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油水相对渗透率对注水开发油藏后期进行提液稳产具有决定性作用.选取渤海油田某区块物性相近的天然岩心,测定不同压力梯度下油水相对渗透率曲线,利用玻璃刻蚀技术研究了不同压力梯度下剩余油形态变化特征,从微观角度分析了压力梯度影响油水相渗的作用机理.研究表明:该地区储层相渗曲线形态是典型的水相"上凹"型,随着压力梯度的增大,相渗曲线整体右移,残余油饱和度降低,两相共流区扩大,残余油饱和度下水相相对渗透率增大;在低驱替压力梯度下,剩余油以连片状为主,随着压力梯度的增大,连片状剩余油比例逐渐下降,油膜状比例升高,油滴状呈先升后降的趋势;不同开发阶段剩余油赋存状态不同,在低含水期,剩余油以连片状为主,随着水驱的深入,不同类型剩余油发生转化. 相似文献
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针对油井生产过程中粘土矿物颗粒导致储层损害现象,分析了堵塞前后用离心法测得的毛细管压力曲线特征、分形维数以及相对渗透率曲线的变化规律。结果表明,被粘土矿物颗粒堵塞的岩心具有较低的原始含油饱和度和较高的残余油饱和度;粘土矿物颗粒的堵塞使岩心孔隙结构更趋于复杂化,使储层孔隙非均质程度增加,表现为岩心孔隙分布的分形维数增大;相对渗透率曲线上,收缩的孔隙分布就使得两相区含油饱和度的宽度变窄,残余油饱和度增加,采收率降低,从而容易导致油井被过早废弃。 相似文献
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《应用化工》2022,(Z1):194-197
聚合物驱过程中由于三相渗流现象,相对渗透率曲线的确定有很大的难度。基于渤海油田物理模型,进行数值模拟研究,确定聚合物驱不同阶段的相对渗透率曲线,并对比分析异同点。结果表明:①吸附滞留的聚合物分子对岩心的水相渗透率选择性降低,但对油相渗透率影响较小,为选择性调剖堵水提供理论依据。不同阶段水相渗透率曲线为聚合物驱过程中含水率的变化提供了理论依据;②水相渗透率的降低程度和地层中聚合物的含量相关,直接聚驱、水驱后聚驱的水相渗透率曲线差别相对较小;③直接聚驱、水驱后聚驱、后续水驱阶段均能很好的降低水相渗透率,但水驱后聚驱的残余油饱和度最低,说明事先注入一定量的水,能更好地发挥聚合物提高波及体积和驱油效率的作用,采出更多的残余油。以上研究为矿场聚合物驱数值模拟提供参数,指导聚合物驱矿场试验。 相似文献
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《中国石油和化工标准与质量》2013,(16)
以稠油油藏储层研究为基础,开展了油层有效厚度、垂向渗透率和水平渗透率的比值、原油黏度、剩余饱和度等参数对注氮气辅助蒸汽吞吐技术增油效果影响研究。研究表明当油层有效厚度大于15m时,能最大限度地发挥氮气的增油效果,选择实施注氮气辅助蒸汽吞吐的油井油层有效厚度应大于15m。当渗透率比值为1时,注氮气增油量最大。在有隔夹层存在时,垂向渗透率对氮气辅助蒸汽吞吐的开采效果影响不严重。注氮气辅助蒸汽吞吐工艺,对50℃原油黏度小于5000mPa.s的稠油油藏有较好的作用。适宜注氮气的剩余油区间为剩余油饱和度在0.55-0.625,对应的周期数为3到7周期。晟佳的注氮气的剩余油区间为0.625-0.6时,对应的周期数为第3或第4周期。 相似文献
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不同分子量聚合物驱相对渗透率曲线对比研究 总被引:3,自引:0,他引:3
聚合物驱相对渗透率曲线是描述多孔介质中多相渗流动态及油田聚驱开发指标计算和预测的重要基础资料,而增大聚合物的相对分子量是提高采出程度的重要措施之一。本文选取五种不同分子量的聚合物,通过大量岩心实验,利用非稳态法测定了不同分子量分别在相同浓度和相同粘度条件下的聚合物驱相对渗透率曲线。结果表明,随着聚合物分子量的增加,在相同含水饱和度下聚合物相的相对渗透率逐渐降低;油水两相跨度逐渐增大;曲线的右端点和等渗点都随着分子量的增大向右偏移,说明增加聚合物溶液的粘弹性确实可以提高岩心内部的微观驱油效率。文中还首次给出了聚合物驱残余油饱和度与聚合物分子量之间的数学关系式,为不同分子量聚合物驱数值模拟研究过程中数学模型的完善提供了理论基础。 相似文献
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模拟油藏实际开发状况,采用非稳态法的物理模拟驱替实验测定了相对渗透率曲线;测定了岩心基本参数,建立二元复合驱和四块表面活性剂驱相对渗透率曲线;通过相对渗透率曲线给出含水饱和度、束缚水饱和度和采收率等其它参数。同时分析油层润湿性、孔隙结构和产油量变化趋势,通过三种不同岩心模拟驱替实验相对渗透率曲线对比,得出二元复合驱适合该油藏的油田开发。 相似文献
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低渗透油田开发进入中后期,合理评价注水效果是制定合理精细注水政策的前提和基础。通过地层压力与饱和压力关系分析压力保持水平级别,利用相对渗透率曲线得出含水率与采出程度理论曲线,通过与实际曲线位置关系评价开发效果好坏。利用水驱指数与注采比关系,计算得出不同注采比条件下标准图版,将实际曲线与同类油藏存水率、水驱指数标准图版对比评价水驱开发效果。研究表明,N区块生产能力较好,采液量、注水量差异与地层压力变化保持一致,利用含水率与采出程度关系图版、存水率图版、水驱指数图版评价油藏开发效果较好。 相似文献
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瓦窑堡油田羊马河区位于陕西省子长县境内,构造位置处于鄂尔多斯盆地陕北斜坡的中东部。主力油层为长2层。油层具有储油物性较好,油藏整装连片,油藏丰度大等特点。但油藏同样具有低孔、低渗、低含油饱和度的特点,属于地质构造活动较弱的岩性油藏。经过多年来的注水开发作业,该区已经取得不错的产量,但同时也带来了很多问题,岩石孔隙经过长年的冲刷已经形成大孔道,注入水将沿着大孔道从注水井流入采油井,其余含油孔隙将无法被驱出,使得产油量大幅度直线下降。为此,采用调剖堵水技术,将大孔道封堵,注入水进入含油孔隙,使油井达到高产、稳产的目的,进一步提高采收率。 相似文献
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注水是保持地层能量,延缓产量递减,提高开发经济效益的常用方法。江苏油田大部分区块都属于低渗透油藏,由于其本身的低渗透性质,决定了注水存在较大的风险。本文通过对江苏油田低渗透储层孔隙度、渗透率、粘土矿物含量与注水敏感性等资料分析,结合造成现场注水系统腐蚀及地层堵塞的可能因素,重点对低渗透储层的注入水质进行了研究,研究认为注入水与地层配伍不完善是导致低渗透油田注水损害的主要原因,并提出了改善江苏低渗油藏注水开发的建议。 相似文献
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喇嘛甸油田是大庆油田的主产油田之一,现油田已经进入特高含水期,储层动用程度高、综合含水高,剩余油在平面上很分散,纵向上集中在厚油层中的韵律段上部,与水淹段交错分布,挖潜难度很大。现主要采用水平井对局部剩余油富集的层位进行挖潜,在生产实际中形成了一套水平井挖潜剩余油技术,包括剩余油预测技术、水平井区储层精细描述技术、水平井轨迹优化设计、随钻跟踪调整技术及钻后综合评价技术等。这些关键技术保证了水平井挖潜剩余油的成功。 相似文献
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周期注水主要是利用毛管力的自吸作用,使低渗透层的油流入高渗透层,如此反复,低渗透层的油不断被采出,从而提高了油藏的采收率。在常规数值模拟中,相对渗透率是饱和度的函数,与时间无关。然而,实际周期注水的吸入过程是一种典型的非平衡过程,相对渗透率不但是饱和度的函数,还是时间的函数。而常规周期注水工艺和数值模拟研究中,却忽略了这个影响,导致周期注水效果与预期结果不符。基于Barenblatt的非平衡模型,本文研究了非平衡自吸过程对周期注水提高采收率的影响。结果表明考虑非平衡自吸过程后,周期注水提高采收率的程度比常规数值模拟周期注水所预期的要差,特别是在高含水期,非平衡自吸过程的影响会更加突出。这为我们选择和使用周期注水这一工艺提供了一定的指导意义。 相似文献