通过启动压力与流度的关系确定合理注采井距

流体渗流时,不仅与储层性质有关,也与其自身性质有关,即与流度有关.流体在低渗透渗储层渗流时存在启动压力梯度,确定低渗透油藏合理注采井距时应充分考虑启动压力梯度的影响.根据等产量一源一汇渗流理论可知,注采单元主流线渗流速度最大,而主流线中点处渗流速度最小,即压力梯度最小.当该点压力梯度与启动压力梯度相等时,可求解出对应的合理注采井距.     

低渗透油田IPR曲线与合理井底压力的确定

低渗透油田开发过程中,由于启动压力梯度的存在,低渗透油藏流体渗流过程变成非达西渗流,通过建立数学模型,求解IPR曲线。给出了油井最低允许流动压力的计算公式,对于低渗透油藏的开发具有指导意义。     

引入启动压力梯度计算低渗储层合理注采井距

通过室内实验、理论计算确定流体非达西渗流的启动压力梯度,确定建立了有效驱替压力系统下的合理井距。研究表明,影响低渗储层驱替压力系统建立的最主要因素是启动压力梯度。在GGY油田低渗透油藏的开发中应适当缩小注采井距提高驱替压力梯度,采取整体压裂措施减小启动压力梯度。     

低渗透断块油藏有效驱替压力系统研究

低渗透断块油藏由于存在启动压力梯度、含油面积小、形状复杂,很难建立有效的驱替压力系统,只有在渗流场压力梯度大于启动压力梯度的条件下,流体才能流动。所以在低渗透断块油藏开发中,建立有效的驱替压力系统尤为关键。通过实验数据的统计,拟合得到了永安地区低渗透储层启动压力梯度与流度的幂函数关系式。利用渗流力学理论,推导了存在启动压力梯度下油藏产能公式及注采井之间的压力梯度分布公式,建立了有效驱替压力系统的理论。同时给出多层开采时有效压力系统建立方法。     

双重介质油藏低速非达西流产能动态规律研究

经研究低渗透油藏中流体流动为非达西渗流,因此以往的达西渗流理论模型不再适用于低渗透油藏,其产能预测结果与实际存在较大的误差。鉴于以上原因,本文在定井底流压生产条件下,综合考虑启动压力梯度、表皮效应等多种影响因素,建立了低渗透双重孔隙介质油藏低速非达西渗流的产量变化数学模型,应用Laplace变换方法求解得到了产量和累积产量Laplace空间的解,并对其解采用Ste-hfest数值反演算法,绘制了双重介质油藏产量的变化曲线图;讨论了启动压力梯度、表皮系数、弹性储能比、窜流系数对产量动态变化规律的影响,对比分析非达西渗流与达西渗流产量动态变化规律的差别。     

低渗透油田流入动态曲线及其应用

低渗透油田开发过程中,由于启动压力梯度的存在,低渗透油藏流体渗流过程变成非达西渗流,通过建立数学模型,求解IPR曲线;给出了油井最低允许流动压力的计算公式,实例计算结果表明,计算值与实测值的相对误差4%,可以满足油藏工程精度要求,该方法对于低渗透油藏的开发具有指导意义。     

低渗透油藏非达西渗流数值模拟研究

低渗透油藏中存在启动压力梯度,采用达西渗流已经无法准确描述油藏中流体的流动,为此提出了低渗透油藏启动压力梯度数学表征方法,建立了考虑启动压力梯度非线性渗流模型以及相应的数学数值模型,在现有数值模拟软件的基础上编制了非线性渗流数值模拟插件,并将其应用到油田模型中,计算表明,初步模拟结果与现场实际数据基本吻合,验证了方法的正确性。     

低渗透油藏极限注采井距的确定与附加压力损耗分析

由于流体在低渗透油藏中渗流存在启动压力梯度,使注采井距理论上存在一个最大值。利用考虑启动压力梯度影响的一源一汇稳定渗流理论,获得了不同注采压差和油层渗透率对极限注采井距以及注入水有效影响范围分析的表达式,可以计算出给定注采压差、渗透率条件下,低渗油藏的最大注采井距,并分析了注采压差、极限注采井距与附加压力损耗三者之间的关系,从而为合理注采井网的部署提供依据。     

低渗透气藏牛顿型流体低速非达西渗流分形数学模型

达西定律是渗流所遵循的基本规律。但对于低渗透储层来说由于存在启动压力梯度和滑脱效应等因素,又使得其不符合达西定律。在低渗透气藏中流体有时以非牛顿流体形式在介质中低速流动。本文利用分形这个数学方法来研究低渗透气藏中牛顿型流体,在考虑了启动压力梯度和滑脱效应的影响下,提出了适用于低渗透气藏牛顿型流体低速情况下的渗流数学模型。为今后进一步展开动态分析打下基础。     

确定低渗透油藏启动压力梯度的新方法及应用

通过对江汉油田低渗透油藏20块不同渗透率岩心室内驱替实验,从流体在低渗透多孔介质渗流机理出发,对所得实验数据进行了处理,研究了一种求解启动压力梯度的新方法。通过对实验数据进行回归分析,得到低渗透油藏启动压力梯度与地层流度的关系式,并绘制了求解低渗透油田启动压力梯度的图版。利用实验所得到的回归关系式和求解启动压力梯度的图版,结合低渗透油田实际,进行应用,得到不同生产压差下确定极限注采井距的方法。     

有效驱替理论在低渗透油藏中的应用分析

在低渗透油藏,注水井附近地层具有较高的注水压差,因而也具有较高的视渗透率。在生产井附近地层同样也具有较高的生产压差,和较高的视渗透率,可称为易流动半径。但是在低渗透储层中,易流动半径很小。而注采井问有很长的压力平缓段,压力梯度低,视渗透率也低,渗流能力很低,称为不易流动带,是影响低渗透油藏有效开发的主要因素。减小注采井距,在相同的压差下压力平缓段减小,压力梯度增大,视渗透率也有较大提高。在较高的压力梯度和较高视渗透率的双重作用下,渗流量会有较大的提高,水驱效果得到改善。为此,对低渗透油田适当减小注采井距,可以建立较大的驱替压力梯度和有效的驱油效果,能改善注水状况和采油状况,提高采油速度和最终采收率。     

低渗强水敏储层单相油渗流特征实验研究

对w油田N2^1超低渗储层岩心进行单相油渗流实验研究,结果表明流体在低速渗流时,非线性渗流特征明显,存在启动压力梯度,且水敏性低渗储层的启动压力梯度明显更高。w油田N2^1水敏性低渗储层原油渗流能力差,一般油相渗透率不大于气测渗透率的2％。     

悬浮微粒在被加热多孔介质内的沉积与运移特性

通过建立沿管壁恒热流加热的渗流实验系统,实验研究了悬浮颗粒在饱和多孔介质内以及入口界面处的沉积和运移特性。着重研究了有无加热条件,以及不同加热温差,相同多孔介质和进口悬浮液浓度情况下,实验段入口界面处与内部的颗粒沉积量变化,以及沿程不同位置处的压力变化。并对实验过程中的渗流稳定性及各测点温度和多孔介质段渗透系数进行了分析。结果表明:相对渗透率k_t/k₀在不同温差下有明显不同;多孔介质与进口流体界面处的沉积量随温差的增大而增加,沉积结构的稳定性降低;多孔介质段颗粒沉积强度随温差的增大而增大,实验结果可为今后的理论分析提供验证依据。     

低渗裂缝性储层注水井钻关泄压模拟

针对注水后低渗裂缝性储层地层压力和注水井泄压时间难以确定,影响调整井安全钻井的问题。结合低渗裂缝储层渗流特点,运用变形双重介质渗流理论,建立泄压后储层动态地层压力模型。利用数值模拟技术,预测关井泄压和溢流泄压方式下泄压区地层压力分布随泄压时间变化规律。应用预测泄压过程中泄压区地层压力分布变化规律得出不同泄压方式注水井的钻关时间,制定注水井的钻关方案。研究表明,泄压区内裂缝连通低压处起提高泄压效率的作用;关井和溢流泄压过程,注水井井底压力不应作为衡量待钻点处地层压力的指标;应用对泄压区地层压力预测指导注水井进行钻关,满足安全调整井钻井实际应用。     

油藏岩石出砂规律及其对渗透率的影响

利用我国渤海地区J油藏疏松地层岩样,研究了油藏岩石的出砂规律以及出砂对渗透率的影响。结果表明,油藏岩石的出砂量和流出砂的粒径随流体流速的增大而增大,出砂能使岩石的渗透率增大,出砂量越大,渗透率增大的幅度越大;在保证出砂油井正常生产的前提下,让部分地层砂粒随流体流出油井地面,能提高地层的渗透率和油井的产量。     

Effect of pressure gradient on the flow of oil and water in gel-filled pore

Water is injected into oil-bearing porous rock for displacement of oil. Water tends to flow through high permeablity streaks, leaving significant amount of oil in place, unless the streaks are plugged by structure-forming fluids such as, polymer–gels. Cr(III)–polyacrylamide gel finds an use even in production well, as this gel structure offers easy flow of oil, apart from restricting water flow. The resistances that water and oil encounter, while flowing through the gel structure are characterized in this paper.The permeability of Cr(III)–polyacrylamide gel, held in tubes was evaluated as function of oil and water flow rates. This was observed that immediately after the rupture, a new pore space was created by the injected fluid. Same pathways were used by the other phase, i.e., water or oil, injected subsequently. The volume of the pathway within the gel structure was also monitored during the flow experiments. After complete recovery of the new pore space, the permeability was found to increase at higher flow rates. The change in permeability was completely reversible, and a cycle of step-wise ascent and descent in flow rates did not show any significant hysteresis. A theoretical model is developed that accounts for the rupture in the gel, and the deformation of the fracture inside the gel due to imposed pressure gradient. The model explains the power-law relationship between permeability and flow rate, as observed in experiments. The model identifies a ratio of interfacial to elastic deformation, in terms of a dimensionless parameter, σ/(GL). This ratio controls the relative reduction in water permeability with respect to the reduction in oil permeability. Experiments were conducted in Berea sandstone rock, and similar trends, as described above were observed.