低渗透油藏毛管压力对水驱开发效果的影响

低渗透油藏油水两相渗流过程中毛管力的动态效应是影响两相渗流机理及水驱油效果的重要因素,掌握其规律有助于提高这一特殊油藏的水驱开发效果。分析了低渗透油藏油水两相渗流中毛管力的动态效应以及动态毛管力的影响因素,以及动态毛管力、注水强度、井距等因素对低渗透油藏水驱油效果的影响。     

低渗透油藏毛细管压力动态效应

通过实验测定和数值模拟研究,分析低渗透油藏油水两相渗流毛细管压力动态效应,以明确其对水驱油特征的影响规律。建立了动态毛细管压力测量实验装置,对动态毛细管压力和含水饱和度变化率之间的关系进行了测定,并求得低渗透岩心的毛细管动态系数。基于测定结果建立了一维水驱油渗流数学模型,并用其研究了注水过程中动态毛细管压力对低渗透油藏水驱油渗流规律的影响。结果表明,低渗透油藏毛细管压力的动态效应非常显著,不能忽略;动态毛细管压力和湿相饱和度变化率之间近似为线性关系,且不同渗透率岩心的毛细管动态系数大小不尽相同,岩心渗透率越低,毛细管动态系数值越大,毛细管动态效应越明显,启动压力梯度越大。认为毛细管压力动态效应是造成低渗透油藏油水两相流动符合非达西渗流规律的原因之一,会对水驱油前缘的推进速度、沿程压力分布、见水时间、产油量、采出程度等开发指标产生影响。     

储层油水两相动态毛管力测试方法

针对目前毛管力测试方法无法准确反映出渗流过程中毛管力的动态变化问题,在借鉴气水两相动态毛管力的基础上,提出了油水两相动态毛管力的概念,并制作了动态毛管力测试装置。利用半渗透薄膜分别制作了单独测量油相和水相的压力传感器,在人工胶结岩心两个表面对称制作了8个压力测试点,采用环氧树脂将油相压力传感器与水相压力传感器紧密固定在人工胶结岩心上,采用类似稳态法测相渗曲线的实验流程,注入比例恒定的油水混合液体,测试不同饱和度条件下的毛管力。利用动态毛管力测试仪,对人工胶结岩心的动态毛管力进行了测量,得到了3条不同驱替速度条件下的动态毛管力曲线,分析发现,不同驱替速度条件下的毛管力数值存在差异,并且会对水驱油过程的数值计算带来较大影响。     

不同润湿性砂岩中聚合物吸附滞留对渗流过程的影响

为了研究不同润湿性孔隙中发生聚合物吸附滞留后的流体渗流机制,首先用非稳态法实验研究了亲水岩心和亲油岩心中聚合物吸附前后的油水两相流动过程,然后改进了半渗透隔板法测试油水毛管力实验方法,用常规驱替流程直接测试了聚合物吸附前后油水毛管力.研究表明,聚合物在岩心中吸附能选择性地降低水相相对渗透率;改变孔隙与渗流流体的相互作用,使亲水岩心束缚水饱和度增加,残余油饱和度降低,亲水程度增强,油水毛管力增加,毛管力曲线变陡;使亲油岩心润湿性反转,油水毛管力由负值变为正值;深化了高含水油藏聚合物驱降水增油机理.     

非均质油藏两相渗流三维定量物理模拟相似准则

物理模拟是研究非均质油藏油水两相渗流规律的重要手段,其理论基础即相似准则。基于相似理论和方程分析法,考虑流体粘滞力、毛管力和重力,推导出注采井定压和定产条件下非均质油藏水驱油三维物理模拟相似准则。针对微尺度管流存在的摩阻效应,提出了井径等价处理方法,保证了模型与原型的全面相似关系。基于相似准则和井径等价处理方法建立的实验模型,可对油藏开发过程进行定量物理模拟。     

克拉玛依油田八区下乌尔禾组油藏的孔隙结构与动态特征

下乌尔禾组砾岩储层的孔隙结构复杂,具有微观和宏观的特殊非均质性。这种非均质性表现在岩样空气渗透率值波动大,油井测试数据计算的渗透率值大于岩样测量值和毛管压力曲线呈现双峰和三峰型。这种非均质性使得岩样测量物性值难以用于估测油藏的开发动态,也影响到人们对油层渗流过程的认识。本文试图通过观察岩芯孔隙宏观分布、分析毛管压力曲线结合渗流力学的基本原理和油井测试分析等手段,以期揭示砾岩的孔隙结构与油藏动态特征之间的内在联系。     

分流动单元平均毛管压力曲线归一化方法及应用

当油藏储层结构复杂、非均质性较强时,通过常规平均毛管压力得到的毛管压力曲线不能很好地反映油藏非均质性,因此引入流动单元聚类分析方法,对油田取心井目的层段岩样进行聚类分析,划分流动单元;将有毛管压力数据的每个岩样进行归类,运用J函数处理方法,得到不同流动单元平均化J函数及平均毛管压力曲线。实例分析结果表明:分流动单元平均化毛管压力曲线能更好地反映油藏的非均质性,可用于计算油藏含水饱和度等参数,其结果精度较高。     

垂向非均质油层周期注水力学机理研究

由油水两相达西定律,推导出垂向非均质油层在周期注水作用下油水纵向窜流由重力窜流、毛管力窜流和附加窜流三部分组成的解析表达式.以J函数为基础,分析了毛管力纵向窜流特性及其对开发效果的影响,阐明了周期注水与稳定注水的本质差别,得出垂向非均质油层周期注水改善开发效果力学机理.     

单井动态相渗曲线的建立及应用

研究储层在注水开发条件下油水两相流动状况，揭示不同含水饱和度下油水运动规律，是评价油藏开发状态、预测油藏开发趋势、制定油藏开发政策的基础。应用油田开发及测试资料，提出并建立了单井动态油水相对渗透率曲线。曲线的变化形态较好反映了实际油藏条件下油水两相渗流特征。通过划分对比不同渗流类型，分析制约油井生产的主要因素，评价油层性质变化特征，探讨并采取相应的增产措施，有利于改善油田开发效果。     

低渗透砂岩油藏油水相对渗透率曲线特征

摘要方法综合分析我国十余个低渗透油藏的毛管压力曲线和相对渗透率曲线,Ｊ（Ｓｗ）函数及Ｗｙｌｉｅ和Ｇａｒｄｎｅｒ公式,求出不同渗透率油藏的理论相对渗透率曲线。目的总结低渗透砂岩油藏油水相对渗透率曲线特征,为其开发提供理论依据。结果低渗透油藏中孔隙度、束缚水饱和度、残余油饱和度及共渗点与储层渗透率有一定的关系,即随着渗透率的增大,孔隙度、束缚水饱和度增大,残余油饱和度减小,油水两相共渗区的范围变窄。结论低渗透砂岩油藏的油水相对渗透率曲线具有一定的特征,即随着含水饱和度的增加,油相相对渗透率急剧下降,水相相对渗透率变化不大。利用本文所采用的方法可为理论模型模拟计算（动态预测和储量计算）提供输入数据     

低渗透砂岩油水两相流动压力波动特征

多相流体间的界面张力在低渗透油藏狭小的孔隙和喉道中呈现更为突显的毛管力和贾敏效应,造成油水驱替压力的大幅度波动,因此需找到低渗透砂岩油水两相流动压力波动随渗透率、含水饱和度、界面张力与岩心长度等因素的变化规律,指导实际生产。实验研究发现,渗透率越低、界面张力越大,压力波动就会越明显;含水饱和度的大小也明显影响这种压力波动的幅度;通过改善低渗透油藏的渗透率或者降低油水界面张力将是减小压力波动、利于生产的有效措施。     

一种定量表征油水过渡区饱和度分布的实用方法

为定量表征三维空间内油水过渡带饱和度变化特征,提出了一种定量表征油藏油水过渡区饱和度分布的实用方法,即油藏毛管压力J函数-电测饱和度方法.该方法首先通过毛管压力的定义式,按照油藏过渡带的垂向位置来计算不同深度的毛管压力;然后结合井点孔渗数据,计算油藏毛管压力J函数;最后建立油藏毛管压力J函数与电测解释饱和度之间的预测关系式,计算三维空间内过渡区饱和度分布.文中以东海盆地花港组某油藏为例,对本文方法进行了应用与验证,结果表明本文方法计算结果与电测法结果吻合较好,说明本文方法是可行、有效的.     

AN APPARATUS FOR SIMULTANEOUS MEASUREMENT OF RELATIVE PERMEABILITY AND DYNAMIC CAPILLARY PRESSURE

The simultaneous measurement of accurate relative permeability and capillary pressure data is essential for studying the phenomena of two-phase flow in porous media. Conventionally, relative permeability and capillary pressure data are measured separately using different equipment and non-identical core samples or sandpacks. It is rather difficult to maintain the same experimental conditions when measurements are made using different equipment and different porous media samples. Moreover, because relative permeability and capillary pressure can be very sensitive to common variables such as saturation and rock/fluid properties, simultaneous measurement of these properties is extremely important to achieve consistency. A relatively new experimental setup has been constructed to obtain dynamic phase pressure and saturation profiles simultaneously during two-phase flow through porous media under steady state and unsteady state conditions. These experimentally measured properties, along with the other needed data, have then been used to calculate the relative permeability and dynamic capillary pressure profiles. Based on the presented experimental results, it has been found that the new experimental setup is reliable and can reproduce stable relative permeability and dynamic capillary pressure profiles with a minimum level of uncertainty.     

AN APPARATUS FOR SIMULTANEOUS MEASUREMENT OF RELATIVE PERMEABILITY AND DYNAMIC CAPILLARY PRESSURE

The simultaneous measurement of accurate relative permeability and capillary pressure data is essential for studying the phenomena of two-phase flow in porous media. Conventionally, relative permeability and capillary pressure data are measured separately using different equipment and non-identical core samples or sandpacks. It is rather difficult to maintain the same experimental conditions when measurements are made using different equipment and different porous media samples. Moreover, because relative permeability and capillary pressure can be very sensitive to common variables such as saturation and rock/fluid properties, simultaneous measurement of these properties is extremely important to achieve consistency. A relatively new experimental setup has been constructed to obtain dynamic phase pressure and saturation profiles simultaneously during two-phase flow through porous media under steady state and unsteady state conditions. These experimentally measured properties, along with the other needed data, have then been used to calculate the relative permeability and dynamic capillary pressure profiles. Based on the presented experimental results, it has been found that the new experimental setup is reliable and can reproduce stable relative permeability and dynamic capillary pressure profiles with a minimum level of uncertainty.     

饶阳凹陷复杂砂岩储层产能测井预测方法

饶阳凹陷砂岩储层物性较差,原油黏度差异大,异常高压普遍发育,简单的产能预测模型难以满足测井精细评价的需要。基于生产测试数据和油-水两相渗流理论,深入分析了储层物性、原油黏度及饱和度、地层压力等对产能的影响,建立了压力校正的变黏度产能测井评价方法,实现了油、水产能的有效分离,为储量评价、施工方案设计等提供了依据。研究表明:储层的渗透性对产能具有决定性作用,油、水产量与渗透率成正比;原油产量与原油黏度成反比,在稠油层中影响更为明显,对水的产量影响较小;储层的异常高压也是影响产能的特殊因素,异常高压层油、水产能明显偏大。     

确定凝析气井合理产能的新方法

在凝析气藏开发过程中，随着地层压力下降，反凝析油会在井底周围聚集，形成反凝析油污染，伤害地层渗透率。凝析气井合理产能是保障高效开发凝析气藏的重要参数。基于凝析油气体系在恒温条件下的反凝析渗流理论，考虑“地层——井筒——井口——地面定点”连续流动，研究了凝析气井在不同配产条件、不同生产时间下凝析油饱和度分布特征和多项渗流特征的计算分析方法。在综合分析凝析气井各种约束条件的基础上，建立了考虑凝析油污染条件下凝析气井动态优化配产理论与方法。大港油田某凝析气藏实例计算表明，采用考虑凝析油污染条件下凝析气井动态优化配产理论与方法确定出的凝析气井合理产量与实际气井产能基本一致，说明该方法具有可靠性和实用性。图3参7     

低渗透油藏油水两相非线性渗流规律

随着低渗透油气藏的开发,有关启动压力梯度和应力敏感的渗流问题逐渐得到了广泛关注.针对目前低渗透油水两相渗流压力分布规律研究较少以及油水两相产量计算不准确等问题,充分考虑水驱前缘突破油井后,含水饱和度沿油藏径向不均匀分布,建立了考虑启动压力梯度和应力敏感的油水两相径向稳定渗流模型,推导出了压力分布和产量方程.计算结果表明:在低渗透油水两相油藏中,地层压降随启动压力梯度的增大而增大,随应力敏感系数的增大而减小;油井产量随启动压力梯度和应力敏感的增大而降低.研究结果为低渗透油水两相油藏的开发提供了理论基础.     

考虑高速非达西效应的油水相对渗透率计算模型

油水相对渗透率是描述储层多孔介质油水渗流的重要参数,高产的高孔高渗油藏在近井地带可能会发生单相或两相的非达西渗流,以致于在常规条件下得出的相渗曲线并不能准确地表达该类油藏的渗流特征,导致产能评价及预测不合理。通过考虑高孔高渗储层多孔介质的油水渗流特征,建立了考虑高速非达西效应的高孔高渗油藏非稳态油水相对渗透率计算模型,进行了非稳态油水相对渗透率实验,计算了不同油相或水相非达西系数对油水相对渗透率曲线的影响,最后数模分析了高速非达西效应对高孔高渗油藏的影响。研究表明,水相对油水相对渗透率曲线的影响较为显著,非达西效应的影响在油水相渗曲线的两端更为明显。两相高速非达西效应虽然降低了油藏的总体产液量,但是抑制了产水,增加了产油量,与单相高速非达西效应相比,两相高速非达西效应对油田生产并不一定具有负面作用。     

表征井间地层参数及油水动态的连通性计算方法

为研究井间连通性,利用注采数据建立了可模拟井间油水动态的新连通性计算模型。该模型对油藏注采系统进行了简化表征,将其离散成井与井之间的连通单元,每个单元由传导率和控制体积两个特征参数表征;基于连通单元通过物质平衡和水驱前缘推进方程进行井点压力计算和饱和度追踪,最终得出井点处的油水产出动态;在此基础上结合投影梯度算法通过拟合实际动态建立了模型参数自动反演方法。该模型相比传统连通性模型可以进行油水动态指标的预测、实时反映井间相互作用和连通状况、有效表征油藏井间地层参数。应用实例表明,其反演结果可靠,并与示踪剂测试结果吻合,进一步验证了该方法的有效性。