特低渗透岩心相对渗透率实验研究

室内实验研究表明,大庆油田扶杨油层特低渗透岩心气测渗透率越低,油水两相流动区范围越窄;残余油饱和度条件下的水相相对渗透率值总体比较低;水相相对渗透率曲线呈现凹向和凸向含水饱和度轴及反S型3种形式,这反映了特低渗透油藏水驱油过程中流体与流体、流体与介质之间相界面作用及变化诱导出流体渗流状态的多变性和复杂性.     

特低渗透岩心相对渗透率实验研究

室内实验结果表明,西部某油藏的特低渗透岩心油水相对渗透率曲线具有束缚水饱和度较高,残余油饱和度较低,油水两相流动区间范围宽的特点,且水相相对渗透率曲线形态分为直线型和上凹型2种形式,而且油水相对渗透率的比值与含水饱和度具有较好的指数关系模式,水驱曲线的驱替特征满足甲型水驱特征.     

温度对特低渗油藏油水相对渗透率的响

针对目前有关特低渗油藏相对渗透率曲线研究较少的现状,通过岩心流动实验,得到不同温度条件下特低渗岩心的油水相对渗透率曲线,将其与中渗油藏的相渗曲线进行对比,并对其相渗曲线的特征值进行了定量描述。对比分析得出：相对中渗岩心,特低渗岩心的相渗曲线有整体向左移动的趋势,残余油饱和度较高,且该饱和度对应的水相相对渗透率很低,岩心的水驱最终采收率较低;随着温度的升高,特低渗岩心的束缚水饱和度逐渐升高,油水同流区变宽,等渗点饱和度右移．残余油饱和度相应减小．岩心的水驱最终采收率增大。     

特低渗透砂岩油藏渗流特性研究

通过分析中国西部某特低渗透油藏岩心相对渗透率的曲线特征,认为特低渗透岩心油相相对渗透率曲线可近似看成"直线型",水相相对渗透率曲线主要为"直线型"和"上凸型".研究结果亦表明:随着渗透率的增大,岩心的束缚水饱和度和残余油饱和度逐渐减小,两相共渗区变宽;无水期驱油效率和最终驱油效率同时增大.对残余油饱和度下水相相对渗透率大于1这类相对渗透率曲线的形成原因进行了初步的理论分析,认为油水启动压力的存在以及岩心的均质程度可能是其产生的主要原因.     

特低渗透储层油水相对渗透率实验研究

利用能够描述特低渗透储层岩样水驱油渗流规律的两相渗流公式 ,对榆树林油田低渗透岩样进行了相对渗透率实验研究 ,并与原计算方法测定的结果进行了对比分析。实验证明 ,该方法能够正确描述榆树林油田油水渗流特征。     

界面张力对低渗油藏CO2驱油气相对渗透率曲线的影响

针对腰英台低渗透油藏条件,通过高温高压界面张力仪测量了原油与CO2间界面张力随着压力的变化关系;运用非稳态JBN方法测量了低渗透油藏CO2驱过程中不同油藏压力下的油气相对渗透率曲线。对油气界面张力变化和相对渗透率曲线变化规律的研究,结果表明,随着油藏压力的增大,CO2与原油间的界面张力逐步降低,导致油气相对渗透率曲线等渗点逐步向右偏移,两相共渗区逐步拓宽,气驱残余油饱和度逐步降低,且相对渗透率曲线有向对角直线形态转变的趋势。     

特低渗透油田注水开发技术研究

主要分析对象是特低渗透油田,简述其油藏特征,以及注水开发方式,并指出讨论该类开发技术的意义。进一步列举现有可用于特低渗透油田的注水技术工艺,如超前注水、分层注水、加密井网等。并以某油田为例,梳理其注水开发期间主要面临的矛盾,以及实践优化举措和效果。     

孤东油田七区西相对渗透率曲线研究

油水相对渗透率曲线综合反映了互不相溶的油水两相在不同含水饱和度下渗流规律的变化,是油田开发设计中产能预测的基础资料;而不同开采阶段取心岩样相渗曲线的变化,能够反映储集层结构的变化,研究这一变化可为油田剩余油挖潜提供理论依据。孤东油田七区西馆陶组上段取心井资料表明,随着水驱过程的深入,油水相对渗透率曲线的特征值发生了变化,束缚水饱和度和残余油饱和度减小、等渗点含水饱和度及残余油饱和度下的水相渗透率增大,反映出油层孔隙度增大、黏土矿物减少、孔隙比表面积减少、孔隙表面更亲水以及水驱结束后储集层的综合渗流能力有所增加等特征。不同阶段相渗参数分析表明,油田进入高含水期后,孔隙度对渗透率、渗透率对残余油饱和度、两相共渗区、驱油效率等参数的影响作用相对增大。研究结果认为,该油田三次采油应立足于改善储集层结构和驱油剖面,减少孔间矛盾,提高驱油效率。     

确定聚合物／油体系相对渗透率曲线的新方法

聚合物／油相对渗透率曲线是研究多相渗流规律和进行油田动态预测的重要依据。由于聚合物溶液在多孔介质中流动的复杂性，其粘度随流速而改变，因此，常规的确定油／水相对渗透率的方法不适合聚合物／油体系。文中提出了一种确定聚合物／油相对渗透率曲线的新方法，该方法首先测定达西粘度与剪切速率关系曲线，进而将两相流动时不同饱和度所对应的聚合物渗流速度转变为剪切速率，根据达西粘度与剪切速率关系曲线查得相应的达西粘度，     

稳定因子法校正特低渗岩心相对渗透率曲线端面效应

随着岩心渗透率降低,毛管力作用增强,岩心驱替测试中的端面效应越加显著,增加了准确获取特低渗岩心相对渗透率曲线的难度。本文基于广泛的特低渗岩心相渗实验数据及端面效应校正基本理论,提出了校正端面效应的简便方法。研究发现当润湿相和非润湿相以固定比例进行驱替实验时,由端面效应引起的压力降与受端面效应影响的岩心区域长度之间存在线性关系,将两者的比值定义为稳定因子;进一步研究发现,稳态法测油水相对渗透率,润湿相与非润湿相比例相同时,岩心稳定因子不随注入流量变化而变化,由此构建了岩心压降与稳定因子的关系式。根据此关系式,只需两组岩心驱替实验便可处理得到不受端面效应影响的非润湿相相对渗透率的大小。通过3组室内实验对新方法进行了验证,结果表明,修正的相对渗透率值误差小于10^-5。本文方法大大降低了实验次数,节约了时间和成本,可以快速、准确地修正稳态法测得的特低渗岩心相对渗透率曲线。     

特低渗透油藏多层合采评价新指标

针对特低渗透多层油藏的层间非均质性和流体的非线性渗流特征,采用天然露头平板大模型并联驱替的物理模拟方法和非线性渗流数值模拟软件,对特低渗透多层油藏合采的开发效果进行研究。结果表明,特低渗透油藏多层合采时的总体采出程度与渗透率级差、平均渗透率、开发层数和地层油粘度均有关系。渗透率级差越大,总体采出程度越低,相对高渗层与相对低渗层的采出程度差值越大;平均渗透率越高,总体采出程度越高;开发层数越多,地层油粘度越大,多层合采时的开发效果越差。在此基础上,提出了“四元综合影响因子”的概念来评价多层合采的开发界限。计算分析表明,多层合采的综合采出程度与四元综合影响因子呈幂函数递减关系,“四元综合影响因子”可以作为评价多层油藏开发效果的重要指标。     

不同润湿性条件下适合于不同渗透率油层的超低界面张力驱油体系

研制了无碱无聚合物且界面张力达到10^-3mN/m超低值的表面活性剂驱油体系,对于岩石表面润湿性条件为强亲油、中亲油、弱亲油以及强亲水情况,随着渗透率的增加,该体系的采收率逐渐增加.当渗透率增加到某个值时,随着渗透率的增大采收率迅速提高;然后随着渗透率的进一步增大,采收率增加幅度明显降低,将采收率不再增加时的渗透率值称为临界渗透率值.岩石表面亲水性越强,临界渗透率越低,适合于超低界面张力驱油体系的渗透率越小.实验表明,随着岩石表面亲水性的增加,可以使残余油滴活化的最小孔喉半径或渗透率明显降低,在低渗透率、特低渗透率以及超低渗透率的条件下,可将残余油驱替出来.因此,超低界面张力驱油体系不仅适合于中、高渗透率的油层,在一定条件下还可用于低、特低和超低渗透率的油层.     

特低渗透油藏非线性渗流数值模拟

中国石油探明储量和未动用储量中特低渗透储量占很大的比例,迫切需要对特低渗透多孔介质中非线性渗流规律进行深入研究。根据特低渗透油田储集层岩心特征和流体渗流特征,建立了特低渗透油藏流体渗流的非线性渗流模型,依此建立了特低渗透油藏非线性渗流数值模拟的数学模型,并研制了相应的特低渗透油藏数值模拟软件。利用所研制的特低渗透油藏数值模拟软件,对榆树林特低渗透油田树322区块进行数值模拟计算,研究表明:拟线性渗流只发生在井口附近的局部小区域内,而在地层内部相当大的区域内是非线性渗流,非线性渗流占据了地层渗流的主导地位。因此,考虑非线性渗流比以往只考虑线性渗流以及考虑拟启动压力梯度的方法更适合特低渗透油田。图6参10     

微裂缝性特低渗透油藏储层特征研究

将不同渗透率的含微裂缝与相同渗透率、不含微裂缝低渗透砂岩岩心进行了对比,研究了微裂缝性特低渗透油藏的孔隙空间形态、喉道半径、微观均质系数和相对分选系数等特征,分析了这些特征对孔隙度渗透率性质、可动流体体积和压力敏感性等方面的影响。结果表明,微裂缝性特低渗透砂岩孔道与孔道之间主要靠微裂缝连接,连通性较低,主要由微裂缝提供渗流能力。气测渗透率和微裂缝宽度、微观均质系数、相对分选系数和可动流体体积百分数等都有明显的幂律关系。孔隙度与渗透率相关性差,气测渗透率与水测渗透率比值较大,各向异性和非均质性严重,压力敏感性较强。渗透率低不是低渗透油藏的本质特征,只是外在表现形式之一。应该根据微观孔隙结构特征、可动流体体积百分数和压力敏感特征等多个因素综合评价其储层特征。     

低渗透油藏相对渗透率曲线计算方法研究

在对低渗透油藏渗流机理分析的基础上，通过分析启动压力梯度对渗流规律的影响，得到油藏平均含水率，从而拟合出油藏相对渗透率曲线。该方法是一种通过生产数据得到相对渗透率曲线的新方法，不仅可以得到相对渗透率值，还可以得到相对渗透率比值。从计算结果分析可知，该方法结果较为合理，具有很强的矿场实用性。     

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。     

车西洼陷沙四上亚段特低渗储层物性主控因素分析

车西洼陷沙四上亚段碎屑岩储层以含泥细砂岩为主,孔隙度多集中在10%～20%,渗透率多小于10×10-3μm2,结合铸体薄片、压汞、地化测试分析等综合评价为中-低孔特低渗较差储层.研究表明,该区储层物性主要受沉积、成岩和异常高压3种因素控制:1)沉积微相主控储层砂体空问展布形态及孔陈度分布特征;2)成岩作用主控储层砂体孔...     

红河油田长9特低渗油藏局部高孔渗优质储层特征

通过分析红河油田延长组长9段储层的岩石薄片、孔喉测试、油水相渗、启动压力梯度测试等岩心实验以及录井、测井等资料,研究了高孔渗储层特征。结果表明,高孔渗储层岩屑含量略高,云母及黏土含量低,压汞分析的孔喉结构明显优于低孔渗段,相渗曲线等渗点相对渗透率值明显高于低孔渗储层,相同含水饱和度条件下油相渗透率均较高,产水率则低10%以上;微观喉道半径大于1.2μm,启动压力梯度小于0.06 MPa/m。高孔渗储层主要成因是成岩中后期发生了较大规模的溶蚀作用,改善了长9段局部储集空间和渗流通道;高孔渗储层分布在长912储层的中下部,含油性明显要好于低孔渗段。     

基于超低渗透砂岩储层试油产能预测分析方法

针对HQ地区滑塌浊积扇储层受多期沉积、成岩及构造等因素影响,形成了该区广为发育相对高孔低渗、中孔低渗和低孔低渗并存复杂孔隙结构超低渗透储层流动层带,影响储层渗流和产能因素很多。利用超低渗透储层质量及其渗流结构的孔渗关系,提出储层合理产能参数、储层质量指标、流动层带指标、储能参数、油层有效厚度、渗透率、单渗砂层能量厚度、含油饱和度及其泥质含量综合评价储层试油产能。依据灰色理论油气试油产能预测分析方法及评价准则,利用不同角度计算的试油产能评价参数及其分类参数指标准确率、分辨率权衡提取超低渗透储层质量、渗流及产能信息,对该区44口井51个试油层段进行了试油产能预测检验,38口井45个试油产能评价预测结果与试油产能结果相吻合,试油产能预测符合率达到88.2%。克服了渗流机理不符合达西产能预测方法和流动层带局部参数不能准确表征复杂渗流特征造成产能评价失误,提升了超低渗透储层试油产能预测的定量评价能力,为该类特低—超低渗透储层产能预测提供出有效的信息和分析方法。