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。     

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...     

驱替速率对自吸相对渗透率和残余饱和度的影响

自吸动力网络模型是建立在复杂的薄膜流动、膨胀和流体的吸跃迁的客观描述基础上的.该模型表明,薄膜膨胀是受毛管力的控制的非经性的扩散过程;前缘驱替与跃迁的竞争与速度相关,这就决定了速率与相对渗透率和残余饱和度有关.为了对比目前使用的拟静模型,模型中跃进只受接触角控制,动力网络模型把驱替速率作为一种附加的跃迁抑制机理.网络模型用于分析驱替速率、接触角、孔喉比、孔喉形状对相对渗透率的影响.计算的相对渗透率和残余饱和度与实验室对强水湿的贝雷砂岩实测数据进行了对比.驱替速率对特定岩石和湿相影响的程度取决于孔喉比的大小,孔喉比越大,影响程度越高.     

一种对残余油饱和度合理值范围的预判方法

基于室内实验数据,围绕影响残余油饱和度的两大主控因素——流体性质及岩心物性,深入分析在相同油水黏度比下残余油饱和度随着岩心物性改变的规律。研究结果表明,渤海油田稀油相渗残余油饱和度随岩心物性变化会出现阶段性的趋势拐点,且低渗和常规岩心的变化规律具有差异性。将渤海稀油相渗岩心划分为稀油低渗固结岩心、稀油中高渗固结岩心、稀油疏松岩心三大类,建立各类岩心残余油饱和度预判图版。应用预判图版能够在相渗实验前和已知常规孔渗数据的条件下,根据不同油水黏度比的图版预判残余油饱和度的合理值范围,以指导后续相渗实验数据的质量控制。     

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     

NMR在西得克萨斯测量残余油饱和度中的应用

本文提出了一种ＮＭＲ测－注－测方法来估算多种探测深度时碳酸盐岩井的渗透率和残余油饱和度。     

稠油油田油水相对渗透率和水驱油效率研究

南堡35-2油田是海上稠油油田,具有原油粘度高、油层岩石渗透率高、胶结疏松和非均质性严重等特点,水驱开发过程中指进现象严重,难以获得较高的水驱采收率.为了更好地了解稠油油藏水驱开发特点,为提高采收率技术决策提供依据,针对油藏地质特点和流体性质特征.利用理论分析和仪器检测评价方法,研究了稠油油藏油水相对渗透率和水驱油效率,分析了稠油油藏水驱开发动态特征.结果表明,随着原油粘度增加,岩心束缚水饱和度降低,残余油饱和度升高,油相相对渗透率降低,水相相对渗透率升高,水驱采收率降低.在相同原油粘度条件下,通过提高驱替速度来增大生产压差,可以减少指进现象发生,增加水驱无水采收率和最终采收率.     

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。     

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。     

Non-Darcy flow in oil accumulation （oil displacing water） and relative permeability and oil saturation characteristics of low-permeability sandstones

Hydrocarbon resources in low-permeability sandstones are very abundant and are extensively distributed. Low-permeability reservoirs show several unique characteristics, including lack of a definite trap boundary or caprock, limited buoyancy effect, complex oil-gas-water distribution, without obvious oil-gas-water interfaces, and relatively low oil (gas) saturation. Based on the simulation experiments of oil accumulation in low-permeability sandstone (oil displacing water), we study the migration and accumulation characteristics of non-Darcy oil flow, and discuss the values and influencing factors of relative permeability which is a key parameter characterizing oil migration and accumulation in low-permeability sandstone. The results indicate that: 1) Oil migration (oil displacing water) in low-permeability sandstone shows non-Darcy percolation characteristics, and there is a threshold pressure gradient during oil migration and accumulation, which has a good negative correlation with permeability and apparent fluidity; 2) With decrease of permeability and apparent fluidity and increase of fluid viscosity, the percolation curve is closer to the pressure gradient axis and the threshold pressure gradient increases. When the apparent fl uidity is more than 1.0, the percolation curve shows modified Darcy flow characteristics, while when the apparent fluidity is less than 1.0, the percolation curve is a “concaveup” non-Darcy percolation curve; 3) Oil-water two-phase relative permeability is affected by core permeability, fluid viscosity, apparent fluidity, and injection drive force; 4) The oil saturation of low-permeability sandstone reservoirs is mostly within 35%-60%, and the oil saturation also has a good positive correlation with the permeability and apparent fluidity.     

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     

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。     

不同温度下泡沫对气液相相对渗透率的影响

泡沫能够有效封堵高渗透窜流通道,泡沫驱是一个多相流动的过程,而相对渗透率是表征多相渗流的重要参数,泡沫驱相渗规律的研究对稠油热采工艺具有重要意义。测定了不同温度下泡沫封堵压差随气液流量比的变化,分析了不同气液流量比下泡沫封堵压差的变化及温度的影响;利用稳态法测定了不同温度下泡沫存在和不存在时气液相相对渗透率曲线,研究了温度对泡沫驱中气液相相对渗透率的影响。结果表明：在实验温度范围内,温度越高,泡沫的封堵效果越好;在气液流量比为2～4时,泡沫的封堵压差最大,封堵效果最好;泡沫不影响液相相对渗透率与含液饱和度的关系,但泡沫使得液相相对渗透率整体偏小;当含液饱和度低于临界含液饱和度时,泡沫对气相相对渗透率无影响;当含液饱和度高于临界饱和度时,气相相对渗透率相较于无泡沫作用时降低了2～3个数量级;在实验温度范围内,随温度的升高,液相相对渗透率的变化很小,但气相相对渗透率的临界含液饱和度变大,并且曲线的平缓段所对应的气相相对渗透率降低。     

冷冻与常规岩心油水相对渗透率实验对比

利用室内非稳态法研究近似油藏条件下的冷冻岩心油水相对渗透率,并与常规岩心油水相对渗透率做了对比分析,结果表明:同一含水饱和度下冷冻岩心所对应的水相渗透率要高于常规岩心对应的水相渗透率,常规岩心见水时间普遍早于冷冻岩心并且含水上升较快,冷冻岩心的无水采收率和最终采收率都高于常规岩心;冷冻岩心经过洗油处理后其润湿性发生了变化,洗油时许多固体颗粒被洗出,增大了孔隙内表面积,使剩余油饱和度有所增加。建议在条件允许的范围内选用冷冻岩心测定油水相对渗透率。     

润湿性对水驱油藏剩余油饱和度分布的影响

润湿性是控制油藏中流体分布和流体流动的一个主要因素,它强烈影响同藏毛管压力、流体相对渗透率、水驱动态以及水驱效率。文章数值模拟方法着重研究了强亲水与强亲油情况下水驱油藏剖面上剩余油饱和度的分布,并引入无因次变量对其模拟结果进行了分析。     

长期水驱后润湿性变化对残余油饱和度影响的实验研究

当前普遍认为长期水驱后,储层孔隙度、渗透率、润湿性都会发生一定程度的改变,储层参数的变化对残余油饱和度会产生什么样的影响,对此研究甚少。针这一问题,选取两组平行天然岩心开展室内模拟实验。第一组岩心代表＂高渗＂;第二组岩心代表＂低渗＂。每组岩心包括两块样品,将每组岩心A号样品连续水驱,而B号样品当含水达90%以后,停止驱替,老化岩心90d后再继续驱替。实验结果表明,当长期水驱后,储层岩石残余油饱和度发生大幅度降低,最大降幅达50%以上。根据实验结果指出,开展油藏工程和数值模拟研究时,考虑储层岩石残余油饱和度变化,才能使模拟结果准确反映油藏实际特征。     

计算油藏相渗曲线的新方法及应用

借助于多元线性拟合,根据油田生产动态数据,推导出油水相对渗透率与含水饱和度的定量关系式。实例分析表明,利用该计算方法得到的相渗曲线能够更好地反映油藏的整体特性,该计算方法可对油藏的含水上升规律做出较准确预测。