不同温度下泡沫对气液相相对渗透率的影响

泡沫能够有效封堵高渗透窜流通道,泡沫驱是一个多相流动的过程,而相对渗透率是表征多相渗流的重要参数,泡沫驱相渗规律的研究对稠油热采工艺具有重要意义。测定了不同温度下泡沫封堵压差随气液流量比的变化,分析了不同气液流量比下泡沫封堵压差的变化及温度的影响;利用稳态法测定了不同温度下泡沫存在和不存在时气液相相对渗透率曲线,研究了温度对泡沫驱中气液相相对渗透率的影响。结果表明：在实验温度范围内,温度越高,泡沫的封堵效果越好;在气液流量比为2～4时,泡沫的封堵压差最大,封堵效果最好;泡沫不影响液相相对渗透率与含液饱和度的关系,但泡沫使得液相相对渗透率整体偏小;当含液饱和度低于临界含液饱和度时,泡沫对气相相对渗透率无影响;当含液饱和度高于临界饱和度时,气相相对渗透率相较于无泡沫作用时降低了2～3个数量级;在实验温度范围内,随温度的升高,液相相对渗透率的变化很小,但气相相对渗透率的临界含液饱和度变大,并且曲线的平缓段所对应的气相相对渗透率降低。     

泡沫对气液相对渗透率影响研究

利用稳态法进行了泡沫作用下气液两相相对渗透率测试,研究了泡沫渗流的规律.在此基础上建立了泡沫作用下气液相对渗透率模型,模型考虑了表面活性剂浓度、气相流速、含油饱和度等因素的影响.与试验结果进行对比表明,该模型准确描述了泡沫剪切变稀的特性及泡沫对气液渗流的影响,具有很好的可靠性.讨论了临界含水饱和度、相渗下降指数、最大阻力因子和流速指数对相对渗透率的影响.     

超深高含硫气藏气—液硫两相渗流实验

超深高含硫气藏开发过程中会在储层中出现气—液硫同流的现象,其对气井产能的影响目前还缺乏实验数据的验证。为此,研制了一套适用于高温高压条件下气—液硫两相驱替实时测试的装置,并制订了相应的测试流程,选取四川盆地元坝气田的取样岩心开展气—液硫两相驱替实验,并采用非稳态法计算气、液硫两相相对渗透率,得到气—液硫相对渗透率曲线,进而开展气—液硫两相渗流规律的定量化研究。结果表明:(1)气、液硫两相共渗区较窄,当液硫临界饱和度高于40%时,井筒附近的液硫饱和度达到液硫临界流动饱和度,从而阻碍井筒附近气体的流动;(2)围压的变化会引起气—液硫相对渗透率曲线的变化,当围压增大时,气相相对渗透率及液硫相对渗透率均下降;(3)随着驱替压差增大,气体流速加快,携硫能力增强,气相相对渗透率及液硫相对渗透率均有所上升。结论认为,气—液硫两相相对渗透率曲线的获得,实现了对气—液硫两相渗流规律的定量化研究,可用于超深含硫气井的产能评价。     

一个新的描述低渗透油藏油水两相渗流启动压力梯度的公式

采用压差-流量法确定低渗透油藏岩心的启动压力梯度,拟合回归得到启动压力梯度与气测渗透率的幂函数关系式。试验结果表明,由单相流试验拟合得到的启动压力梯度不能真实反映油水两相渗流时的启动压力梯度。在描述低渗透油藏两相渗流启动压力梯度时,应考虑相对渗透率的影响,而相对渗透率是含水饱和度的函数,建立了低渗透油藏两相渗流启动压力梯度与含水饱和度的幂函数关系式。根据该关系式计算了合理注采井距,与矿场真实井距符合较好。     

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.     

致密砂岩储层中气体渗流规律实验研究

为了揭示苏里格气田致密砂岩中气体渗流规律,采用物理模拟方法测试了不同含水条件下不同气驱压力时气体流量,在考虑气体偏差因子、黏度和压力关系基础上,研究了压力、气体偏差因子、黏度与流量的关系。结果表明:致密气藏中气体需要突破一定门槛压力,才能在砂岩孔隙内产生有效流动,岩心渗透率越低、含水饱和度越高,门槛压力越大,当气驱压力突破门槛压力后,气体在砂岩中渗流时表现出黏性流特征;随气驱压力增加,压力/气体偏差因子/黏度与流量的关系会由非线性关系转变为线性关系;岩心渗透率≥1×10~(-3)μm~2时,气体以线性渗流为主;岩心渗透率为(0.1～1)×10~(-3)μm~2时,当气驱压差1 MPa,气体以线性渗流为主;岩心渗透率≤0.1×10~(-3)μm~2时,当含水饱和度为20%,出现气相渗流门槛,当气驱压差3 MPa,气体才能达到线性渗流;渗透率0.345×10~(-3)μm~2时,随渗透率增加,配产界限值先快速增加,之后增速变缓;在渗透率相同条件下,储层含气饱和度愈高,则配产界限值愈高。     

多孔介质中泡沫流动等效数学模型

建立了一个基于临界毛管压力并能够描述多孔介质中泡沫流动规律的等效数学模型,模型采取改变形成泡沫后气相相对渗透率的形式描述泡沫在多孔介质中流动阻力的变化,泡沫流动阻力表述为临界含油饱和度、临界表面活性剂浓度、临界毛管力、油藏渗透率、气液比和气相流速的函数,进行了泡沫驱实验岩心驱油结果拟合和三维地质模型泡沫调剖效应数值模拟研究,证实了建立的数学模型能够正确地模拟泡沫驱油机理。     

致密砂岩气藏水锁效应机理探析——以苏里格气田东南区上古生界盒8段储层为例

水锁效应是影响气井生产开采的重要因素,在低渗透、特低渗透的致密砂岩气藏中,由于孔喉细小,水锁效应影响更加显著。根据致密砂岩气藏储层岩石中液相流体的开采前后受力特征;探讨了致密砂岩气藏生产过程中水锁效应的发生机理。利用高压压汞、气水相渗等实验分析资料,分析了压力与含水饱和度以及气相相对渗透率的关系;结果表明:压力与含水饱和度呈良好的指数关系,而压力与气相相对渗透率呈明显对数关系。随着生产压差的增大,会导致含水饱和度的升高,而含水饱和度的升高使得气相渗流能力降低,最终造成了水锁伤害程度的加重。合理的控制生产压差对于减轻气井生产过程中水锁效应,延缓气井见水有着重要意义。     

泡沫驱替过程中阻力因子与岩心气相饱和度的变化

为了解在不同注入参数下泡沫驱的气相饱和度变化规律、 深入分析泡沫渗流机理, 通过岩心驱替实验, 研究了泡沫驱替过程中注入速度、 气液比、 岩心渗透率和含油饱和度对泡沫阻力因子与岩心气相饱和度的影响, 分析了气相饱和度与封堵能力之间的关联性。结果表明, 泡沫渗流阻力因子随注入速度和渗透率的增大而增大、随气液比的增大而先增大后降低; 气液比为 1∶1～ 2∶1时, 阻力因子为 172～ 194, 泡沫封堵性能最好; 岩心含油饱和度由 0增至 65.21%时, 阻力因子从 172降至 71; 泡沫对渗透率和油水层有良好的选择性; 注入速度和气液比对岩心最高气相饱和度和水驱后气相饱和度的影响较小, 最高气相饱和度均能达到 80%以上, 水驱后气相饱和度均在 60%～75%之间; 随岩心渗透率增大, 最高气相饱和度和水驱后气相饱和度先增大后降低; 随含油饱和度的增加, 气相饱和度降低。气相饱和度与泡沫封堵能力有较好的关联性, 岩心中气相饱和度达到 60%以上时才能形成有效封堵, 阻力因子快速增加。图5表2参17     

含水火山岩气藏气体非线性渗流机理研究

火山岩气藏已成为我国天然气勘探和开发的重要领域之一,目前在松辽盆地、准噶尔盆地及渤海湾盆地等都有所新发现,火山岩气藏资源量已超过3×1012m3,是当前天然气勘探和开发中所关注的热点问题之一。利用物理模拟和核磁共振实验技术,研究和分析了在不同含水饱和度下气体渗流曲线的特征和可动气饱和度的变化规律。研究表明:含水火山岩岩心气体渗流时,若以流量和压力梯度作为描述气体渗流曲线的坐标轴,其曲线特征为凹形曲线至直线,其克氏曲线大致以临界含水饱和度为界限分为2种渗流形态。对于同一块岩心来说,当含水饱和度低于临界含水饱和度时,气体不存在启动压力梯度;只有当含水饱和度大于临界含水饱和度时,气体才存在启动压力梯度,含水饱和度越高,启动压力梯度越大,可动气饱和度越低。此外,还分析了水在喉道中的赋存状况。