利用测井资料计算毛细管压力

提出了一种用测井资料计算、统计并回归出指数型毛细管压力曲线的简单实用方法。该方法认为,水沿水湿毛细管压力上升高度相当于油水过渡区中测井解释样本点距离过渡区底界面高度,从而把毛细管压力和测井解释样本点含水饱和度联系起来。在只有实验室测得的油水相对渗透率曲线而没有毛细管压力曲线的条件下,统计的毛细管压力模型可供油藏数值模拟借鉴使用。实际应用表明,该方法可以更好地拟合油井见水时间和产水动态。     

低张力体系油水相渗特征的研究

油水相对渗透率曲线是对油藏油水两相渗流过程的综合描述。建立了常温、常压下的稳态相渗曲线测定方法,实现了对低张力体系(油水界面张力最低达到10-3mN／m)油水相对渗透率曲线的直接测量。用此实验方法研究的结果表明:①随着总驱替速率的提高,油水相渗曲线形态没有显著变化。②在水相黏度为0.8~10mPa·s的条件下,无论水相中是否存在表面活性剂,油相的相对渗透率没有显著变化,水相的相对渗透率明显下降。③存在2个临界界面张力σC1和σC2对应2个临界毛细管准数NC1和NC2,对于所研究的岩石-流体系统,σC1为3mN／m(对应NC1为5×10-4),σC2为10-2mN／m(对应NC2为0.1)。④临界界面张力(或临界毛细管准数)将体系划分为3个渗流规律不同的区间,对于油水界面张力大于σC1(或毛细管准数低于NC1)的体系,其油水两相渗流特征可用常规理论描述;而对于油水界面张力小于σC1(或毛细管准数高于NC1)的低张力体系,两相渗流特征已显著改变,必须对相渗模型进行必要的修正。⑤油水相对渗透率是饱和度、油水间界面张力对数及孔隙结构参数的函数,根据实验数据建立的低张力体系油水相渗模型与实验测量结果符合得很好。建立低张力体系油水相对渗透率曲线的直接测定方法以及相渗模型,对于化学复合驱过程中预测水驱规律以及相关的数     

低张力体系油水相渗特征的研究

油水相对渗透率曲线是对油藏油水两相渗流过程的综合描述.建立了常温、常压下的稳态相渗曲线测定方法,实现了对低张力体系(油水界面张力最低达到10-3mN/m)油水相对渗透率曲线的直接测量.用此实验方法研究的结果表明①随着总驱替速率的提高,油水相渗曲线形态没有显著变化.②在水相黏度为0.8～10mPa·s的条件下,无论水相中是否存在表面活性剂,油相的相对渗透率没有显著变化,水相的相对渗透率明显下降.③存在2个临界界面张力σC1和σC2,对应2个临界毛细管准数NC1和NC2,对于所研究的岩石-流体系统,σC1为3mN/m(对应NC1为5×10-4),σC2为10-2mN/m(对应NC2为0.1).④临界界面张力(或临界毛细管准数)将体系划分为3个渗流规律不同的区间,对于油水界面张力大于σC1(或毛细管准数低于NC1)的体系,其油水两相渗流特征可用常规理论描述;而对于油水界面张力小于σC1(或毛细管准数高于NC1)的低张力体系,两相渗流特征已显著改变,必须对相渗模型进行必要的修正.⑤油水相对渗透率是饱和度、油水间界面张力对数及孔隙结构参数的函数,根据实验数据建立的低张力体系油水相渗模型与实验测量结果符合得很好.建立低张力体系油水相对渗透率曲线的直接测定方法以及相渗模型,对于化学复合驱过程中预测水驱规律以及相关的数值模拟研究均具有非常重要的意义.图12表3参23     

应用试井资料研究水驱油藏剩余油饱和度分布

针对目前常用预测剩余油分布的方法存在局限性的实际，在前人研究的基础上提出，利用注水井压力落差试井资料，通过水驱前缘含水率导数、油水两相区流度分布导致的拟表皮因子与油水相对渗透率的关系，在没有油水相对渗透率资料的情况下，确定油水相对渗透率曲线，计算剩余油饱和度分布。利用所编制的实用软件，通过实例分析，验证了该方法的可行性。     

基于分形理论的低渗透油藏油水相对渗透率模型

油水相对渗透率是研究低渗透油藏注水开发特征的重要参数之一,明确油水相对渗透率的影响因素对认识低渗透油藏的渗流规律有重要意义。在多孔介质分形理论的基础上,建立低渗透油藏油水相对渗透率模型和归一化的油水相对渗透率模型。新建立的油水相对渗透率模型是含水饱和度、驱替压力、毛细管力的函数,可以综合反映储层孔隙结构、非线性渗流和渗流干扰对油水相对渗透率的影响。理论分析结果表明:岩心孔隙结构越复杂,油水相对渗透率越低;驱替压力对油相相对渗透率有影响,表明在注水开发过程中相对渗透率存在动态变化特征;非线性渗流对油相相对渗透率的影响较大,而对水相的影响可忽略不计,随着油相非线性系数的增大油相相对渗透率减小;渗流干扰对油水相对渗透率均存在影响,油水相对渗透率随着干扰系数的增大而降低。为了验证模型的可靠性,将模型预测的油水相对渗透率与实验测试结果进行了对比,其结果表明吻合程度高。与经典相对渗透率理论模型预测结果的对比表明,新建模型对水相相对渗透率的预测结果优于经典理论模型的预测结果。     

表面活性剂对低渗透油藏渗吸敏感因素的影响

界面张力和岩石润湿性是影响毛细管压力大小的决定性因素,因此研究表面活性剂对这两个因素的影响,可以充分发挥渗吸作用、提高低渗透油田原油的渗吸采收率。利用7块不同渗透率的亲水人造岩心,通过渗吸试验、旋滴法和动态接触角法研究了表面活性剂对油水界面张力、水湿表面润湿性、毛细管压力以及渗吸采收率的影响。试验结果发现:随着表面活性剂RS-1质量分数的增大,油水界面张力先有较大幅度降低后略有升高,最后趋于平稳;表面活性剂具有很强的改变水湿表面润湿性的能力,且能降低毛细管压力、提高渗吸采收率。研究结果表明:表面活性剂降低界面张力效果明显,并且复配表面活性剂降低界面张力的效果比单一活性剂好,岩样渗吸采收率与油水界面张力和毛细管压力的对数呈线性负相关关系。      

利用测井解释渗透率获取拟毛管压力曲线的方法及其应用

通过集成应用不同学者研究成果,得到了一种依据取心井岩心压汞分析数据并利用测井解释渗透率重构拟毛管压力曲线的方法,并将该方法应用于渤海NB油田,重构的拟毛管压力曲线与实测毛管压力曲线相关性较好.渤海CF油田储层岩性复杂,利用常规方法计算的地层含烃饱和度误差较大,于是利用重构的拟毛管压力曲线计算地层含烃饱和度,所得结果较为准确.利用拟毛管压力曲线计算地层含烃饱和度的方法原理与J函数法相同,但其充分考虑了砂体内非均质性及不同深度处距离油水界面远近的影响,并且不受地层电阻率的影响,因此计算结果更为准确.     

油水相对渗透率曲线的综合方法及应用

准确、合理的油藏综合油水相对渗透率曲线是进行油田开发指标预测、油藏数值模拟所不可缺少的重要资料。提出一种根据油藏岩心的毛管压力J（Sω）函数来选择代表油藏特征的岩心进行油水相对渗透率曲线的测定，进而整理出油藏综合的油水相对渗透率曲线的方法，所得油藏综合油水相对渗透率曲线符合油藏孔隙结构特征和润湿特性。     

特低渗透储层油水两相非达西渗流特征

以榆树林地区特低渗透岩样油水两相渗流实验为实例,对特低渗透岩样在不同含水饱和度下的拟启动压力进行了研究,通过对实验数据进行的理论分析,得到了描述油水两相非达西渗流的经验关系式.对稳态法测定的特低渗透岩样油水两相相对渗透率曲线进行研究的结果是:当空气渗透率小于2×10-3μm2时,油水的相对渗透率就依赖于油水渗流速度,对油相影响较大,流速越低,油相相对渗透率也越低,油水两相同时渗流时的拟启动压力比单相时要大很多.     

一种建立低渗透油藏三维非均质流体模型的方法

低渗透储层物性差、非均质严重，储层内部油水分布、渗流规律各不相同，不同试验样品的相对渗透率曲线和毛细管压力曲线差别大。在油藏数值模拟研究中，用传统的一条或几条相对渗透率曲线来描述油田原始油水分布和含水上升规律不能满足模拟精度的要求。根据储分类系数，应用样品毛管压力曲线、相对渗透率曲线和测井解释含水饱和度，提出了建立低渗透油田三维非均质流体模拟模型的一种新方法，并在实际模拟中得到了很好的应用。