一种广义自吸新模型的推导及其与Li-Horne模型的内在联系

本文经过大量研究分析的基础上发现,Li-Horne模型存在其局限性,即Li-Horne模型只是在岩心活塞式自吸的前提下推导出来的,其只适用于均质岩心的活塞式自吸过程,对于非活塞式自吸,该模型并未涉及到。本文的创新之处在于通过BL方程(贝克莱列维尔特方程)推导出了在非活塞式自吸过程中的一种新模型。     

川东碳酸盐岩储层非均质模型

川东铁山、雷音铺构造嘉陵江组二段二亚段储层非均质性迥异。前者孔隙度分布不均匀且相差悬殊,储层密度及分层系数高,孔隙层呈带状分布,隔层不稳定,白云岩段所占比例大;后者孔隙层呈透镜状分布,储层密度及分层系数低于前者,隔层稳定。二者高孔隙段位于上部,孔隙层横向连通性都较好,隔层岩性均为膏质白云岩。网格化后建立的储层非均质模型显示,它们的嘉陵江组二段二亚段上部孔隙层均较发育,而下部则极不发育,铁山构造呈层状,横向连通性较透镜状分布的雷音铺构造为好。经检验与模型预测结果相吻合。     

一种精准的水力压裂井产能计算模型

在考虑水力压裂过程中流体渗滤对产能影响的基础上,提出了一种简单而又精准的产能计算模型,并将其与现有的三种模型（McGuire,Prats和Raymond）的计算结果进行了比较。现有模型假设油井附近流体的流动是椭圆流或径向流,且在不同的方位都具有渗透性,这种假设造成的结果是对油井采油指数的估计偏高。其中,Prats模型对于有限导流能力裂缝和无裂缝影响的油井得出的结果是一样的。McGuire和Raymond模型对压裂井的产能预测与实际相比,对油井采油指数的估计依然偏高。新模型针对存在有限导流能力裂缝和污染带的油井,提供了一种更为优化的预测方法,即UTPI模型,该模型能够快速而准确地计算油井的产能。这种简单的模型具有离散性,使其在计算机中更易于实现,而且所建立的水力压裂井产能计算模型更加符合生产实际。     

表面活性剂溶液自吸采油的分析（一）

在天然裂缝性储层（NFR）是（取决于岩石和原油类型），在重力的帮助下，通过将表面活性剂添加到盐水中降低的界面张力（IFT）可以有助于毛细管自吸采油。本文的目的是，确定和分析通过表面活性剂溶液的毛细管自吸从不同类型岩石中采油的机理并且进行扩大比例实践。     

一种考虑长期导流的人工裂缝参数优化方法

无因次支撑指数法在人工裂缝参数优化时未考虑裂缝导流能力随时间变化对压裂井产能的影响,因此优化结果在实际生产时并非最优。结合支撑剂的长期导流实验结果,将无因次支撑指数法中的裂缝宽度和渗透率转换为时间变量的函数,并对无因次支撑指数法进行时间积分,求取最大的无因次累计生产指数,作为最优的裂缝参数优化结果。由于该方法引入了时间变量,考虑了支撑剂导流能力随时间的变化,因此较无因次支撑指数法更符合实际。研究结果表明,针对低渗、特低渗储层,在考虑长期导流能力的情况下,优化结果所需缝宽更大,支撑剂铺置浓度更高,改变了以往低渗、特低渗储层对人工裂缝导流能力要求不高、尽量造长缝的观点,对提高单井压后增产有效期和压后效果有重要意义。建议对特定区块开展有针对性的铺置浓度对支撑剂长期导流能力的影响规律研究,为无因次累计生产指数法的应用提供可靠的基础数据。     

预测油田产量和可采储量模型的典型曲线及其应用

预测模型是油藏工程的重要组成部分。其不但可以预测油田的产量和可采储量,也可以预测油田因开发调整或三次采油方案实施增加的可采储量。预测模型按产量和累积产量的变化特征,可分为单峰周期模型和累积增长模型2类。前者包括翁氏模型、威布尔模型、瑞利模型、陈-郝模型和广义模型等,后者包括HCZ模型和哈伯特模型等。针对单峰周期模型,通过无因次处理油田实际开发数据与典型曲线的最佳拟合,能够得到模型指数m和模型常数a、b、c,即可用于对油田产量和可采储量的预测。通过对单峰周期模型的分解,分析了模型的控制因素。应用实例表明,典型曲线和拟合求解的方法是实用有效的,该方法还可用于多峰产量变化的预测。     

考虑水化损伤作用的页岩动态自吸模型

页岩自吸作用是影响其钻井、压裂等工程措施的重要基础现象。不同于砂岩、碳酸盐岩地层,页岩黏土矿物发育,水相介质侵入页岩后与黏土接触诱发水化结构损伤,促进自吸。因此,若忽略自吸过程中的水化损伤,不符合页岩实际吸水状态,从而影响钻完井工程设计。为此,基于室内试验手段,建立了水化结构损伤定量表征方法,并以水化损伤演变规律为依据,在建立动态自吸毛细管力与动态迂曲度计算公式的基础上,构建了页岩动态自吸模型。页岩动态自吸模型预测的自吸曲线与实际自吸曲线吻合程度较好,验证了所构建模型的准确性。利用所构建的页岩动态自吸模型系统分析了影响页岩动态自吸的因素,结果表明,水化作用对页岩自吸具有显著促进作用。在强水化作用下,页岩孔隙度增大、迂曲度降低,具备更强的驱动力与更小的流动阻力,导致自吸量与自吸速率明显增大,表明水化损伤是影响页岩自吸的主要因素。研究结果深化了对页岩自吸机制的认识,为页岩地层钻完井工程制定合理技术措施提供了理论依据。     

一种产量预测新方法的研究及探讨

油田产量预测在油田长远开发规划中起着至关重要的作用。以Arps递减曲线及历年新井产量组成为基础,首次建立了产量预测新模型——无因次产量组成递减率法作为产量预测的新方法,即以各年老井、新井无因次产量递减率分别作为老井、新井规划产量递减率的依据,进而达到预测老井及新井产量的目的。为验证该方法的科学合理性,将其应用于辽河油区某油田“十一五”规划中,并与典型的常规预测方法对比分析,得到了较为满意的结果。     

低渗透岩心自然渗吸实验新方法

自然渗吸驱油是重要的驱油方式之一,然而以往的岩心自然渗吸实验采用常规的体积法和称重法,导致实验存在较大误差。为此从自然渗吸发生的条件出发,研制出具有恒温箱和数据自动记录系统的渗吸实验仪器,仪器的计量精度达到0.0001g,使得自然渗吸实验精度进一步提高。依托新的实验仪器分别完成低渗砂岩岩心和碳酸盐岩岩心自然渗吸实验。岩心实验结果表明:自然渗吸驱油效率和岩心渗透率密切相关,且存在着与最佳自然渗吸驱油效率对应的渗透率;根据实验数据回归出了满足碳酸盐岩岩心和砂岩岩心的自然渗吸动态的衰竭规律。     

致密岩心带压渗吸规律实验研究

致密油藏体积改造压后闷井过程中发生的渗吸置换,通常在压差（基质外部流体压力与孔隙压力之差）作用下进行,但渗吸置换物理模拟却通常在常压下进行（即自发渗吸）,带压条件下的渗吸置换特征尚未提及。为研究压差作用下的渗吸置换（即带压渗吸）规律,首先,建立基于低场核磁共振测试技术的带压渗吸实验方法;其次,分析自发/带压渗吸的异同;最后,建立带压渗吸无因次时间模型。结果表明,质量分数为96.76%~97.25%的油相集中分布于纳米孔（1 ms ≤ T₂ ≤ 100 ms）内,纳米孔是主要储集空间;相比于自发渗吸,带压渗吸置换效率大幅提升是由强化的渗吸作用和压实作用共同造成的;岩心尺度建立的带压渗吸无因次时间模型可行,为确定油藏尺度压后闷井时间提供了新思路。     

裂缝性油藏低渗透岩心自发渗吸实验研究

裂缝性低渗透油藏注水开发时,注入水沿裂缝窜流,油井含水率高,地下注水波及效果差,油层水淹后仍有大量原油滞留在基质岩块中.渗吸排油是裂缝性低渗透油藏重要的采油机理,为研究各种因素对渗吸效果的影响,采用胜利油区纯梁采油厂天然低渗透岩心,通过在地层水和表面活性剂溶液中的自发渗吸实验,研究了润湿性、温度、粘度、界面张力等因素对渗吸的影响规律.实验结果表明:温度不是影响渗吸的直接因素,而是通过改变模拟油的粘度来间接影响渗吸;润湿性、模拟油粘度以及界面张力是影响自发渗吸的主要因素,岩石越亲水,模拟油粘度越低,渗吸采收率越高;对于亲水岩心,渗透率和界面张力控制着渗吸发生的方式;不同渗透率级别对应一个最佳的界面张力范围,在该范围内,渗吸的采收率最高;对于亲水—弱亲水岩心,岩心渗透率越大,所对应的最佳界面张力越低.     

低渗透岩心渗吸实验研究

一般低渗透储层只有存在大量的天然裂缝才能经济有效的进行开发。由于毛管力的作用,油从岩心基质自发渗吸到裂缝中是一种十分重要的采出机制。因此,在评价低渗透油藏石油采收率时具有重要作用。实验采用长庆油田低渗透储层天然岩心,进行自发渗吸实验。实验结果表明,渗透率（0．1～1．0）×10^-3μm。级别的岩心,渗吸采收率在11％～12％之间;渗透率（2～4）×10^-3μm^2级别的岩心,渗吸采收率在14％～18％之间。同一块岩心不同渗吸液对比实验表明,活性水因降低了界面张力而显著提高的石油采收率,增幅可达10％。     

岩心尺度静态自发渗吸的数值模拟

基于渗流理论、化学势以及嵌入式离散裂缝模型,推导了新的静态渗吸数学模型,模型考虑了毛细管力、重力、溶质浓度差导致的渗透压3种渗吸驱动力对渗吸采油的影响,并利用现有研究验证了模型的准确性。通过数值计算,着重研究了不同驱动机制对渗吸采出程度的贡献,分析了浸泡液矿化度、岩块壁面膜效率、岩块尺寸对采出程度的影响。结果表明:静态渗吸采油过程中,毛细管力、重力以及渗透压都为重要的渗吸驱动力;受多种渗吸驱动力影响,岩块内部含水饱和度呈一定规律变化;早期渗吸中,毛细管力、重力对采出程度的贡献较大;长远来看,渗透压主导的持续渗吸作用对采出程度的贡献也不可忽视。浸泡液矿化度与岩块采出程度呈近线性负相关;岩块尺寸与采出程度非线性负相关;岩块壁面膜效率与采出程度非线性正相关,并且膜效率的增加可以延长高渗透压主导渗吸采油的时长。在水力压裂作业和注水开发过程中,适当降低压裂液和注入流体矿化度值以及增加水力改造裂缝网络复杂程度,可以强化初期渗吸采油效果,缩短渗吸时间,提高最终采收率。     

纳米孔隙储集层动态渗吸数学模型

在考虑动态接触角效应、纳米限域效应、惯性效应和入口端效应的基础上,建立了纳米尺度孔隙中油-水渗吸方程,推导出固-油-水三相接触线摩擦系数与界面区流体黏度的关系式,结合毛细管束模型和对数正态分布理论,得到了致密岩心渗吸模型,并对影响渗吸动态的关键参数进行了分析.研究表明,纳米孔隙渗吸过程中,动态接触角效应对渗吸的影响最为...     

致密油藏孔喉分布特征对渗吸驱油规律的影响

自发渗吸是致密油藏中一种重要开发机理,构建准确的渗吸驱油数学模型对明确致密油藏渗吸驱油规律具有重要意义.基于毛管束模型,考虑束缚水和残余油饱和度,利用二维高斯分布函数拟合从高压压汞测量得到的致密砂岩孔喉分布,构建岩心尺度致密砂岩基质渗吸驱油数学模型,并通过致密砂岩渗吸实验对数学模型进行验证,开展渗吸规律影响因素分析,明...     

Effect of sample shape on counter-current spontaneous imbibition production vs time curves

Counter-current spontaneous imbibition experiments on porous media are usually carried out using cylindrical core samples. Sometimes the cores are sealed on some of the faces, and experiments then give production curves of significantly different duration and slightly different shape. Results can be correlated for rock properties (porosity and permeability) and fluid properties (viscosity and interfacial tension). A single overall scale factor is usually used to correlate for different core sizes and shapes. Although the real imbibition process is actually quite complicated, by making the approximations that there is (a) frontal displacement and (b) constant saturation behind the front, a simple analytical solution is possible. The analysis gives the production vs time function and a new core shape scale factor. These assumptions also allow the scale factors of Ma et al. [Ma, S., Morrow, N.R. & Zhang, X., 1997, J. Pet. Sci. Eng., 18, 165–178.] and Ruth et al. [Ruth, D., Mason, G. & Morrow, N.R., 2003, Proc. Soc. Core Analysts Symp., Pau, SCA2003-16, 1–12.] to be used to predict the shape of the production vs time curves. In order to challenge the predictions of the production vs time curves and the Ma, Ruth and new scale factors, counter-current spontaneous imbibition experiments were carried out with matched oil-saturated cores of different shape using brine to spontaneously displace the mineral oil. Amongst others, cylindrical cores with an axial hole were used with either the inner or outer cylindrical face open. These have radial geometry with imbibition into a contracting or expanding volume. Analysis of the experimental results with the new theory confirmed that the Ma and Ruth scale factors are good to excellent for most situations but that the new one is marginally better for extreme shape variations. The theory also predicts that all of the results should be linked by a universal properties factor (G). The variability of the G factor can be explained by some of the cores not having enough exposed surface and not enough rock depth. These factors seem to be of greater importance than the differences between the scale factors. For reproducible results it appears that a core should have an imbibition face area of at least 40 cm² and a thickness (open face to no-flow boundary) of at least 1 cm.     

表面活性剂对致密砂岩储层自发渗吸驱油的影响

自发渗吸驱油是致密砂岩油藏比较重要的一种采油方式。为了研究表面活性剂对长庆油田致密砂岩储层渗吸效果的影响,采用核磁共振技术,根据天然岩心在地层水和表面活性剂中的自发渗吸实验,研究了不同润湿性岩心自发渗吸的特点,以及表面活性剂对中性润湿砂岩渗吸结果的影响。实验结果表明:强水润湿砂岩的渗吸采出程度为60%左右,而中性润湿砂岩的渗吸采出程度只有33%左右;表面活性剂的加入能够有效提高中性润湿砂岩的渗吸采出程度,0.05%HYZ-5的效果最好。通过岩心驱替实验评价了HYZ-5表面活性剂对中性致密砂岩周期注水采收率的影响,可以看出HYZ-5可以显著提高周期注水的采收率。现场试验证明,A井采用周期注水,注入HYZ-5表面活性剂溶液渗吸驱油后,取得了明显的增产效果,说明表面活性剂可以提高致密砂岩储层的自发渗吸驱油效率。     

Similarity solution for linear counter-current spontaneous imbibition

Recovery of nonwetting phase (NWP) by counter-current spontaneous imbibition (COUCSI) of a wetting phase (WP) has been investigated. Experimental results cover a range of viscosity ratios of over seven orders of magnitude. An analytical solution for linear counter-current spontaneous imbibition based on similarity is presented. The mathematical model is based on: (1) Darcy's law for each phase, (2) the imbibition capillary pressures acting as the only driving force, (3) a back pressure given by the drainage interfaces associated with production of NWP at the open face, and (4) continuity of counter-current flow. An important consequence of the similarity solution is that the ratio of the WP flow rate at any location to the WP flow rate at the inlet of the sample is a function only of saturation.