元坝气田不同类型储层气水两相渗流特征

气水两相相对渗透率曲线是描述产水气藏气水渗流规律的重要基础参数,但是采用水驱气方法还是气驱水方法来确定气驱水相对渗透率曲线仍存在较大争议。以元坝气田为研究对象,基于室内实验测试方法,系统开展了孔隙型、裂缝型岩心气驱水相对渗透率曲线测试,对比分析不同类型储层岩心气驱水相对渗透率曲线特征,推荐产水气藏气水相对渗透率曲线测试法。结果表明：裂缝型岩心气驱水相对渗透率曲线表现出凹形曲线特征,与常规的X形曲线特征差异较大;与裂缝型岩心比较,孔隙型岩心气驱水相对渗透率曲线整体右移,两相流动饱和度区间范围更宽、水相相对渗透率上升更慢。与气驱水方法相比,水驱气相对渗透率曲线的束缚水饱和度更接近储层实际情况、水相渗流能力弱、气相渗流能力大于水相,实验设计符合产水气藏气水渗流过程。因此,针对产水气藏的产能评价、开发方案编制等,建议采用水驱气法测试的气驱水相对渗透率曲线开展模拟计算。     

致密气藏气水相对渗透率理论及实验分析

通过设计不同压差下的气水驱替实验,得到了不同驱替压差下的气,水两相驱替特征及相对渗透率曲线。并基于分形理论,考虑了束缚水饱和度及驱替压差的影响,建立了致密砂岩气水相对渗透率计算模型,求解得到了气水相对渗透率的解析公式。模型计算得到的相对渗透率与实验结果吻合度较高,从而验证了模型的正确性。研究表明,气,水相对渗透率曲线受到驱替压差和孔隙结构参数的影响。随着驱替压差增大,束缚水饱和度降低,两相区域变宽,水相相对渗透率升高。     

火山岩气藏气水两相渗流特征分析

火山岩气藏的有效开发较为困难。针对该类气藏的储层特点,文中通过岩心实验研究火山岩的气水两相渗流特征,为气藏有效开发提供依据。室内实验结果表明：受岩心自身孔隙结构特征影响,水,气相渗曲线呈吸吮态,且岩心渗透率对相渗曲线的特征点影响较大,渗透率越大,残余气饱和度越高;对同一岩心而言,气-水相渗曲线的形状及特征点数值与实验温度和压力有关,温度、压力越高,气水两相渗流区越宽,岩心的束缚水饱和度越低,越有利于气水两相渗流。由此得出,在气藏开发过程中,应合理控制生产压差,避免气井过早出现水侵;一旦因水侵造成水锁,可通过提高气藏温度或压力,实现封闭气解封。     

火山岩气藏高含CO2天然气气水两相渗流特征

目前,国内外对火山岩高含CO2天然气藏的认识和研究都不是很深入.研究从非稳态气驱水实验和水驱气实验出发,得出了这类火山岩气藏的气驱水和水驱气相对渗透率曲线,对比了不同温度、不同渗出压力以及不同CO2气含量情况下的气水相对渗透率曲线,分析了这些因素对气水两相渗流的影响,总结了气水两相渗流特征及渗流机理.实验结果表明,所有岩心不同实验条件下所得的相渗曲线遵循相同的规律,束缚水饱和度较大,两相渗流区较窄;残余水条件下的气相相对渗透率不高;岩心绝对渗透率都比较低,但在高含水饱和度下,气相仍具有一定的渗流能力.另外,高湿、高压及高CO2含量对气驱水是有利的;水驱气实验还表明相渗曲线呈吸吮形,这对水驱气带来了有利条件.     

碳酸盐岩储集层气水两相渗流实验与气井流入动态曲线——以高石梯——磨溪区块龙王庙组和灯影组为例

选取四川盆地高石梯—磨溪区块基质孔隙型、裂缝型、溶蚀孔洞型3类储集层全直径岩心,开展高温、高压条件下的气、水两相相对渗透率测试,分析气水相渗曲线特征及气井流入动态。将实验数据归一化处理后形成了3类储集层的气、水相对渗透率曲线标准图版;针对裂缝型储集层的渗流特点,提出气、水两相相对渗透率曲线校正方法并对相应图版进行校正;运用标准图版计算研究区不同类型储集层气水两相流入动态曲线(IPR),并通过实际井的动态进行验证。研究区储集层相对渗透率曲线等渗点含水饱和度高达70%以上,具有强亲水特征,气水共渗区间、气驱水效率以溶蚀孔洞型最大,基质孔隙型次之,裂缝型最小;岩心渗透率的恢复程度以裂缝型最大,溶蚀孔洞型次之,基质孔隙型最小。校正后的裂缝型碳酸盐岩储集层气、水相渗曲线能更好反映实际气藏的气水两相渗流规律,标准图版可用于各类气藏工程计算;计算的IPR曲线,其特征与实际生产井动态相符,可用于实际气井配产与生产动态分析。     

气井见水后产能评价研究进展

气藏开发中后期,气井见水后的气液两相流动降低了近井地带气相相对渗透率,对气井产能影响显著。通过对国内外见水气井产能评价的相关研究进行调研,总结并分析了几种主要的产水气井产能评价方法的优势及存在的不足,并对未来研究产水气井产能的关键问题及攻关方向提出了建议。结果表明:采用液相伤害的复合模型和引入气水两相拟压力和水气比的二项式产能方程是目前常用的见水气井产能评价方法。含水饱和度的变化对气水相渗及近井非达西流影响较大,增加了含水气井产能预测的难度。井筒积液及气液两相管流对产能影响较大,但考虑井筒气藏耦合的产能模型研究较少。水侵量计算、气水相渗实验和计算以及井筒气藏耦合模型的研究应成为见水气井产能研究的重点。     

东海H气田低渗气藏产水定量评价及产能影响规律

针对东海低渗气藏可动水饱和度及产水气井的产能影响机制缺乏定量评价方法的问题,基于室内驱替、离心实验及核磁共振实验并进行统计分析,建立东海低渗气藏衰竭开发过程中可动水饱和度定量预测模型;结合气水相渗曲线及渗流理论,实现了可动水饱和度到生产水气比的精细计算;考虑气井产水的影响,修正产能方程,明确水气比对产能的损害机制,并利用产水气井生产动态参数精确计算气相渗透率,建立气水两相流动态产能评价方法。现场应用表明,东海H气田可动水饱和度小于10%,水气比小于0.97 m³/10⁴ m³,受可动水影响,气井产能下降30%,气水两相流动态产能评价结果与多时间点的实测产能基本吻合,研究成果在东海低渗气藏取得了较好的应用效果。     

利用分形理论计算相对渗透率曲线——以南襄盆地双河油田核桃园组六油组为例

相对渗透率曲线是油藏工程研究的一项重要资料,一般是通过多项式拟合室内岩心实验数据得到。然而受储层非均质性、实验误差以及岩心数目局限性的影响,通过多项式拟合室内实验数据得到的相对渗透率曲线很难代表整个油藏的相渗特征。结合分形理论,根据双河油田实际生产数据,推导出一种新的计算相对渗透率曲线的方法。通过对该油田核桃园组油藏的实例计算,依据油田的生产动态数据与分形理论,得出相对渗透率曲线,并通过含水率进行验证。结果表明,计算得出的相对渗透率较实验测定的相对渗透率更具有整体性和代表性,与油田实际情况吻合较好。该计算方法能够提高岩心实验相对渗透率曲线的可靠性,可以较好地用于油藏的开发实践中。     

致密气藏岩石渗透率应力敏感对气水两相流动影响实验研究

以长庆油田致密气藏P1s、P2h储层岩心为例,基于应力敏感实验,讨论了岩石渗透率应力敏感对致密储气层气水两相流动及产能的影响.研究了不同围压下气水相对渗透率变化趋势.实验结果表明,在相同渗透率条件下,围压增加岩心喉道和较大孔隙受到压缩而发生变形,导致气水相对渗透率值整体下降.在相同应力条件下,气驱过程中孔隙结构越好,气水两相渗流能力越强.气驱水分流曲线表明,围压越大气驱水过程见水越早,气驱水效果越差;相同围压下,渗透率越高气驱水过程见水越晚,气驱水效果越好.对于致密气藏,应力敏感产生的绝对变化值不大,但相对变化值较大,对致密储层渗透率以及气水两相流动影响较大,因而它对产能的影响不容忽视.     

页岩气藏相渗规律研究

页岩气藏渗流规律研究对页岩气藏采收率的预测尤为重要。Romm提出的线性方程被广泛应用于计算相对渗透率曲线并用于预测气藏采收率。大量研究证明,用这种方法预测的采收率误差较大。提出了一种新的计算页岩气藏的气水两相相对渗透率曲线模型,它不仅与饱和度有关,而且还受流体黏度的影响。相对于Romm的模型,新模型可以更好地用于页岩气藏渗流规律的研究。     

非稳态法水驱气相对渗透率曲线实验

水驱气相对渗透率曲线在带边、底状气藏开发动态分析和数据模拟中是一项不可缺少的参数资料，该曲线通常用气藏的真实岩心在实验室中用稳定法测试而获得，比较费时。为此，根据地下水动力学原理推导了利用实验测定数据计算水驱气相对渗透率的公式，并设计了一套回压装置进行非稳态水驱气相对渗透率测这的新方法，用某气藏的真实岩心在该装置上进行水驱气相渗透率曲线的测定，其结果和用稳定法测定的结果比较吻合，证明了所建立的非稳定法测试装置和计算公式是可行的，突破了水驱气相对渗透率曲线只能用稳定法的传统方法，使气水相对渗透率的测定具有快速、准确的特点。     

利用分形理论计算油水相对渗透率曲线

相对渗透率曲线是油藏工程和油藏数值模拟计算中的重要参数,该文在分流量方程的基础上,利用分形理论和生产数据,计算得到了油水两相相对渗透率曲线。通过油藏的具体实例,利用计算的相对渗透率曲线反推含水率,与实验室测定的含水率符合性好,表明可用该方法计算的相对渗透率曲线有较强的可靠性。     

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。     

基于水驱曲线计算相对渗透率曲线的新方法

为了准确、简便地计算油藏的相对渗透率曲线,根据水驱油田的水驱规律特征,在前人研究的基础上,从俞启泰水驱曲线出发,提出了计算相对渗透率曲线的新方法,并通过实例将该方法的计算结果与实测值作了对比。结果表明：当油田处于中低含水饱和度阶段时,油水两相相对渗透率与实测值大致相近;当油田为高含水饱和度阶段时,油相相对渗透率较实测值小,而水相相对渗透率则比实测值要大。而通过修正的相对渗透率曲线与油田实际生产的含水上升规律进行对比表明,所提出方法的计算结果是准确、可靠的,能够真实地反映油藏的相渗特征。     

温度和压力对气水相对渗透率的影响

气水相对渗透率是气藏开发方案设计与开发动态指标预测、动态分析和气水分布关系研究最重要的基础参数。实验室现有的气水相对渗透率测试条件与实际地层高温高压渗流条件存在着较大差异,这可能造成测试结果不能真实地反映地下渗流特征。目前在实验温度和压力对气水相对渗透率的影响研究国内外尚存在分歧。为此,在实验室常温、较低压力条件下,测试了12块岩样气水相对渗透率曲线,并进行归一化处理;从理论上建立了实验室条件与地层条件相对渗透率曲线转换关系;并以某高温高压井为例,模拟计算了不同温度、压力对气水相对渗透率的影响。结果表明:实验温度和压力不会对水相相对渗透率曲线造成影响,而对气相相对渗透率却有很大影响,在高温、高压条件下甚至能相差超过10倍。结论指出,应谨慎考虑使用实验室条件测试的气水相对渗透率来预测地层高温高压条件的开发动态指标。     

砂岩储层油水相对渗透率曲线表征模型及其在数值模拟中的应用

以胜利油田孤岛油田新近系馆陶组砂岩储层为例,在岩心油水相渗测试实验及地质认识的基础上,建立了油水相对渗透率曲线表征模型,并通过数值模拟建立了砂岩油藏开采动态模型,探讨了不同韵律性、不同开发方式下相渗模型的适用条件及对开发结果的影响。研究结果表明:①分别拟合气测渗透率、平均孔喉半径等7个影响相渗曲线的参数和相渗曲线端点以及曲线形态之间的相关性,通过交替条件期望法进行多元回归,以气测渗透率和平均孔喉半径建立了束缚水饱和度计算模型,以渗透率变异系数和特征结构参数建立了残余油饱和度计算模型,以气测渗透率建立了束缚水下油相相对渗透率计算模型,以渗透率变异系数和特征结构参数建立了残余油下水相相对渗透率计算模型,4个端点表征模型的绝对误差都小于0.1;以霍纳普相渗曲线形态指数经验公式为基础,利用均质系数建立了油相相渗曲线形态表征模型,利用渗透率变异系数和孔喉比建立了水相相渗曲线形态表征模型,2个形态表征模型的绝对误差小于1.7,模型可靠。②在砂岩储层衰竭式开发模拟中,生产动态主要受油相相渗的影响,利用油水相渗曲线模型推导出的相渗曲线再进行归一化处理,在一定程度上能够消除储层非均质性带来的影响;在注水开发模拟中,储层的非均质性会加剧水相相渗对生产动态的影响,模拟时采用对产油量贡献最大的储层的相渗曲线更能接近实际生产动态。     

油-水相对渗透率曲线优化校正新方法

相对渗透率曲线是油藏工程中一项重要基础资料,其中含水饱和度的确定对相对渗透率曲线至关重要。通过改进非稳态法测量相对渗透率曲线的实验装置,在岩心夹持器出口端面的岩心中插入一对连接电阻测量仪的电极,以测量岩心出口端的电阻值;同时,在稳态油-水两相渗流理论的基础上,结合阿尔奇公式对含水饱和度与电阻率关系进行标定;运用标定的阿尔奇公式计算非稳态水驱油岩心末端的含水饱和度。通过对比3种不同方式下(电阻率法、JBN改进法和稳态法)得到的相对渗透率曲线可知:电阻率法校正后的相对渗透率曲线在岩心见水后的水相相对渗透率迅速增大,油相相对渗透率迅速降低,与稳态法测得的相对渗透率曲线基本一致。该方法消除了死体积和计算中迭代误差的影响,使测量的相对渗透率曲线更加客观真实。     

相对渗透率特征曲线及其应用

对常见的相对渗透率曲线进行了分型,定义了Ⅰ型、Ⅱ型和Ⅲ型3种形式相对渗透率曲线。对70条油水相对渗透率曲线进行分析发现,相对渗透率曲线具有一致的特征:在半对数坐标系中,以对数坐标表示相对渗透率,以普通坐标表示含水饱和度,经过校正均满足直线关系,将这种直线定义为相对渗透率特征曲线。3种形式相对渗透率曲线都具有相同形式的特征曲线方程,分别定义为Ⅰ型、Ⅱ型和Ⅲ型相对渗透率特征曲线。在确定束缚水饱和度、最大含水饱和度、束缚水饱和度点油相相对渗透率与油层空气渗透率之间的关系后,可以在数值模拟中利用相对渗透率特征曲线方法对每个网格块进行计算,得到一条相对渗透率曲线,从而提高数值模拟的精度。     

降压开采过程中凝析油气相渗实验研究

目前凝析油气相渗曲线实验测试方法有常规模拟油气替代测试和真实平衡凝析油气测试两种，国内外还没有测量凝析气藏在降压开采过程中凝析油气相渗曲线的相关报道。文章给出了降压相渗实验测试方法，选用Q69-5井的平衡凝析油气和真实岩样进行了平衡凝析油气相渗曲线、降压相渗曲线和常规油气相渗曲线测试，并对３种相渗曲线进行了对比研究。研究结果表明：①降压相渗测试和岩心衰竭实验测试得到的凝析油饱和度具有相同的变化趋势，但前者的数值低于后者；②降压相渗实验测试过程中，凝析油开始析出后出现凝析油饱和度急剧上升和平衡气相相对渗透率急剧下降的现象，当压力降至最大反凝析压力后，凝析气的蒸发作用和平衡气驱作用可使近井地带的渗透性得到部分恢复；③降压相渗曲线比常规油气相渗曲线和平衡凝析油气相渗曲线明显向右偏移，其气相相对渗透率比常规测试和平衡油气测试得到的气相相对渗透率要高。