温度对稠油油藏油水相对渗透率影响规律的实验研究

为研究温度对稠油油藏油水相对渗透率的影响规律,选用委内瑞拉某区块稠油,配制实际油藏条件下的含气原油,基于一维岩心流动模拟实验,在考虑油藏条件下,采用非稳态法测定不同温度下的油水相对渗透率曲线。研究结果表明,稠油油相相对渗透率较大,水相相对渗透率极小,油水两相渗流能力极不平衡;随着温度的升高,束缚水饱和度呈线性增加,残余油饱和度呈非线性减小,等渗点对应的含水饱和度呈幂指数增加,相对渗透率曲线整体右移,两相共渗区域扩大,油水两相相对渗透率均增大,水相上升幅度小于油相。     

裂缝性碳酸盐岩油藏相对渗透率曲线

裂缝油水相对渗透率曲线的研究对指导裂缝性油藏注水开发起至关重要的作用。笔者应用某碳酸盐岩油藏天然岩心进行油水相对渗透率实验,对基质岩心进行造缝,对比了造缝前后的岩心相对渗透率曲线形态的差别：造缝后油水相对渗透率曲线下降（上升）较快,残余油饱和度较大,且残余油饱和度下水相相对渗透率高,油水共渗区变窄,最终驱替效率变小;对同一块天然裂缝性岩心相对渗透率曲线的应力敏感特征进行了研究：随着围压增大,相对渗透率曲线的束缚水饱和度变大,残余油饱和度变化程度较小,等渗点下降,驱替效率变小。数值模拟计算结果显示,使用围压较大条件下的相对渗透率计算,含水率较低,在相同开发期限内阶段采出程度降低。     

聚合物驱前后储层含油性与渗透性变化特征试验研究

注入聚合物溶液后,储层的含油性和渗透性将发生相应的变化。通过聚合物驱岩心试验,对比分析了注聚合物前后岩心的束缚水饱和度、残余油饱和度、绝对渗透率和相对渗透率的变化特征。试验结果表明,和注聚合物前相比,注聚合物后岩心的束缚水饱和度增大,残余油饱和度明显减小,而岩心的绝对渗透率变化不大,聚合物/油体系的相对渗透率曲线除具有水湿岩心相渗曲线的典型特征外,其水相的相渗曲线及其端点值明显低于常规油/水体系的相渗曲线,而且降低幅度随束缚水饱和度增大而增大,但其油相相渗曲线与常规油/水体系的油相相渗曲线的差距很小。     

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.     

低渗透油藏中水驱前缘参数特征

在低渗透油藏中,水油两相渗流有其特有的规律：束缚水饱和度和残余油饱和度大,共渗区小,水相相对渗透率低。由于油水相渗曲线和油水粘度比对水驱产生较大影响,本文就低渗透油藏的油、水相渗曲线和油、水粘度比对水驱前缘参数的影响的影响进行了分析。前缘参数表征水驱效果的一般原则是：前缘含水饱和度大,含水率导数小的时侯,驱替效果好,无水采出程度高,经计算分析,得出结论：水相相对渗透率越大,驱替效率越差,无水采出程     

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。     

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。     

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。     

温度对浅层超稠油油藏启动压力梯度及相对渗透率曲线的影响

目前大多数相对渗透率测试是在原始油藏温度下完成,代表性较差。为明确浅层超稠油油藏水驱过程中的流体流动机理,进行岩心驱替实验,对不同温度下的启动压力梯度和水驱浅层超稠油的相对渗透率曲线进行研究。结果表明启动压力梯度受温度影响较大,在浅层超稠油油藏相对渗透率曲线中,油相相对渗透率曲线和水相相对渗透率曲线差异很大,油相下降速度快,水相上升速度很慢。随温度升高,油水两相相对渗透率增大,等渗点右移,等渗点处的相对渗透率逐渐增大,束缚水饱和度增加,残余油饱和度降低。140和180℃时蒸汽驱油效率分别高于同等条件下的水驱效率10.6%和11.9%,在一定程度上说明热水驱替可改善浅层超稠油油藏的开发效果。     

表面活性剂对超低渗透油藏渗流特征的影响

针对超低渗透岩心,通过宏观驱替实验研究不同界面张力的表面活性剂对单相启动压力、油水两相启动压力、相对渗透率曲线、降压效果及提高采收率效果的影响,分析表面活性剂对超低渗透油藏渗流规律的影响。研究结果表明,随驱替液界面张力的降低,单相启动压力明显降低。油水两相启动压力实验中,在油水两相相同流速比下,随界面张力的降低,油水两相启动压力梯度逐渐降低,含水饱和度逐渐增大。从束缚水饱和度到残余油饱和度,随含水饱和度的增加,油水两相启动压力梯度先缓慢下降,后迅速下降。相渗曲线实验中,随表面活性剂质量分数的增加,油水两相渗流区增大,油相相对渗透率增大,残余油下水相相对渗透率增加,残余油饱和度降低,油气采收率升高,水相(端点以内)渗透率基本没有变化。表面活性剂段塞驱替实验中,岩心一次水驱后,注入表面活性剂可明显降低超低渗透岩心的注入压力、提高岩心采收率,且油水界面张力越低,降压效果越好,提高采收率幅度越大。     

宝浪油田低渗透油藏水驱渗流特征实验研究

方法根据宝浪油田地质特征,选取有代表性的样品实验研究了宝浪油田低孔、低渗油藏水驱油渗流特征。目的验证宝浪油田水驱油的渗流特征,据此提出其油田注水开发过程中应注意的问题。结果宝浪油田低孔、低渗油藏渗流特征具有低速非达西渗流的启动压力梯度和临界压力梯度较高、束缚水饱和度较高、残余油饱和度较低、残余油状态的相对渗透率较高、两相流动区间较宽的特点;相渗曲线类型多,其中水相相渗曲线形态以直线为主;水驱压力梯度、注入水水质、孔隙结构对油水渗流及水驱油效率有重要影响。结论宝浪油田无水期驱油效率和最终驱油效率高。为了获得较理想的水驱油效果,必须对油层进行改造;在注水开发时要严把注水水质关,在开发部署上应尽量延长无水采油期     

相对渗透率特征曲线及其应用

对常见的相对渗透率曲线进行了分型,定义了Ⅰ型、Ⅱ型和Ⅲ型3种形式相对渗透率曲线。对70条油水相对渗透率曲线进行分析发现,相对渗透率曲线具有一致的特征:在半对数坐标系中,以对数坐标表示相对渗透率,以普通坐标表示含水饱和度,经过校正均满足直线关系,将这种直线定义为相对渗透率特征曲线。3种形式相对渗透率曲线都具有相同形式的特征曲线方程,分别定义为Ⅰ型、Ⅱ型和Ⅲ型相对渗透率特征曲线。在确定束缚水饱和度、最大含水饱和度、束缚水饱和度点油相相对渗透率与油层空气渗透率之间的关系后,可以在数值模拟中利用相对渗透率特征曲线方法对每个网格块进行计算,得到一条相对渗透率曲线,从而提高数值模拟的精度。     

含气活油高凝油相渗曲线测定及特征

目前,油水相渗曲线测量实验中普遍采用脱气原油作为实验用油,无法模拟实际储层中原油含气,设计实验使用含气高凝油,通过在恒温箱中利用高压活油瓶进行转样来保持原油高温高压条件和原始含气量,利用非稳态法测量得到含气活油高凝油相对渗透率曲线,并对曲线的特征规律及其影响因素进行研究。结果表明:含气活油相渗曲线与脱气原油相比,油相相对渗透率较高,水相相对渗透率较低,残余油饱和度降低,水驱油效率增加,含水上升变慢;随着实验温度降低,油相相对渗透率降低,水相相对渗透率提高,残余油饱和度显著升高,含水上升快,驱油效率降低;储层渗透率在高温条件下对相渗曲线特征影响较小,但在析蜡温度以下时,低渗储层的残余油饱和度与束缚水饱和度都要明显高于高渗储层,水驱油效果较差,该研究实现了对高凝油油藏相渗曲线的精准刻画。     

束缚水饱和度与临界水饱和度关系的研究

应用测井资料解释、压汞法及相对渗透率实验资料，对扎尔则油田F油藏的含油饱和度与油藏高度及产水率的关系进行了研究，分析了束缚水饱和度与临界水饱和度的不同及其渗流机理。分析结果表明，在束缚水饱和度状态至临界水饱和度状态之间，可动水主要分布在微小孔道内，不能形成连续的可动水路，仍产纯油，离心法相对渗透率实验所确定的束缚水饱和度应为临界水饱和度。对储层微观渗流特征进行了分析，结果表明束缚水饱和度要小于等于临界水饱和度。     

利用生产测井资料估算油水相对渗透率曲线

分析大庆油田9口密闭取心井128块岩心的油水相对渗透率曲线特征，得出大庆油田油水相对渗透率经验公式。根据流体渗流力学理论得到油层产水率与含水饱和度之间的关系式，利用生产测井获得的产油率、产水率和含水饱和度资料，可以确定关系式中的参数，得到油水相对渗透率曲线。用此方法得到的油水相对渗透率曲线与通过岩心分析得到的基本一致。图2表1参6     

水平井开发低渗透油田的渗流特征研究

方法对比分析了低渗透油藏中水平井和垂直井布井系统的压力梯度分布,并利用启动压力梯度理论建立低渗透油藏中水平井和垂直井产量公式。目的为低渗透油藏的水平井开发提供理论依据。结果水平井布井系统可提高低渗透油田的开发水平。结论对于低渗透油藏来说,利用水平井布井系统可使渗流过程尽快地进入拟线性状态,提高驱油效率;在低渗透油田中,计算水平井和垂直井的产量时,应考虑启动压力梯度;通过改善低渗透油藏的储油物性、加大生产压差以及选择合理的井距来提高低渗透油田的单井产量     

大庆油田油水相对渗透率统计规律及其应用

以大庆油田617个天然岩心测量的非稳态油水相对渗透率曲线为样本,统计得到了束缚水饱和度、残余油下水饱和度、束缚水下油相相对渗透率、残余油下水相相对渗透率与有效渗透率间的统计关系和平均相对渗透率曲线,给出了利用油水相对渗透率统计规律计算不同渗透率储层岩石代表性的油水相对渗透率曲线的方法。根据相对渗透率的统计规律,用Buckley-Leverrett水驱理论和油藏数值模拟方法,研究了大庆油田不同渗透率级别的均质油藏,在250m和500m井距下水驱开采的含水上升规律。     

疏松砂岩油藏冷冻岩心与常规岩心相渗曲线研究

为了更好地评价疏松砂岩油藏的水驱开发特点,针对实际油藏地质和流体性质特征,用室内水驱油非稳态法,研究近似油藏条件下冷冻岩心与常规岩心的油水相渗曲线,并进行对比分析。在数据处理过程中,利用JBN经验公式法进行计算,采用对数函数对其进行拟合与回归,最后绘出油水相渗曲线,并作为判断水驱效果的依据。结果表明,水驱后冷冻岩心的残余油饱和度平均为29%,残余油饱和度对应的水相相对渗透率为0.32,驱油效率平均为52%;常规岩心的残余油饱和度平均为30%,残余油饱和度对应的水相相对渗透率为0.30,驱油效率平均为52%。同一含水饱和度所对应的冷冻岩心,其水相相对渗透率高于常规岩心所对应的水相相对渗透率,但常规岩心见水时间早于冷冻岩心,且含水上升较快。冷冻岩心的最终水驱油效率和无水采收率均高于常规岩心。     

稠油相对渗透率曲线影响因素分析

油藏相对渗透率是油田开发设计和分析的一个重要地层参数,实验室中常通过分析岩心非稳态驱替数据获得.文中通过不同的实验温度、束缚水饱和度,以及不同的驱替方式、CaCO3沉积研究稠油油藏相对渗透率曲线的变化.实验结果表明:实验温度、束缚水饱和度、驱替方式对稠油油藏相对渗透率曲线的形状、等渗点、残余油饱和度,以及残余油饱和度对...