致密油藏注气后储层渗流特征参数动态反演方法

致密油藏在气驱开发过程中,通常由于气窜导致开发效果变差甚至停产。针对致密储层注气后储层渗流特征参数尚无成熟的理论求解方法的问题,从渗流力学原理出发,利用Stone模型建立油、气、水三相饱和度与相对渗透率的表征函数。分析开发动态参数和储层渗流特征参数与相对渗透率的函数关系,建立饱和度-含水率-气油比关系图版。借助该图版,实现由开发动态参数反演出储层渗流特征参数的目的。开发动态参数包括含水率和气油比;储层渗流特征参数包括地下混合液流度、储层平均渗透率和气窜通道平均渗透率等。应用该方法对实际气窜井组进行储层渗流特征参数动态反演,结果表明:反演结果与实际单井气窜特征和生产动态变化特征吻合;气窜井生产期间内的储层平均渗透率远小于未气窜井;气窜程度越高,则气窜通道平均渗透率越大,所处层位存在明显裂缝或窜流通道。     

基于孔隙结构分类的致密砂岩含水率计算模型——以鄂尔多斯盆地陇东西部延长组长8_1储层为例

含水率是产能预测和储层评价的重要参数。致密砂岩储层物性差、非均质性强,其内部流体渗流特征复杂,因此,对致密砂岩含水率的研究具有重要的意义。油水相对渗透率是含水率计算至关重要的参数,以鄂尔多斯盆地陇东西部延长组长8_1储层为例,首先分析岩心相渗实验结果,研究了致密砂岩的相渗曲线特征,并基于孔隙结构指数与束缚水饱和度将相渗曲线分成3类;然后,通过非线性拟合分别得到油、水相对渗透率模型系数,基于该系数与孔隙结构指数的关系,建立研究区不同孔隙结构的相对渗透率模型;最后,利用分流量方程建立不同孔隙结构的含水率计算模型。将该模型应用于鄂尔多斯盆地陇东西部22口井的22个试油层,其中有16个层的含水率计算结果与试油结果基本一致,符合率约为72.72%。所以,上述模型对于致密砂岩含水率的计算具有一定的适用性,其计算结果比较可靠。     

特高含水期厚油层含水预测方法研究

为识别已进入特高含水开发阶段的大庆喇萨杏油田厚油层内水淹部位及准确划分其水淹级别,对油层含水预测方法进行了研究.分析了相对渗透率实验法和测井含水饱和度参数法的局限性,提出驱油效率加权计算方法.以油藏实际生产数据为基础,建立了驱油效率预测储层含水率数理模型,并对水淹级别界定标准进行重新划分.室内并联岩心模拟实验以及在大庆油田的实际开发井解释结果表明预测效果与测试结果接近,证明利用驱油效率预测储层含水率的方法是可行的.     

三角洲储层渗流参数动态模型研究——以胜坨油田二区下第三系沙二段8~3小层为例

以注水开发36年的胜坨油田二区下第三系沙二段83小层的三角洲储层为例,应用岩心分析和渗流物理模拟数据,研究了渗流参数随注水开发的变化规律和机理,建立了渗流参数的润湿性模型、孔隙结构模型和相对渗透率模型。研究结果表明,随着注水开发程度的加深和综合含水率的提高,该储层岩石的亲水性逐步增强;岩石平均比表面积降低,孔隙和喉道半径增大,孔隙连通性和孔喉分布变好。平均残余油的水相相对渗透率有降低的趋势,标准化油水相对渗透率曲线交点的水饱和度向右偏移,即交点水饱和度增大。在相同水饱和度下,油相渗透率增大,水相渗透率下降,8种油藏开发流体的动力地质作用引起了渗流参数的变化     

聚合物驱相对渗透率计算的微观模拟研究

聚驱相对渗透率曲线是油田聚驱开发指标计算和预测的重要资料。文中建立了基于油水两相流的三维准静态孔隙网络模型,模拟了以Carreau 模型为基础的黏弹性聚合物驱微观渗流过程。用孔隙网络模型模拟了水驱、聚驱的渗流过程,得到了水驱和聚驱的相对渗透率曲线,计算结果与实验结果的变化趋势相吻合,验证了采用孔隙网络模型预测聚驱相对渗透率曲线的有效性。结果表明：孔隙网络模型能充分体现毛管压力的作用,在相同水饱和度下,聚合物驱的相对渗透率低于常规油/水的水相相对渗透率,聚合物驱残余油饱和度比常规水驱低,说明采用孔隙网络模型模拟聚驱相对渗透率曲线具有可行性。     

基于物性预测相对渗透率的改进神经网络方法

油水两相相对渗透率曲线对油藏含水上升规律和产量变化规律有重要影响,是油藏开发的基础数据。为更准确预测相对渗透率曲线端点值、建立储层物性和相对渗透率曲线端点值之间的关系、提高油藏数值模拟精度,以149条相对渗透率曲线的渗透率和孔隙度为输入变量,以相对渗透率曲线端点值(束缚水饱和度、残余油饱和度、残余油饱和度下的水相渗透率)为输出变量,建立了一种基于储层物性预测相对渗透率曲线端点值的BP神经网络预测模型。经未参与建模的14条相对渗透率曲线数据检验,新模型预测绝对误差在0. 03以内,相对误差小于9%,满足相对渗透率曲线计算要求;利用该模型预测的BZ油藏不同物性级别下的相对渗透率曲线能够反映BZ油藏的渗流特征。该研究成果对相对渗透率预测及提高数值模拟精度具有一定借鉴意义。     

储集层微观参数对油水相对渗透率影响的微观模拟研究

为描述储集层微观参数对油水相对渗透率的影响，建立油水两相流的三维准静态孔隙网络模型，运用逾渗理论描述微观渗流机制，模拟初次油驱和二次水驱过程，并对相对渗透率进行了预测，计算结果与实验结果变化趋势基本一致，验证了孔隙网络模型模拟的有效性。利用孔隙网络模型研究水湿情况下孔喉比、配位数、形状因子对相对渗透率的影响。结果表明：孔喉比增大，残余油饱和度增大，水相达到同样的渗流能力所对应的含水饱和度相对增加；配位数增大，两相共流区变大，残余油饱和度减小，配位数对非润湿相油的相对渗透率影响较大；形状因子增加，残余油饱和度减小，两相共流区变大。图7表1参10     

靖边油田青阳岔区块长6油藏油井生产能力评价及预测

针对靖边油田青阳岔区长6储层投产含水率差别大的现状,充分利用区块测井原始资料丰富的优势,首先通过阿尔齐公式对储层的含水饱和度进行解释,并利用水驱油实验得到束缚水饱和度与孔隙度和泥质含量的拟合关系得到每口井的束缚水饱和度,以此为基础得到储层的可动水饱和度、含油饱和度So、残余油饱和度、可动油饱和度,以此为基础对储层的性质进行可靠的定性解释。其次通过相对渗透率推导出的含水率的公式对储层进行定量解释。对储层进行生产能力的评价与预测,为有效提高油井投产的成功率,减少投资,提高经济效益。     

含水率与时间关系数学模型的建立及应用

对油藏条件作不同假设,可以建立不同数学模型,对一些油藏开发经验公式进行理论证明,并探讨其适用条件。建立了已见水油藏含水率与时间关系的数学模型,假设条件为：①总容积不变,只包含油、水两相流体;②产水递增率与产油量递减率之和为经验常数;③平均含水饱和度与时间呈线性关系。用该模型对相对渗透率比值与饱和度的经验关系式进行理论推导,由于油和水的粘度只是压力、温度等因素的函数,不随其饱和度而变化,因此在一定温度、压力条件下,其比值是常数。据此认为,相对渗透率比值与饱和度的经验关系式适用条件为：油、水两相同时渗流,产量递减不明显,产油量递减率与产水递增率之和为常数。用含水率与时间关系的数学模型预测二连阿南油田的综合含水率,在油田全面含水稳定生产的情况下,预测的含水率与实际数据符合较好。图２参５（陈志宏摘）     

考虑渗透压的致密砂岩储层渗吸半解析数学模型

为定量表征渗透压对致密砂岩储层渗吸置换效果的影响,基于毛管压力函数及渗透压方程,建立考虑渗透压的致密砂岩储层渗吸半解析数学模型,用于计算最终渗吸置换率、渗吸稳定时间、水相饱和度及矿化度的沿程分布等参数。对渗吸液矿化度、水相和油相最大相对渗透率、水相和油相相对渗透率系数、油水粘度比等参数进行敏感性分析,并与岩心实验结果进行拟合,以校正模型参数。研究结果表明:储层内流体与渗吸液矿化度差越大,渗吸置换作用越显著,渗透压主要影响渗吸置换中段位置;对渗吸效果影响从大到小依次为水相相对渗透率系数、水相最大相对渗透率、油水粘度比、油相相对渗透率系数、油相最大相对渗透率;油水粘度比对矿化度分布影响最为显著,水相相对渗透率系数及水相最大相对渗透率主要影响推进前缘段矿化度分布,油相相对渗透率系数及油相最大相对渗透率对矿化度分布几乎没有影响;模型渗吸置换率校正系数约为0.7;渗吸稳定时间校正系数与水相最大相对渗透率呈较好的线性相关。     

低渗透砂岩油藏油水相对渗透率曲线特征

摘要方法综合分析我国十余个低渗透油藏的毛管压力曲线和相对渗透率曲线,Ｊ（Ｓｗ）函数及Ｗｙｌｉｅ和Ｇａｒｄｎｅｒ公式,求出不同渗透率油藏的理论相对渗透率曲线。目的总结低渗透砂岩油藏油水相对渗透率曲线特征,为其开发提供理论依据。结果低渗透油藏中孔隙度、束缚水饱和度、残余油饱和度及共渗点与储层渗透率有一定的关系,即随着渗透率的增大,孔隙度、束缚水饱和度增大,残余油饱和度减小,油水两相共渗区的范围变窄。结论低渗透砂岩油藏的油水相对渗透率曲线具有一定的特征,即随着含水饱和度的增加,油相相对渗透率急剧下降,水相相对渗透率变化不大。利用本文所采用的方法可为理论模型模拟计算（动态预测和储量计算）提供输入数据     

致密砂岩储层孔隙度定量预测——以鄂尔多斯盆地姬塬地区长8油层组为例

鄂尔多斯盆地姬塬地区长8油层组为典型的低孔、低渗致密砂岩储层。由于其孔隙结构复杂、非均质性强,应用传统的孔隙度计算方法误差较大,结合姬塬地区长8油层组的具体地质特征,运用广义回归神经网络模型对致密砂岩储层孔隙度进行了预测。结果表明,利用该方法预测的孔隙度与利用岩心分析的孔隙度符合率较高。该方法对于未取心井区致密砂岩储层孔隙度的研究具有很好的应用前景。     

Prediction of wettability variation and its impact on flow using pore- to reservoir-scale simulations

We describe a pore- to reservoir-scale investigation of wettability variation and its impact on waterflooding. We use a three-dimensional pore-scale network model of a Berea sandstone to predict relative permeability and capillary pressure hysteresis. We successfully predict experimentally measured relative permeability data for the water-wet case, and demonstrate that the model captures experimentally observed trends in waterflood recovery for mixed-wet media. We then focus upon the effect of variations in initial water saturation associated with capillary rise above the oil–water contact (OWC). This may lead to wettability variations with height because the number of pore-walls which may be rendered oil-wet during primary drainage, increases as the oil saturation increases. We investigate empirical hysteresis models in which scanning curves are used to connect bounding drainage and waterflood curves for a given initial water saturation, and find that if wettability varies with initial water saturation, then the scanning water relative permeability curves predicted by the empirical model are significantly higher than those predicted by the network model. We then use a conventional simulator, in conjunction with the relative permeability curves obtained from the network and empirical models, to investigate the reservoir-scale impact of wettability variations on waterflooding. If the wettability varies with height above the OWC, we find that using the network model to generate scanning relative permeability curves yields a significantly higher recovery than using empirical models or assuming that the reservoir is uniformly oil-wet or water-wet. This is because the scanning water curves are generally low (characteristic of water-wet media), yet the residual oil saturation is also low (characteristic of oil-wet media). Our aim is to demonstrate that network models of real rocks may be used as a tool to predict wettability variations and their impact on field-scale flow.     

神经网络技术识别厚油层层内剩余油方法

以检查井资料为基础,利用统计分析的方法建立储层物性(孔隙度和渗透率)及岩性(泥质含量)的测井解释模型,并按厚油层内部存储性和渗流性质的差异,建立起三级流动单元的识别和划分标准。在此基础上,利用神经网络技术对密闭取心检查井资料进行学习训练,建立起原始含油饱和度、目前含油饱和度和残余油饱和度的测井解释模型,从而实现对厚油层层内剩余油的综合定量解释,为高含水期厚油层层内剩余油挖潜提供物质基础。     

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。     

利用毛细管压力计算低渗储层可动水饱和度

平湖油气田P11层是一高压低渗储层,试油及常规测井都不能很好地确定该层的产油产水比例,对该油藏的产出流体及生产预测带来了困难。为解决这一问题,提出利用储层流体浮力与毛细管压力平衡的原理求解储层初始含水饱和度。在求解过程中,利用J函数及储层孔、渗资料对毛细管压力参数进行了处理。通过与毛细管压力计算的束缚水饱和度比较,得到储层可动水饱和度,进而定性判断储层是否产水。利用相渗曲线及储层初始含水饱和度,可以计算储层的初始含水率。根据P11层毛细管压力实际资料,利用该方法计算出了储层可动水饱和度及含水率,与实际生产含水率相符,表明计算方法正确。此方法有助于提高低渗储层开发动态指标预测的精度。     

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。     

姬塬油田罗1长8油藏合理注水方式研究

对于注水开发油藏,选择合理的注水方式进行开采,实现油田的稳油控水是关键。运用油藏工程、数值模拟结果结合生产动态,通过对低渗透油田罗1区块注水时机、注水方式、注水强度及水井分注等方面的研究,总结出适合该类油藏的注水方式,有效提高水驱效率、补充地层能量、减缓递减,实现油田高效开发。     

姬塬油田罗1长8油藏合理注水方式研究

对于注水开发油藏,选择合理的注水方式进行开采,实现油田的稳油控水是关键。运用油藏工程、数值模拟结果结合生产动态,通过对低渗透油田罗1区块注水时机、注水方式、注水强度及水井分注等方面的研究,总结出适合该类油藏的注水方式,有效提高水驱效率、补充地层能量、减缓递减,实现油田高效开发。     

低饱和度油藏原始饱和度计算及含水上升规律

受低幅度构造、地层倾角小、储层渗透率低、油源供给不足等因素影响,油层中存在自由水,若整个开发层系的油层大面积内均为油水同层,则称为低含油饱和度油藏。低含油饱和度油藏油井投产初期就具有一定含水率。由于室内岩心试验获得的油水相对渗透率曲线是在饱和油情况下进行,因此,油田实际含水与采出程度和利用室内试验曲线计算出的理论含水与采出程度曲线不能较好吻合,当油藏原始含水饱和度较高时这种误差会很大,导致含水与采出程度理论曲线无法正确预测油藏含水上升规律。根据试验获得的相渗曲线和实际生产数据,采用试验数据与生产实际相互印证的方法,修正油藏含水上升规律,计算油藏原始含水饱和度,解决了油藏原始含油饱和度计算以及具有原始含水饱和度油藏含水上升规律预测问题,对正确认识油藏和开发指标预测具有重要意义。