淡水驱替过程中岩石电性实验研究

润湿性是影响储层岩石电阻率的重要因素.实验研究了不同润湿性的岩心淡水驱替过程中岩石电阻率随含水饱和度的变化规律,揭示了油层水淹后不同润湿性岩石的导电机理.实验结果显示水润湿岩心淡水驱替后.随含水饱和度变化电阻率变化曲线呈"U"型或"L"型,亲油岩心电阻率变化曲线呈单调下降趋势.岩石电阻率变化受储层原始润湿性影响.研究结果可为不同润湿性质的油藏水淹层识别和剩余油饱和度评价提供技术支持.     

长期水驱后润湿性变化对残余油饱和度影响的实验研究

当前普遍认为长期水驱后,储层孔隙度、渗透率、润湿性都会发生一定程度的改变,储层参数的变化对残余油饱和度会产生什么样的影响,对此研究甚少。针这一问题,选取两组平行天然岩心开展室内模拟实验。第一组岩心代表＂高渗＂;第二组岩心代表＂低渗＂。每组岩心包括两块样品,将每组岩心A号样品连续水驱,而B号样品当含水达90%以后,停止驱替,老化岩心90d后再继续驱替。实验结果表明,当长期水驱后,储层岩石残余油饱和度发生大幅度降低,最大降幅达50%以上。根据实验结果指出,开展油藏工程和数值模拟研究时,考虑储层岩石残余油饱和度变化,才能使模拟结果准确反映油藏实际特征。     

用测井资料预测储层的润湿性

岩心电性及润湿性实验测量结果表明，润湿性对阿尔奇饱和度指数n有很大影响。通过引入相对润湿指数，发现阿尔奇饱和度指数n的对数与相润湿指数之间存在很好的线性关系，为利用饱和度指数预测储层的润湿性提供了依据。同时使用电磁波传播测井和微球形聚焦电阻率测井求出饱和度指数随地层深度的变化曲线，预测储层的润湿性。现场井资料处理结果表明，该方法能快速直观显示不同深度处储层润湿性的变化。     

润湿性对计算纯地层含水饱和度的影响

为考察润湿性对估算纯地层含水饱和度的影响,基于Archie公式及其估算储层含水饱和度的不确定度来源分析,结合目前实验研究和油藏评价对润湿性与储层电性(饱和度指数n)关系的认识,使用数值计算方法评价了中性和水湿、油湿润湿条件下润湿性对估算含水饱和度的影响,发现在强烈水湿和油湿条件下润湿性会对含水饱和度估算产生较大的影响(可能远大于5个含水饱和度单位),并有随孔隙度减小,该影响进一步加剧的趋势.建议重视对油藏润湿性及其与电性关系的实验和理论考察.     

润湿性,饱和度历史和上覆岩层压力对电阻率指数影响的实验研究

由电阻率测井计算含水饱和度，依据对有代表性岩样的实验室测量获得的电阻率指数Ｉ与含水饱和度Ｓｗ的关系。要精确评价油气远景，Ｉ￣Ｓｗ的实验室测量应在模拟储层压力、温度和储层岩石地下润湿性的储层条件下进行，并且减饱和过程也应模拟生产过程和饱和度历史。文章介绍了润湿性、饱和度历史和岩层上覆压力对Ｉ￣Ｓｗ曲线的影响。采用油／水多孔板减饱和方法，测量了１０块岩样的电阻率指数。沿岩心柱长度相邻间隔放置了六个电位     

用 J 函数法求取碳酸盐岩储层饱和度方法探讨

准确求取非均质碳酸盐岩储层含水饱和度一直是测井解释工作的一大难题（尤其是在缺乏密闭取 心等直接确定岩心含水饱和度资料的情况下）。 根据毛管压力曲线、物性分析数据及 RFT 测试等资料, 并以中东某油田为例,探讨了利用毛管压力曲线计算非均质碳酸盐岩储层原始含水饱和度的方法（ J 函数 法）。 利用此方法计算出的原始含水饱和度与相渗实验分析结果及试油结果均吻合较好。 此次研究为缺 乏岩心含水饱和度资料的非均质碳酸盐岩储层含水饱和度的求取提供了一种合理、可靠的计算方法。     

尕斯库勒E3^1油藏水淹层机理实验研究及测井评价技术

利用岩心资料，通过模拟地层条件进行岩电机理实验，研究尕斯库勒E3^1油藏水淹特点，提出了分岩性类型认识储层孔隙结构和原始油藏饱和度特征；基于电测井响应划分油层润湿性并选择测井评价模式；采用混合液矿化度特征确定地层混合液矿化度；建立了比较系统的中高含水期测井水淹层分级评价体系。     

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2.含水饱和度计算含水饱和度的确定是一个十分复杂的问题,对用岩心测定饱和度的影响因素有岩心渗透率、取心流体、钻速、储层流体粘度、相渗透率、孔隙发育、天然气压缩性、地层压力、泥浆化学成份、岩心处理方法和保存条件等18种因素。美国实验室资料表明:水基泥浆取心,含气饱和度可由原始的70％变到49％,因而水基泥浆取心饱和度与测井可比性差是自然的,其误差可达±25％～±50％。所以,测井计算含水饱和度应主要与密闭取心或毛管压力计算的岩心含水饱和度相对比。用测井计算含水饱和度国内外建立的模型有十几种。针对四川碳酸盐岩地层的岩类、     

注水开发油藏润湿性变化及其对渗流的影响

为提高水驱开发油藏采收率预测精度,研究了油藏岩石润湿性与相对渗透率之间的变化规律及其对两相渗流的影响。采用室内润湿性实验测定方法,对水驱开发油藏润湿指数与含水饱和度的关系进行了定量表征,导出了适合润湿性变化型油藏的两相渗流方程,建立了变润湿性水驱开发油田的采收率预测方法。润湿实验结果表明:所测岩心的润湿指数的对数与取心油层的含水饱和度呈近似线性关系。相对渗透率实验所测的代表低含水期到高含水期岩心的油水两相等渗点对应的含水饱和度由41%增加到53%,亲水程度增强。一维模型计算结果表明,含水率达到98%时,油润湿和强水润湿性油藏的预测采收率分别为52.7%和73.3%。研究揭示的水驱油藏岩石润湿性变化规律和建立的数学模型,可为更加准确地预测水驱油采收率提供参考。      

浅层砂岩低电阻气藏储层参数计算方法

根据岩心分析资料和测井资料,总结了研究区块浅层气藏的岩性、物性及电性特征,以岩心孔隙度为标准,建立了计算隙度的灰色静态模型;用BP神经网络计算束缚水饱和度,在此基础上,用“双水模型”计算含水饱和度;考虑束缚水饱和度的影响,建立了用孔隙度和束缚水饱和度计算渗透率的表达式,经实际资料处理证实,计算的浅层砂岩储层参数与岩心分析结果比较有较好的一致性,能满足储量计算要求。     

An investigation of the effect of wettability on NMR characteristics of sandstone rock and fluid systems

Predicting reservoir wettability and its effect on fluid distribution and hydrocarbon recovery remains one of the major challenges in reservoir evaluation and engineering. Current laboratory based techniques require the use of rock–fluid systems that are representative of in situ reservoir wettability and preferably under reservoir conditions of pressure and temperature. However, the estimation of reservoir wettability is difficult to obtain from most laboratory experiments. In theory, it should be possible to determine the wettability of reservoir rock–fluid systems by nuclear magnetic resonance (NMR) due to the surface-sensitive nature of NMR relaxation measurements. Thus, NMR logs should in principle be able to give an indication of reservoir wettability, however, as yet there is no proven model to relate reservoir wettability to NMR measurements. Laboratory NMR measurements in representative and well-characterised rock–fluid systems are crucial to interpret NMR log data.A series of systematic laboratory experiments were designed using a range of sandstone core plugs with the aim of investigating the feasibility of using NMR measurements as a means to determine wettability. NMR T₂ spectrum measurements were performed in reservoir core plugs at different saturations and wettability states. The samples were first cleaned by hot solvent extraction, then saturated with brine and a drainage/imbibition cycle performed. At the lowest brine saturation the same samples were aged in crude oil and a further drainage/imbibition cycle performed. NMR transverse relaxation time, T₂, was measured on fully saturated samples, at residual saturations and some intermediate saturation values. The wettability of the samples is evaluated using the Archie's saturation exponent and by Amott-Harvey wettability index.The wettability of the cores studied ranged from mixed-wet to oil-wet. The NMR T₂ results for cleaned and aged reservoir core plugs, containing oil and water, show that fluid distribution and wettability can be deduced from such measurements. The results on aged core plugs suggest that the oil occupies a wide range of pore sizes and is in contact with the pore walls. The results presented in the paper suggest that NMR T₂ relaxation has the potential to be an alternative technique to evaluate rock wettability in the laboratory and in the reservoir.     

原油沥青质在油藏岩石表面的吸附特性

选用两种原油沥青质样品，对沥青质在岩石孔隙表面的吸附及吸附所引起的润湿性变化进行了实验研究。对润湿性的测定结果表明，油藏岩石润湿性改变的程度主要取决于沥青质的来源和地层水的离子组成，同时也与离子浓度和岩样的束缚水饱和度有关。通过使用分光光度法测定沥青质在砂岩上的吸附量，初步建立了润湿指数（ＷＲ）与沥青质吸附量（ａ）之间的定量关系。对于某一给定的原油沥青质，ＷＲ值随ａ值增加而趋于降低。图４表３参１０（邓春萍摘     

致密油充注过程中储层润湿性变化对含油性影响——以川中侏罗系致密油为例

以四川盆地川中侏罗系致密油储层岩心样品为例,开展了致密油微观充注物理模拟实验。实验模型采用砂岩薄片模型(尺寸为2.5 cm×2.5 cm,厚度约0.6 mm),将实验用油注入模型引槽中,压力由小到大逐步增加至每个模型出口端只出油不出水为止,观测渗流特征并计算含油饱和度。实验结果显示,充注前样品束缚水饱和度与充注后含油饱和度总和大于100%,基于核磁共振法对储层束缚水等流体饱和度与储层润湿性的分析,提出了充注前后储层润湿性的改变(水润湿转变为油润湿)使得最终含油饱和度高于被驱替的动水饱和度。致密油运聚过程中储层润湿性改变抵消了致密油储层高束缚水饱和度对致密油含油性的抑制作用,利于致密油运聚,是致密油成藏含油饱和度提高的重要原因。     

The Role of Wettability in Petroleum Recovery

Various findings on core handling effects and crude oil/brine/rock (COBR) interactions have indicated how the wettability of a core sample is altered when retrieved from a reservoir. Moreover, it is revealed that wettability of a core will affect almost all types of physical parameters necessary for reservoir management, such as capillary pressure. However, the most accurate results are obtained when native or restored-state cores are used with native crude oil and brine at reservoir temperature and pressure. Such conditions provide core that have the same wettability as the reservoir. Equally, the wettability of originally water-wet rock can be altered by the adsorption of polar compounds and/or the deposition of organic material that was originally in the crude oil. The degree of alteration is determined by the interaction of the oil constituents, the mineral surface, and the brine chemistry. Factors that influence wettability alteration are considered, and how this in turn affects the capillary pressure, is determined. Due to the capillary pressure dependence on water saturation, the effect of wettability alteration on reserve estimation through the initial water saturation is shown. The implications for oil recovery prediction and reservoir management are discussed. The main objective is to do a critical analysis on how wettability alteration dictates the success or failure of reservoir management irrespective of the technical or operational input, early in the life of a reservoir. It is believed that reserve estimation at the early stage is either optimistic or pessimistic with the consequent effect on oil recovery prediction and reservoir planning. The overall effect would be poor reservoir management at the early life of the reservoir, which effects on the later life of the reservoir is inestimable. This explains why the petroleum business is the riskiest business in the world. This would continue to be so unless a method is devised to measure reservoir parameters in situ, devoid of wettability alteration to any extent.     

一种定量测定油藏岩石润湿性的新方法

油藏岩石润湿性是决定油藏流体在孔隙介质中的位置,流动及分布的重要因素,特别是对油,水相对渗透率和注水采收率有很大的影响。因此,它是特殊岩心分析中需测定的重要参数,目前,定量测量岩石润湿性最常用的实验方法为Amott法和USBM法,但是,这两种方法的操作程序较为复杂,尤其是USBM法需使用专用岩心设计的超高速离心机,由于设备条件限制而较少被采用,本文提出一种比较简便易行的新方法（即经改进的自吸速度法）,来定量测定岩石润湿性,早在50年代末,Bobek等人和Denekas等人都曾通通过测定岩心的自吸速度来评价岩石的润湿性,然而,由于夫法消除界面张力,孔隙结构以及流体黏度等其它因素对自吸速率的影响,他们只能用此法要相对比较不同岩石的润湿性,正如Anderson,所指出,这只是一种定性的方法,直至90年代,Morrow等人首次提出了一种通过测定自吸速度和拟毛等力曲线定量评价油藏岩石润湿性新方法,本研究在此基础上对该法又进行了石润湿性的新方法,本研究在此基础上对该法又进行了改进和完善,并将该法与Amott法的测定结果进行了比较,使之便于推广应用。     

碳酸盐岩气层岩电参数实验

储层含油气饱和度是储量评价的基础。在以Archie公式为核心的储层含油气饱和度评价方法中,岩电参数是Archie公式应用的基础。通过开展岩电参数研究实验,对利用风干法和自吸增水法建立碳酸盐岩岩心含水饱和度进行了对比。研究结果表明,由于碳酸盐岩岩心孔隙结构、润湿性复杂,依靠自吸水方式,含水饱和度高于一定值后岩心将表现出不再自吸水的现象。自吸增水法所能够达到的最高含水饱和度一般都低于50%,相对于自吸增水建立的岩心低含水饱和度时的电阻率,被模拟地层水100%饱和时的岩心电阻率R_o 普遍偏高,100%饱和状态下的岩心电阻率大都偏离了低饱和度数据点拟合线的延长线。风干法和自吸增水法获得的指数n和系数b数值上具有明显区别,但变化趋势一致,且两种饱和度建立方法获得的指数n都与孔隙度具有较高的相关性,且都随孔隙度增大而降低。对基质孔隙度、渗透率都差的碳酸盐岩储层岩石的岩电研究中,含水饱和度建立十分困难。根据碳酸盐岩气藏成藏后气水运移规律及气藏内部气水平衡过程,风干法所获得的岩电实验关系更符合碳酸盐岩气藏含气饱和度评价的需要。     

润湿性对恳东29块稠油油藏注水采收率的影响

利用制备的不同润湿性岩样,系统研究了注入水对这些岩样注水采收率的影响,得到了润湿性对恳东29块油藏注水采收率的影响规律,即随着岩样水湿性的逐渐增强,注水采收率先逐渐增加后缓慢降低;并得到了使注水采收率最高的恳东29块油藏岩石润湿指数值,对有效开发恳东29块稠油油藏具有重要的指导意义。     

油气层润湿特性对电阻率的影响规律研究

为了进一步理解目前在储层润湿性对电阻率影响研究中的两种不同结果，根据润湿性对电性影响的微观机理以及储层特性的差异，首先提出了水湿储层中润湿水膜存在连续状和分散状这两种形式；接着利用逾渗理论研究了在具有不同连通性和均质性的储层中，润湿性对电阻率的影响规律；最后从阿尔奇公式出发，进一步分析了润湿性对电性影响的特征。根据阿尔奇公式的分析结果同逾渗理论结果一致。研究结果表明，在整个含水饱和度范围内，水湿储层的电阻率均比油湿储层低；在低含水饱和度下，润湿性对电性影响的差异可归因于储层连通性和均质性的不同。连通性好、非均质性不显著的水湿储层，其I-S_ｗ曲线呈现凸型；连通性差、非均质性显著的水湿储层，其I-S_ｗ曲线呈现凹型。在确定饱和度指数时，除考虑储层的润湿特性以外，还需要考虑储层孔隙的连通状况和均质性等因素。     

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。