储层的含油性和渗透性将发生相应的变化。通过聚合物驱岩心试验,对比分析了注聚合物前后岩心的束缚水饱和度、残余油饱和度、绝对渗透率和相对渗透率的变化特征。试验结果表明,和注聚合物前相比,注聚合物后岩心的束缚水饱和度增大,残余油饱和度明显减小,而岩心的绝对渗透率变化不大,聚合物/油体系的相对渗透率曲线除具有水湿岩心相渗曲线的典型特征外,其水相的相渗曲线及其端点值明显低于常规油/水体系的相渗曲线,而且降低幅度随束缚水饱和度增大而增大,但其油相相渗曲线与常规油/水体系的油相相渗曲线的差距很小。     

稠油相对渗透率曲线影响因素分析

油藏相对渗透率是油田开发设计和分析的一个重要地层参数,实验室中常通过分析岩心非稳态驱替数据获得.文中通过不同的实验温度、束缚水饱和度,以及不同的驱替方式、CaCO3沉积研究稠油油藏相对渗透率曲线的变化.实验结果表明:实验温度、束缚水饱和度、驱替方式对稠油油藏相对渗透率曲线的形状、等渗点、残余油饱和度,以及残余油饱和度对...     

高温高压水洗物性变化实验研究——以塔里木轮南油田TⅠ油组为例

塔里木轮南油田T_Ⅰ油组已有20年注水开发历史,近年对油藏开发过程中的水洗动用状况进行了一些研究,但所采用的实验手段均未在地层条件下进行。该文利用取自该油田的流体和岩心,进行高温高压下的水洗模拟实验,以弄清储层条件下油水渗流规律,研究储层长期水洗后微观孔隙结构、润湿性等变化特征。实验表明:水洗过后,岩心孔渗降低幅度随水洗倍数增加而略有增大,分选性变差;水湿性随水洗倍数增大而增强;相渗曲线的Swi与Sor均增大,Krw(Sor)降低,驱油效率降低;水洗后未形成大孔道,造成水提前突破的主要原因可能是TI层内存在平面与纵向非均质性。      

低渗透油藏的热水驱研究

热水驱仅包括两个被加热相的流体,热水驱的主要机理是热膨胀,降低黏度,润湿相改变和油水界面张力的降低。热水驱实验使用的岩心样本取自某稠油低渗透油藏,主要是未被饱和的砂岩。实验在相同的油藏压力,不同的温度（范围在110oC以内）和不同种类的原油下进行的。对比了每个试验的最终原油采收率、残余油饱和度、束缚水饱和度、和压力降落。应用JBN方法分析了动态恒温驱替的结果,从而得到岩心的相对渗透率及低渗透砂岩中温度对油水相对渗透率的影响。结果显示在低渗透率的砂岩中使用高温热水在较高压力下驱替稠油,也有可能获得较高的采收率。在稠油体系中,原油生产的热水注入率比在中质油和超稠油要高,但是在传统稠油油藏它的价值很少被报道。另外,研究发现当岩石被加热时,油水的相对渗透率取决于温度,而残余油饱和度会降低,束缚水饱和度会增加。     

孤东油田七区西相对渗透率曲线研究

油水相对渗透率曲线综合反映了互不相溶的油水两相在不同含水饱和度下渗流规律的变化,是油田开发设计中产能预测的基础资料;而不同开采阶段取心岩样相渗曲线的变化,能够反映储集层结构的变化,研究这一变化可为油田剩余油挖潜提供理论依据。孤东油田七区西馆陶组上段取心井资料表明,随着水驱过程的深入,油水相对渗透率曲线的特征值发生了变化,束缚水饱和度和残余油饱和度减小、等渗点含水饱和度及残余油饱和度下的水相渗透率增大,反映出油层孔隙度增大、黏土矿物减少、孔隙比表面积减少、孔隙表面更亲水以及水驱结束后储集层的综合渗流能力有所增加等特征。不同阶段相渗参数分析表明,油田进入高含水期后,孔隙度对渗透率、渗透率对残余油饱和度、两相共渗区、驱油效率等参数的影响作用相对增大。研究结果认为,该油田三次采油应立足于改善储集层结构和驱油剖面,减少孔间矛盾,提高驱油效率。     

新型油水相渗数学模型的建立及应用

针对Willhite油水相渗数学模型拟合油水两相渗流数据误差较大的问题,提出了一种新型油水相渗数学模型。新模型在进行油相和水相相渗曲线拟合时,均可利用含单变量的多元线性回归求得最优解,尤其在拟合弓背式水相相渗曲线时,待定参数最优估值与常见凹型水相相渗曲线待定参数最优估值差值小,使得算术平均法确定的多个岩样的标准水相相渗曲线基本位于所有岩样水相相渗曲线的中部。在得到标准油水两相相渗曲线后,结合油井见水后的Welge方程,利用水驱油解析法,确定了水驱前缘含水饱和度、水驱前缘后平均含水饱和度、含水率、驱油效率等参数的计算式,为水驱规律研究提供了一种新的方法。     

计算油田采收率方法的改进

在室内测得油水相对渗透率曲线的基础上,根据相对渗透率曲线的标准化方法,得到油水平均相对渗透率曲线,即可为油藏工程的研究提供具有代表性的油水相对渗透率曲线。利用常用计算采收率公式,并考虑水驱的体积波及系数的影响,由此计算油田的采收率。通过实例计算得到该油藏的水驱极限采收率为36.8%。该方法也适用于在油田开发初期缺少动态资料时确定油田采收率。