三塘湖盆地马朗凹陷芦草沟组泥页岩系统地层超压与页岩油富集机理

通过岩心和薄片观察、流体压力特征和地球化学指标分析,探讨三塘湖盆地马朗凹陷芦草沟组泥页岩系统地层超压形成的原因以及页岩油富集机理。研究表明,芦草沟组页岩油是烃源岩在低成熟—成熟早期演化阶段生成的液态烃,具有高密度、高黏度的物性特点;烃源岩厚度大,渗透率低,造成流体启动阻力增大,油气不具备大规模向外排运的条件而滞留在源岩层中,其为超压形成的主要原因。芦草沟组泥页岩生烃潜力大,源内储集空间发育,是其生成的油气滞留其中的基础;生烃造成的地层压力不足以突破油气运移的阻力,是页岩油富集的直接原因。页岩油的富集程度受控于不同岩相在不同演化阶段的生烃、储烃能力。     

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.     

油水相对渗透率曲线的实验测定

油水相对渗透率曲线是编制油田开发方案及油藏动态预测的重要实验资料和依据。本文探讨了各种岩性的岩心及不同性质的流体室内测定油水相对渗透率曲线的最合理的方法,得到了一些很有意义的结论。     

三相相对渗透率曲线的测试方法综述

在油田开发中,油、气、水三相相对渗透率的研究是一项重要的课题,通过掌握油、气、水三相渗透率和流体饱和度的关系,有助于认识油气水在油层中渗流运动的规律,帮助预测油藏的生产动态以及提供调整生产方式的有关依据。在参考大量相关文献的基础上,总结了近年来国内外三相相对渗透率曲线测试的方法和技术,并对目前方法的优势和存在的问题进行了讨论。     

估计相对渗透率的方程式

用于估计埃及西部沙漠混合润湿地层页岩质砂层水-油和气-油系统相对渗透率曲线的新方程式已推导出。这些相互关系也可以用于世界其他地带。导出的方程式与实验室数据完全吻合。     

根据孔隙的概率分布计算油气水三相相对渗透率曲线的方法研究

利用等效介质理论的基本原理,对油气水三相在多孔介质中的不可压缩、非混相流动。根据多孔介质中孔隙的概率分布建立了一套计算油气水三相相对渗透率(KR)曲线的基本方法。并且,编制了相应的计算软件EMTKR-3。应用该软件可以对任意类型的孔隙概率分布函数进行油气水三相等值KR曲线的计算。同时,研究了油水两相同渗、油气两相同渗、油水粘度比等因素对三相渗流条件下等值KR曲线的影响。结果表明:在渠道流态条件下,强湿相和强非湿相的相对渗透率只是其本身饱和度的函数,而中间润湿相的相对渗透率是两相饱和度的函数。     

化学驱相对渗透率曲线特征

综合考虑聚合物吸附、滞留等因素对渗透率测定的影响,通过非稳态法分剔测定聚合物驱、聚合物+表面活性剂二元驱,在不同油水黏度比和界面张力下的相对渗透率.研究发现,随着聚合物质量分数的增加,油水黏度比减小,聚合物驱水相相渗曲线、残余油饱和度及等渗点均发生相应改变.二元驱在黏度和界面张力的共同作用下,与水驱相渗曲线相比较,也存在相应变化规律.     

稠油相对渗透率曲线影响因素分析

油藏相对渗透率是油田开发设计和分析的一个重要地层参数,实验室中常通过分析岩心非稳态驱替数据获得.文中通过不同的实验温度、束缚水饱和度,以及不同的驱替方式、CaCO3沉积研究稠油油藏相对渗透率曲线的变化.实验结果表明:实验温度、束缚水饱和度、驱替方式对稠油油藏相对渗透率曲线的形状、等渗点、残余油饱和度,以及残余油饱和度对...     

勘探开发研究院三相相对渗透率曲线测试方法解世界难题

<正>随着中国石油高含水油藏水驱提高采收率、低渗透油藏注气提高采收率等开发措施规模的扩大,三相相对渗透率曲线的准确测定成为业界关注的热点问题。通过掌握油、气、水三相渗透率和流体饱和度的关系,有助于认识非混相状态下油、气、水在油层中运移     

二元复合体系相对渗透率曲线测定

二元复合体系相对渗透率曲线在测定上主要存在两方面困难,首先聚合物在孔隙中会发生吸附和滞留现象,使得溶液有效黏度降低;其次二元体系具有乳化作用,计量精度较差。采用稳态法测定了相同渗透率贝雷岩心中水、聚合物和二元复合体系的相对渗透率曲线及不同渗透率贝雷岩心中二元复合体系的相对渗透率曲线。结果表明:高渗透率岩心的水相渗透率上升幅度比低渗透岩心快,高渗透率岩心内的残余油饱和度明显比低渗透率岩心低,说明高渗透率岩心的驱油效果更好;二元复合驱相对渗透率曲线比水驱、聚合物驱相对渗透率曲线的两相跨度都大,右端点更偏右,岩心内部的残余油饱和度更低,说明二元复合驱比水驱和聚合物驱驱油效果更好、采出程度更高。研究结果可准确预测采油速度、最终采收率、含水率,判断油藏润湿性,提供油藏数值模拟参数。     

对流花11-1油田润湿性的新认识

流花11-1油田储层岩心的润湿性,经作业者测定结果是亲油的。本文以该油田原油的极性组分在纵向上的变化为依据,用相对渗透率曲线鉴定润湿性的方法,最后判断流花11-1油田的润湿性是非均质的,即上油层段亲水,下油层段亲油。同时讨论了流花11-1油田4号井油基泥浆取心液对该井岩心的污染,使原亲水的上油层段岩心变成亲油的假象。     

润湿性对采收率及相对渗透率的影响

通过实验研究了润湿性对采收率及相对渗透率的影响,还研究了利用原油老化控制岩石润湿性的方法。结果表明弱水湿岩石水驱采收率最高,亲水岩石油相相对渗透率高于亲油岩石,原油中极性物质的吸附会影响岩石表面润湿性,油湿性随老化时间增加而增强。     

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。     

Wettability and Its Effects on Oil Recovery in Fractured and Conventional Reservoirs

Abstract

The lattice Boltzmann method is a relatively new simulation technique of computational fluid dynamic class. Its several advantages such as dealing with complex boundary and incorporating of microscopic interaction make it an alternative and promising numerical scheme for simulating fluid flow in porous media. Three lattice Boltzmann equation models are introduced and used for calculating permeability of a 2D porous media. Analytical solutions of Poiseuille flow between infinite parallel plates is used for validating lattice Boltzmann equation models. In the numerical simulations the effects of grid resolution and viscosity on the predicted permeability are checked.     

低渗透储层油、气、水三相渗流特征

为了合理地开发外围低渗透油气田,建立有效驱动体系,提供可借鉴的实验分析和渗流解释,通过室内实验研究分析了低渗透储层岩样在单相油驱、两相水驱油以及气驱油条件下的启动压力特征;系统地研究和评述了大庆外围油田油水、油气两相流体渗流特征,利用STONE 标准化概率模型预测了低渗透储层油、气、水三相共存时油相渗流变化特点和规律。结果表明,对于低渗透岩样,无论是单相还是两相驱替实验都存在着启动压力,两相流体渗流启动压力大于单相流动时启动压力,三相流动时要比两相渗流阻力大,任意两相渗流系统的共渗透范围均大于三相渗流时共渗透范围,在低渗透油气田开发时应避免三相流动的发生。     

润湿性对采收率及相对渗透率的影响

通过实验研究了润湿性对采收率及相对渗透率的影响 ,还研究了利用原油老化控制岩石润湿性的方法。结果表明弱水湿岩石水驱采收率最高 ,亲水岩石油相相对渗透率高于亲油岩石 ,原油中极性物质的吸附会影响岩石表面润湿性 ,油湿性随老化时间增加而增强。     

Relative permeability as a function of temperature, initial water saturation and flooding fluid compositions for modified oil-wet chalk

This paper addresses the effect of brines, containing sulphate and magnesium (found in sea water) and distilled water as initial saturating and flooding fluids, on relative permeability of modified chalk cores by fatty acids to more oil-wet.A model oil system (n-decane) containing different fatty acids (present in oil) such as 18-phenyloctadecanoic acid (PODA—long chain fatty acid with unsaturated ring), Stearic acid (SA—saturated straight long chain), and brines containing sulphate and magnesium ions (0.03 M SO₄²⁻ and 0.06 M Mg²⁺) dissolved in distilled water are used.Fatty acids alter the wettability of chalk to more oil-wet. PODA shows higher tendency compared to SA, at the same concentration, to alter the chalk to more oil-wet. Relative permeability curves are used as indication of the modified chalk behaviour.It also addressed the effect of the temperature on the relative permeability. A shift in the relative permeability to the right side indicates more water-wet with temperature up to ≤ 80 °C. At a higher temperature of 130 °C, the relative permeability curves indicate more oil-wet tendency.Wettability indicated by the relative permeability curves shows the influence of initially saturated fluid composition and the flooding fluid composition, where the modified cores initially saturated with ion free water (distilled water) and flooded by fluids containing Mg²⁺ or SO₄²⁻ shows a shift indicating more water-wet compared to reference core (initially saturated and flooded by ion free water). However, if the initial saturating and flooding fluids contain 0.06 M Mg²⁺ ions, the wettability tends to be more oil-wet compared to that if the modified cores are saturated and flooded with 0.03 M SO₄²⁻ and distilled water.The calculated pore size distribution index (λ) using Huang and Honarpour correlation, is used to determine the corrected (actual) relative permeability for capillary end effect. A good agreement between experimental and simulated relative permeability data was also obtained by using the calculated λ.     

一种相对渗透率调节剂的静态吸附研究

油田进入中高含水期后,为控制产水量,可以注入相对渗透率调节剂(RPM)。RPM可以大幅降低水相渗透率,而对油相渗透率影响很小甚至没有影响。RPM在地层岩石中的吸附性能是评价其性能的重要指标,为此笔者通过室内试验分析了阳离子聚合物型相对渗透率调节剂链节的荷电性、地层水矿化度、固体表面润湿性对RPM吸附过程的影响。结果表明,RPM在石英砂及油砂上的吸附量主要受静电引力及固体表面润湿性的影响,聚合物链节及岩石带电性的匹配对RPM的吸附具有重要影响;RPM的吸附量随着矿化度的增大而增大;RPM在石英砂和油砂上的吸附均符合单层吸附规律,且在油砂上的吸附量远小于在石英砂上的吸附量;RPM的吸附可使石英片表面润湿性由油湿向弱水湿方向转变。