分形相对渗透率计算方法

受储层非均质性和实验误差的影响,岩心实验得到的相对渗透率曲线很难代表整个油藏的相渗特征。文中根据油田生产数据结合分形理论计算得出油水两相相对渗透率,从而修正实验得到的相对渗透率曲线。通过具体的油藏实例,应用分形理论得到相渗曲线计算含水率与油田实际生产中的含水率规律符合性好,表明该方法能提高岩心实验得到相对渗透率曲线的可靠性。     

分形相对渗透率计算方法

受储层非均质性和实验误差的影响,岩心实验得到的相对渗透率曲线很难代表整个油藏的相渗特征.文中根据油田生产数据结合分形理论计算得出油水两相相对渗透率,从而修正实验得到的相对渗透率曲线.通过具体的油藏实例,应用分形理论得到相渗曲线计算含水率与油田实际生产中的含水率规律符合性好,表明该方法能提高岩心实验得到相对渗透率曲线的可...     

雁木西疏松砂岩油藏水驱油渗流特征研究

从雁木西疏松砂岩岩心实验获取的相渗数据出发,对油藏平均相对渗透率曲线进行修正,从而进一步研究疏松砂岩油藏的水驱油渗流特征.新修正的相渗曲线推衍出的微观驱油特征类似活塞式驱动方式,即水驱效率较高,中高含水阶段含水上升趋于平缓,具有提液空间.经现场实践验证表明,修正相渗曲线得到的水驱规律与目前该油藏动态变化规律表现一致.     

聚合物驱相对渗透率曲线影响因素研究

聚合物驱相对渗透率曲线是描述多孔介质中多相渗流动态及油田聚驱开发指标计算和预测的重要基础资料。文章通过大量的非稳态法聚合物驱相对渗透率曲线测定实验,研究了岩心润湿性、渗透率和聚合物溶液粘弹性对聚合物驱相对渗透率曲线形状和特征的影响。结果表明,与亲油岩心相比,亲水岩心相对渗透率曲线上同一含水饱和度时聚合物相相对渗透率偏低,曲线右端点和等渗点都向右偏移,驱油效率较高;随着岩心渗透率的增加,相对渗透率曲线等渗点右移,两相流跨度增大,残余油饱和度变小,最终采出程度增加,含水上升率变低;与相同粘度的甘油驱对比,聚合物驱相对渗透率曲线的右端点明显右移,说明聚合物溶液的弹性可降低残余油饱和度,提高了微观驱油效率。     

聚合物驱相对渗透率曲线影响因素研究

聚合物驱相对渗透率曲线是描述多孔介质中多相渗流动态及油田聚驱开发指标计算和预测的重要基础资料。文章通过大量的非稳态法聚合物驱相对渗透率曲线测定实验，研究了岩心润湿性、渗透率和聚合物溶液粘弹性对聚合物驱相对渗透率曲线形状和特征的影响。结果表明，与亲油岩心相比，亲水岩心相对渗透率曲线上同一含水饱和度时聚合物相相对渗透率偏低，曲线右端点和等渗点都向右偏移，驱油效率较高；随着岩心渗透率的增加，相对渗透率曲线等渗点右移，两相流跨度增大，残余油饱和度变小，最终采出程度增加，含水上升率变低；与相同粘度的甘油驱对比，聚合物驱相对渗透率曲线的右端点明显右移，说明聚合物溶液的弹性可降低残余油饱和度，提高了微观驱油效率。     

利用矿场生产资料预测水驱驱油效率方法探讨

驱油效率是油田注水开发的重要指标,目前大多由实验室水驱岩心实验得到.实验室测定的只是最终水驱驱油效率,不能用来描述开发过程的相关状况.从驱油效率定义出发,以胜利油区资料为基础,回归了储层空气渗透率与束缚水饱和度的关系,并通过相渗曲线和水驱特征曲线的关系,利用生产数据求取驱油效率.在此基础上,分析了空气渗透率、油水粘度比、注入倍数对驱油效率的影响.研究结果表明,在一定条件下,驱油效率随储层空气渗透率、油水粘度比、注入倍数增加而增加.该方法为预测胜利油区驱油效率提供了一种新途径,对初期未做室内相渗曲线实验的油区(或区块)来说,可以快捷、简便地计算矿场驱油效率并分析其影响因素.     

利用分形理论计算相对渗透率曲线——以南襄盆地双河油田核桃园组六油组为例

相对渗透率曲线是油藏工程研究的一项重要资料,一般是通过多项式拟合室内岩心实验数据得到。然而受储层非均质性、实验误差以及岩心数目局限性的影响,通过多项式拟合室内实验数据得到的相对渗透率曲线很难代表整个油藏的相渗特征。结合分形理论,根据双河油田实际生产数据,推导出一种新的计算相对渗透率曲线的方法。通过对该油田核桃园组油藏的实例计算,依据油田的生产动态数据与分形理论,得出相对渗透率曲线,并通过含水率进行验证。结果表明,计算得出的相对渗透率较实验测定的相对渗透率更具有整体性和代表性,与油田实际情况吻合较好。该计算方法能够提高岩心实验相对渗透率曲线的可靠性,可以较好地用于油藏的开发实践中。     

致密砂岩分形渗透率模型构建及关键分形参数计算方法

针对现有渗透率分形模型关键参数计算方法与渗透率相关性较差、迂曲度分形维数不能反映三维特征,造成致密砂岩渗透率预测困难的问题,基于致密砂岩孔隙结构分形特征及迂曲毛管束模型,构建了一种致密砂岩渗透率预测模型,提出了分形维数、迂曲度分形维数、特征长度的有效计算方法,并探讨了不同迂曲度计算方法对致密砂岩渗透率预测的影响。研究表明:构建的渗透率模型可以有效预测致密砂岩渗透率,更接近于实测值,计算得到分形维数与岩心渗透率相关性更强;不同迂曲度计算方法得到的致密砂岩迂曲度值差异较大,选取合适的迂曲度计算方法可以提高致密砂岩渗透率预测精度。研究成果可以准确、快速地预测渗透率,对致密砂岩油藏储层评价与有效开发具有重要意义。     

基于动态数据反演的相渗曲线及应用效果

在油藏注水开发过程中,油藏储层物性、开发方式等动态数据发生变化都会综合反映在生产数据中,因此基于油藏动态数据反演的相对渗透率曲线更具有代表性。从相对渗透率曲线的表征出发,结合油藏工程方法,建立了基于动态数据反演的相对渗透率曲线,并将其运用于实际油藏,最后采用数值模拟技术对比分析了岩心驱替和动态数据反演获得的相对渗透率曲线对剩余油分布的影响。结果表明,与岩心驱替所得相渗曲线相比,基于动态数据反演的相渗曲线的相对渗透率高,对应的残余油饱和度低;基于动态数据反演的相对渗透率能更加真实的反映油水流动能力,在数值模拟中有较好的应用效果。该研究为水驱开发油藏后期开发优化提供理论支撑。     

致密气藏气水相对渗透率理论及实验分析

通过设计不同压差下的气水驱替实验,得到了不同驱替压差下的气,水两相驱替特征及相对渗透率曲线。并基于分形理论,考虑了束缚水饱和度及驱替压差的影响,建立了致密砂岩气水相对渗透率计算模型,求解得到了气水相对渗透率的解析公式。模型计算得到的相对渗透率与实验结果吻合度较高,从而验证了模型的正确性。研究表明,气,水相对渗透率曲线受到驱替压差和孔隙结构参数的影响。随着驱替压差增大,束缚水饱和度降低,两相区域变宽,水相相对渗透率升高。     

一种两相启动压力曲线的建立方法

为探讨两相流体渗流时的启动压力变化规律，对天然岩心进行水驱油和气驱油实验，计算出各自的相对渗透率，然后按单相启动压力梯度公式推算出相对启动压力梯度，绘制油水、油气相渗曲线。研究结果表明，在两相启动压力曲线上，各相的启动压力梯度与驱替相的饱和度之间均呈指数变化规律；气驱、水驱后期指数变化规律遭到破坏，是驱替后期驱油效率急剧变小的主要原因。图1表2参11     

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。     

致密岩心中气体渗流特征及影响因素实验研究

致密砂岩气藏储层岩石孔隙结构复杂,孔喉细小,气体渗流特征有别于常规气藏。采用逐级增压气驱实验和定容衰竭开采物理模拟实验相结合的方法,测试分析了气体在砂岩储层岩心中的渗流特征。研究表明:气体在致密砂岩储层岩心中有效流动的条件是需要有足够大的流动压差克服沿程摩阻,这也是致密气藏储量得到动用的门槛条件。气相渗流特征受岩心基质渗透率、含水饱和度、岩心长度、上覆压力等多种因素的影响,在致密气藏开发过程中,需要综合考虑这些因素对气井产能及稳产能力的影响。     

粗糙孔壁对微/纳米尺度下致密砂岩气流动的影响

致密砂岩气藏具有明显的低孔低渗特征,基于常规低渗透气藏开发理论的实验手段和数值模拟方法无法准确揭示致密砂岩气藏的微观流动规律.同时,以往研究多针对简单平直通道或随机生成多孔介质开展流动模拟,而关于粗糙孔壁对致密砂岩气流动的影响研究较少.为此,考虑滑脱效应、边界克努森层以及非理想气体稠密性影响,基于LBGK-D2Q9模型...     

不同类型凝析气藏在低渗多孔 介质中的相态及采收率研究

用凝析油含量不同的凝析气分别在PVT筒和长岩心中进行了衰竭实验,并应用超声波测试技术测试了其饱和度以及高温、高压平衡凝析油气相渗曲线和常温、低压常规油气相渗曲线.实验表明,凝析油含量高的凝析气在多孔介质中凝析油的采收率比PVT筒中约高1倍.采用不同相渗曲线及CMG数值模拟软件对长岩心衰竭实验中凝析油的采收率进行了预测,结果表明,造成凝析油采收率差别的主要原因是界面张力导致凝析油气相渗曲线的差别.在数值模拟中,应当使用真实相渗曲线.对于含凝析油低的凝析气藏,多孔介质中定容衰竭凝析油饱和度远高于PVT筒中凝析油采收率,多孔介质中蒸发现象不明显.凝析油饱和度达到最大值后,随压力的降低不再变化,这表明低渗凝析气藏中尽管凝析油含量低,其污染仍然存在,不能忽视.     

火山岩气藏气水两相渗流特征分析

火山岩气藏的有效开发较为困难。针对该类气藏的储层特点,文中通过岩心实验研究火山岩的气水两相渗流特征,为气藏有效开发提供依据。室内实验结果表明：受岩心自身孔隙结构特征影响,水,气相渗曲线呈吸吮态,且岩心渗透率对相渗曲线的特征点影响较大,渗透率越大,残余气饱和度越高;对同一岩心而言,气-水相渗曲线的形状及特征点数值与实验温度和压力有关,温度、压力越高,气水两相渗流区越宽,岩心的束缚水饱和度越低,越有利于气水两相渗流。由此得出,在气藏开发过程中,应合理控制生产压差,避免气井过早出现水侵;一旦因水侵造成水锁,可通过提高气藏温度或压力,实现封闭气解封。     

鄂尔多斯盆地东部盒8段气水两相驱替渗流特征及影响因素分析

针对鄂尔多斯东部地区盒8段储层低孔低渗、非均质性较强及渗流特征复杂等性质,通过在该地区利用真实砂岩模型进行微观气水两相驱替实验,得出其驱替方式渗流路线主要表现为3种形态:均一网状渗流路线活塞式驱替方式;非均一网状与交织状非活塞式驱替方式;复杂渗流路线非活塞式驱替方式。对实验现象进行分析,明确了储层砂岩中软组分含量、物性及残余水饱和度是影响驱替渗流方式及效率的主要因素。研究成果为更好地认识东部盒8段渗流规律提供了理论依据。     

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。     

桥口气藏凝析油采收率研究

采用实际凝析气体系分别在PVT筒和实际岩心中进行了衰竭实验。研究结果表明,PVT筒比岩心中衰竭实验凝析油采收率低得多。为了探讨造成凝析油采收率差别的原因,首先测试了临界流动饱和度,继而做出了标准常规相渗曲线(氮气驱煤油)以及平衡油和平衡气在高温高压下相渗曲线。利用两种相渗曲线及GEM油藏模拟软件分别对实验结果进行了预测。结果表明,采用常规相渗曲线所预测的凝析油采收率与PVT中凝析油采收率相近,采用平衡油气相渗曲线所预测的凝析油采收率与用岩心衰竭实验测试的凝析油采收率相近,这表明平衡相渗曲线能够较好地反映实际岩心条件下油气的渗流状况。     

分形理论在油层物理学中的应用

对压汞喉道半径与渗透率贡献值分布频率、退汞孔隙半径与退汞饱和度分布频率、岩样孔隙度与地层因素分布频率以及油、水相对渗透率与水饱和度分布频率的相关性分别进行了分形研究。结果表明:测量标尺与测量对象的相关系数均满足α为0.01时所需要的相关系数r值,分形性良好。砂岩岩心不仅孔隙结构具有分形特征,而且油、水在岩石内部渗流过程中岩电特性曲线和油、水相对渗透率曲线也具有分形特征。研究中所论及的分形维数与岩样均质系数相关性良好,它们均可以作为反映岩心均质程度的特征参数。