应用逾渗理论计算非稳态法油水相渗曲线

测定油水相对渗透率曲线的方法有稳态法和非稳态法,由于后者能好地模拟油藏开发动态,而且测定简单,需时较短,所以实验室一般采用该法,但是非稳态法计算较复杂,而且用各种方法计算出的相对渗透率曲线能否真正反映实际情况,至今仍有争议,油于有些实验不能满足JBN法的许多限制条件,计算出的相渗曲线形状极不规则,所以提出了历史拟合法,自动历史拟合法一般行假定相对渗透率与饱和度符合某函数关系,再通过拟合各时廖的累积产油量或压差来求解函数式中的有关参数,因此,显然该法总能量出光滑的相渗曲线,但储集层岩石（尤其是非质岩石）的实际相渗曲线并一不定光滑,还存在润湿性也不均匀的情况,不仅用某个单一的函数关系来描述过于简单,而且拟合出的参数物理背景不明确,此外,在方程的求解过程中若要考虑毛管压力,一般也是近似地使用某函数,而该函数式往往由其它岩样的毛管压力测试资料求出,不一定能代表所研究的岩样。     

高渗储层非稳态实验中计算含油率的一种方法

由于以往通过拟合平均含水饱和度和无因次注入倍数的关系求取含油率的方法,拟合精度都不高,有必要提出拟合精度更高的方法。在非稳态相渗实验中发现累计注入量与累计产油量的比值和累计注入量存在很好的线性关系,根据这种线性关系把累计产油量表示成累计注入量的函数,再把平均含水饱和度表示成无因次累计注入倍数的函数,然后求导得到含油率,最后通过JBN方法即可得到油水相对渗透率曲线。新方法优于指数拟合法、多项式拟合法和分段对数拟合法,还可以预测岩心出口端的最大产油量。累计注入量与累计产油量的比值和累计注入量的统计规律还可以检验实验数据的准确性,对非稳态油水相渗实验数据的处理有一定的指导意义,因此建议将此新方法应用于非稳态相渗实验数据的处理。     

模拟退火在非稳态驱替实验计算相对渗透率中的应用

岩石的相对渗透率是储层物理性质的一个重要参数,其实验测量目前主要采用非稳定法.非稳定法通过测量恒流或恒压驱替过程中的时间、流量、压差参数,并根据一定的算法计算出被测样品的相对渗透率曲线.在JBN法计算相对渗透率中,经常采用线性函数或可线性化的非线性函数对实验数据进行滤波处理来提高相对渗透率曲线质量.将模拟退火算法应用于实验数据的拟合滤波处理,使得数据拟合光滑处理可以选择任意符合数据分布规律的函数,尤其是不能转化为线性的非线性函数,拓展了JBN改进方法的适用范围.实际数据处理结果表明,模拟退火算法用于非稳态驱替实验计算相对渗透率曲线是有效的.     

水驱油田油水相对渗透率曲线研究

采用水驱油实验计算油水两相相对渗透率的方法比较复杂,得到油水相对渗透率与出口端含水饱和度离散数据点较少,且主要集中在高含水饱和度末端。利用Willhite模型拟合求取油水两相相对渗透率与出口端含水饱和度曲线,偏差较大。对其进行改进后,经实际油田相渗数据应用,模型拟合精度高、偏差小,标准化后的油水相对渗透率曲线基本位于多条岩心实验数据中部,且形态与岩心数据趋势一致,值得参考推广。     

非稳态法测定稠油油藏相对渗透率实验研究

为了更好地了解稠油油藏的开发特点,针对实际油藏地质特点和流体性质特征,通过室内实验,用水驱油非稳态法测定稠油油藏油水相对渗透率曲线。在数据处理过程中,用JBN经验公式法进行计算,采用对数对其进行拟合与回归计算,做出油水相对渗透率曲线,进而得出实验结果。结果表明,两相渗流区比较大,残余油饱和度比较高,水相渗透率相对比较低,等渗点饱和度大于50%。通过油水相对渗透率曲线可判断此油藏的润湿性,此稠油油藏为弱亲水油藏。在水驱油过程中,见水时间较早,见水时压差为0.72,突破时所对应的采收率还不到30%,最终采收采收率较低。此研究能为提高采收率技术决策提供一定的理论依据,在以后相关润湿性的研究中可以通过相渗曲线来进行判断。     

基于水驱特征曲线计算油水相对渗透率曲线的新方法

从一维两相渗流出发,通过引入一维非活塞式水驱油中采出程度与相渗饱和度的关系表达式,完善了两类水驱曲线公式推导,在油水相对渗透率曲线指数关系的基础上,统一了水驱曲线与油水相对渗透率曲线的相互求取,实现了利用动态数据求取实际油藏油水两相相对渗透率曲线的方法。利用数值实验手段对该方法进行了验证,理论分析以及反演结果表明:利用两种水驱曲线计算油水相对渗透率的方法是可行的,计算曲线与原始油水相对渗透率曲线基本一致。     

计算油田特高含水期相渗曲线新方法

提出了一种应用油田进入特高含水期后生产动态数据计算油藏相对渗透率的新方法。该方法采用二项式拟合krw/kro与sw的半对数关系曲线,并借助多元线性回归方法,求出油水两相相对渗透率表达式,从而得到相渗曲线。经过与油田开发初期岩心实验测得的相渗曲线对比,发现计算出的相渗曲线能更好地反映出油田长期注水开发后的物性变化,有助于油田特高含水期的地下流体流动的研究。     

油水相渗曲线归一化新方法研究

由于油藏非均质性的影响,单个岩心的油水相渗曲线并不能代表整个油藏或区块的水驱渗流特征。为了获得具有代表性的油水相渗曲线,通常的做法是将渗透率相近的岩心的油水相渗曲线进行归一化处理。针对现有归一化处理方法的不足,本文提出一种油水相渗曲线归一化的新方法。首先将油(水)相对渗透率和含水饱度标准化;然后采用单调保形插值拟合;在插值拟合的基础上,利用BP神经网络计算归一化的油水相渗曲线。该方法得到的归一化油水相渗曲线更接近平均化的相渗曲线(实测曲线束中部),因此更能代表整个油藏或区块的水驱渗流特征,同时为后续的油藏数值模拟、动态分析、参数计算等提供更可靠的相渗资料。     

利用等效介质理论计算油水相对渗透率曲线的理论研究

对于油水两相在多孔介质中的不可压、非混相流动,提出了一套根据孔隙的概率分布函数(PDF)计算油水相对渗透率曲线的基本方法,研究了孔隙的大小及其分布、多孔介质的结构特征、油水两相同渗因子以及油水粘度比等物理因素对油水相对渗透率曲线的影响,发现理论结果与实验结果比较吻合,同时,编制了相应的计算机软件EMTKR-2,利用该软件可以对任意类型的PDF进行两相相对渗透率曲线的计算并绘制出相对渗透率曲线图。     

疏松砂岩油藏冷冻岩心与常规岩心相渗曲线研究

为了更好地评价疏松砂岩油藏的水驱开发特点,针对实际油藏地质和流体性质特征,用室内水驱油非稳态法,研究近似油藏条件下冷冻岩心与常规岩心的油水相渗曲线,并进行对比分析。在数据处理过程中,利用JBN经验公式法进行计算,采用对数函数对其进行拟合与回归,最后绘出油水相渗曲线,并作为判断水驱效果的依据。结果表明,水驱后冷冻岩心的残余油饱和度平均为29%,残余油饱和度对应的水相相对渗透率为0.32,驱油效率平均为52%;常规岩心的残余油饱和度平均为30%,残余油饱和度对应的水相相对渗透率为0.30,驱油效率平均为52%。同一含水饱和度所对应的冷冻岩心,其水相相对渗透率高于常规岩心所对应的水相相对渗透率,但常规岩心见水时间早于冷冻岩心,且含水上升较快。冷冻岩心的最终水驱油效率和无水采收率均高于常规岩心。     

考虑启动压力梯度的相对渗透率计算

低渗透油气层由于存在启动压力梯度，渗流规律不符合达西定律，而现今实验室处理相对渗透率曲线的JBN方法是建立在达西定律基础上的，没有考虑启动压力梯度的影响。为解决非稳态实验中对低渗透岩心的数据处理问题，在低渗透非达西渗流理论的基础上，推导了考虑启动压力梯度的油水相对渗透率计算公式，当启动压力梯度为零时，该公式与JBN计算公式相同，可以看作是JBN方法的推广。与JBN方法相比，考虑启动压力梯度后得出的油、水相对渗透率都是偏小，可以看出JBN公式对低渗透储层并不适用。考虑了启动压力梯度的影响后，得出的相对渗透率曲线更符合低渗透岩心的真实驱替过程，所以更有利于油气藏工程中的计算。     

微乳液体系相对渗透率曲线的非稳定法实验

乳液驱油机理的研究是提高原油采收率技术中十分重要的基础研究内容之一.通过试验,用非稳定法较全面地研究了微乳液体系的两相及三相相对渗透率曲线,数据处理采用新的Welge/JBN法.实验结果表明所采用的实验设计与处理方法是适宜的,它与稳定法的实验结果有较好的相容性,通过分析和讨论低界面张力下微乳液相对渗透率曲线的特征、润湿滞后效应及界面张力和流体粘度对相对渗透率的影响,获得了大量有益的结论.进一步完善了对微乳液体系相对渗透率曲线及微乳液在油藏岩石中渗流机理的认识.     

低渗透储层油水相对渗透率最优目标函数处理方法

对于非均质和亲水性强的低渗透岩心,使用常规JBN方法整理非稳态实验数据得到的相对渗透率曲线,存在因计算失效导致的水相相对渗透率曲线出现"驼峰"等异常现象.除了岩样的非均质性、出口端提前见水、驱替速度不合适以及难以测定油水黏度比等实验因素,利用JBN等常规方法处理非稳态水驱油实验资料的局限性是产生相对渗透率曲线异常形态的...     

JBN方法的改进及相应的计算与绘图软件

利用ＪＢＮ方法或其改进方法计算油水相对渗透率时，在恒压，恒速或者既不恒压也不恒速的条件下，注入流量的测定与计算十分重要，本文探讨了如何根据累积产液量与累积注入时间精确计算流量的方法。并提出了一种采集实验数据的改进方法，以便提高注入流量的计算精度，同时，讨论了拟合累积产油量以及平均有效粘度的方法，并提出了分段拟合的方法。最后，编制了可分别适用于恒速、恒压以及既不恒速也不恒压３种条件下计算油水相对渗透     

Three-phase flow in water-wet porous media: gas/oil relative permeabilities for various spreading conditions

This paper addresses the impact of oil-on-water spreading energy (which governs the ability of the oil phase to spread on water in the presence of gas) on three-phase gas/oil relative permeabilities and residual oil saturation.Experimental tests, including simultaneous injections of oil and gas in porous media (steady state) as well as displacements of oil by gas (unsteady state) in the presence of connate water, were performed in two different rocks, Fontainebleau and Clashach sandstones.Gas and oil relative permeabilities were calculated directly from the steady-state data or evaluated by history matching of the experimental displacement production curves. The values obtained by the two methods often differ significantly; the relative permeabilities obtained by the steady-state method cannot represent a displacement.Oil recovery and relative permeabilities are higher for spreading than for non-spreading conditions for gas drainage displacements. Gas relative permeabilities at low oil saturations seem to be lower for non-spreading than for spreading conditions due to an important gas blocking effect caused by the oil/gas menisci. In this case, the measured relative permeabilities include a capillary effect.Oil relative permeabilities are compared to theoretical curves derived from an analytical model that takes into account, through the fractal dimension, the surface irregularities of a real porous medium; the model presented in this paper can be used to calculate the relative permeability of the intermediate phase (oil) during gas injection in a porous medium in the presence of water, for low oil saturations where film flow predominates; very good agreement is obtained for spreading conditions.Gas and oil relative permeabilities obtained by fitting the displacement curves for experiments performed with the reservoir rock and fluids under representative conditions may thus be used for prediction or modeling purposes on a reservoir scale.     

三相相对渗透率曲线实验测定

建立CT双能同步扫描实验方法,结合稳态物理模拟方法对油湿和水湿露头砂岩的油气水三相相对渗透率进行实验测定,同时考察不同饱和历程对相对渗透率曲线的影响.CT双能同步扫描法可准确获取三相流体饱和度并消除末端效应的影响,将实验测得相关数据代入达西公式可算得不同饱和度下各相的相对渗透率.研究结果表明,对水湿岩心,水的等渗线为一系列直线,表明水相相对渗透率只与含水饱和度有关;油的等渗线为一系列凹向含油饱和度顶点的曲线,气的等渗线为一系列凸向含气饱和度顶点的曲线,表明油相和气相的相对渗透率与三相饱和度都有关;而在油湿岩心中,油气水三相的等渗线都是一系列凸向各自饱和度顶点的曲线,表明油气水的相对渗透率与三相流体饱和度都有关.不同饱和历程对润湿相的等渗线影响不大,但对非润湿相的等渗线有影响,两种饱和历程下非润湿相等渗线形态基本相同但位置不同.     

利用测井资料确定储层油水相渗透率方法

本文根据储层油水相渗透理论,利用测井资料,建立了储层油水相渗透率地质、数学模型.它可以准确地给出随储层岩性、物性、含油性变化相对应的油水相渗透率变化曲线和数值,从而可定量或定性地计算剩余油产能、产水率,划分水淹等级,描述剩余油分布.经在双河油田实际应用和验证,该方法计算的油水相渗透率数值达到较高精度,为非均质油田的开发提供了新的地质依据,给测井资料解释和应用增加了新内容.