近混相气注入中含水饱和度对采油量的影响

在注气过程中，死油通常是由于重力、粘滞及非均质性的影响而造成的。通过改善流动条件以及注入气和死油区之间质量传递可以采出这些死油。以前，我们通过试验评估了近混相气驱中相态特性和毛细窜流的影响。但这些研究是在无水条件下进行的。本文评价了含水饱和度对死油和死油带质量传递速率的影响，通过注入气与死油一次接触混溶（FCM）、多次接触混溶（MOM）或微混溶，使用不同的含水饱和度在不同方向上进行了气驱；还进行了质量传递试验并研究了其机理。结果表明：垂向微混相气驱采油不受含水饱和度级别的影响；有水存在时，水平气驱会产生少量重力上窜。质量传递试验表明：产量随富集度的增大而提高，因水的存在而降低。对有效扩散系数作为含水饱和度和富集度的函数也进行了估算。     

高温高压下岩石声波及电阻率实验研究

在实验室条件下，对不同孔隙度和不同渗透率的多块岩心在不同温度和压力条件下进行了测量，得到其纵、横波速度以及电阻率随温度和压力的变化规律；通过油驱水实验，得到了高温高压下的含水饱和度与电阻增大率的关系。由水驱油、气驱油和气驱水实验发现了在驱替过程中声波和电阻率的变化规律，并解释了引起这种变化的原因。     

关于恒压下水驱油驱替渗流中的几点认识

为研究常规砂岩油田注水开发过程中的多油层开采动态、层间干扰、开发效果分析等,对一维水驱油恒压驱替渗流过程进行理论推导。结果表明:在采出端见水前,通过油水两相区压力、纯油区压力及总压差之间关系,结合Buckley-Leverett方程,建立累积注入量与注入时间的关系,以及位置、时间、含水饱和度之间的数学关系,求解前缘位置、前缘压差、注入速度等参数随时间的变化;在采出端见水后,分析注入速度与采出端含水饱和度关系、累积注入量与采出端含水饱和度关系,以及采出端含水饱和度与时间的关系,建立见水后位置、时间、含水饱和度之间的数学关系,求解见水后出口端含水饱和度、注入速度等参数随时间的变化。该结论为驱替过程中各物理量随时间的变化、含水饱和度的分布、各物理量之间的理论关系等研究提供指导。     

应用 CT 成像技术研究岩心水驱含油饱和度分布特征

应用 CT 扫描成像技术,建立含油饱和度分布计算方法,通过对干岩心、饱和地层水岩心和水驱油不同状态岩心扫描,得到岩心不同扫描断面、沿某正交切面、三维含油饱和度分布,实现岩心水驱油过程中含油饱和度分布可视化和定量表征。采用标准偏差和变异系数对岩心含油饱和度分布的非均质程度进行评价。应用 CT 成像技术计算岩心原始含油饱和度和残余油饱和度值与驱替法得到的实测含油饱和度值误差均小于 3%,表明 CT 法研究水驱过程中含油饱和度分布具有较高的精度,为描述水驱油过程中含油饱和度分布及变化特征提供了方法。     

利用CT技术研究砾岩驱油机理

以新疆油田天然砾岩岩心为研究对象,应用CT扫描技术分析砾岩孔隙度分布特征;通过对砾岩水驱及聚合物驱过程的在线CT扫描监测,得到驱替过程中岩心含油饱和度沿程分布信息和CT重构切面图像,根据驱替过程新表征参数"含油饱和度频率分布"分析砾岩驱油机理。研究表明:砾岩具有强非均质性,在水驱过程中形成"优势通道",引起无效水循环,降低水驱采收率,且水驱过程中首先动用高含油饱和度区域的油;聚合物驱时高—中饱和度区间的油都能够动用,而低饱和度区间的油仍然难以动用;后续水驱时仍然主要动用高饱和度区间的油。针对砾岩油藏,前期水驱应该尽量达到最高含水率,以加强聚合物的段塞效果;同时应减少聚合物的注入量,利用后续水驱推动聚合物段塞达到驱油的目的。     

低含油饱和度砂岩油藏水驱特征实验

针对胜利油区低含油饱和度砂岩油藏开发初期在油藏含油层段出现油水同出的现象,进行了物理模拟实验,通过水驱过程中模型内含水饱和度的变化以及模型出口含水率的变化研究了低含油饱和度砂岩油藏水驱油特征.研究结果表明,低含油饱和度油藏初始含水率存在一个稳定波动阶段,其初始含水率是由油藏原始含水饱和度决定的,并且可以根据室内相对渗透率实验得到的一维模型的含水率与含水饱和度的关系曲线和油藏原始含水饱和度来预测油井初始含水率.     

高含水致密凝析气藏特殊相态变化

高含水致密凝析气藏具有储层低孔、致密、含水饱和度高的特征，在其开发过程中，当压力降低至露点压力以下，流体会发生复杂的相态变化，析出凝析油，形成油、气、水三相渗流，导致渗流阻力进一步增大。与常规凝析气藏相比，高含水致密凝析气藏开发过程中相态变化具有特殊性：①储层含水饱和度较高，水相会影响流体的相态变化；②由于储层致密、流体复杂，井底附近渗流阻力较大，压降漏斗陡峭，流体相态表现出强非平衡相态变化特征，这与常规凝析气藏平衡相变特征存在明显差异。基于室内PVT筒实验、长岩心驱替实验及非平衡相态理论，系统研究了高含水致密凝析气藏的相态变化特殊规律。研究结果表明：①水相会降低凝析气藏的露点压力，增大反凝析油饱和度；②凝析气藏存在"凝析滞后"现象，非平衡相变效应可降低凝析油饱和度；③针对受地层水影响较小的气井可增大生产压差采出更多的凝析油。针对特殊相变特征，研究结果可以为高含水致密凝析气藏开发过程中制定合理的生产压差提供依据。     

应用CT扫描技术研究低渗透岩心水驱油机理

通过CT扫描技术在线获得不同时刻岩心内流体饱和度的沿程分布信息,探索了低渗透岩心水驱油机理,并讨论了驱替速度(毛管数)、束缚水存在状况和非均质性对微观孔隙介质中流体渗流分布特征及微观驱油机理的影响.实验结果表明,当驱替速度较高时,含水饱和度增量沿程分布呈现对流式的直进形态,此时微观驱油机理以活塞式推进为主;当驱替速度较低时,毛管压力开始起作用,使含水饱和度增量沿程分布范围拓宽,在很小的注入孔隙体积倍数下出口端即会见水,此时微观驱油机理以卡断或爬行为主.另外,与无束缚水时相比,束缚水的存在使得含水饱和度增量沿程分布推进前缘变得更加平缓,这是因为预先存在于小孔隙中的水很容易被注入水补充聚集,在含水饱和度增量沿程分布推进前缘到达前有充足的时间形成稳定的隔断阻塞孔喉,因此束缚水的存在促进了卡断现象的发生.在强非均质性岩心中,含水饱和度增量沿程分布前缘的推进更加分散、均匀,这是因为孔隙介质的微观非均质性使得驱替产生的毛管阻力具有较大差异,使得指进和绕流成为主要的微观驱油机理.     

利用CT扫描技术研究层内非均质油层聚合物驱油效果

采用CT扫描技术,用不同相对分子质量的聚合物对大庆油区萨尔图油田层内非均质油层进行了聚合物驱提高采收率物理模拟实验。建立的非均质模型由3块等厚度的互相连通的长方形天然岩心组成,特殊设计的岩心夹持器系统适用于CT扫描。应用CT扫描技术得到非均质模型整体及各层的含水饱和度沿程分布,实现了岩心驱油过程中含油饱和度的分布可视化和表征定量化。分析水驱后各层剩余油分布,以及聚合物驱过程中不同渗透率小层提高采收率状况。DQZ3组和DQZF1组层内非均质模型聚合物驱后采出程度分别达77.3%和72.2%,较水驱分别提高了39.4%和21.9%。DQZ3组和DQZF1组模型聚合物驱后高渗透层平均含水饱和度均有所提高,分别提高了4.1%和2.7%。实验结果表明,聚合物驱不仅能有效动用水驱阶段不能动用的中、低渗透层剩余油,而且还能有效降低水驱阶段动用程度已经很高的高渗透层残余油饱和度;聚合物相对分子质量越大,聚合物驱效果越好。     

水驱油理论解析法

在精度较高的新型油水相对渗透率研究的基础上,建立了新的油水相对渗透率比值与含水饱和度关系式,结合Leverett函数式和Welge方程,推导出水驱前缘含水饱和度、前缘后平均含水饱和度、见水后平均含水饱和度、驱油效率等方程的解析式,便于注水开发指标的计算和经典图形的自动绘制。经丘陵油田实例应用,水驱油理论解析法不仅可用于确定水驱前缘含水饱和度等注水开发指标,而且还能绘制出驱油效率与无因次累计注水量、含水率与无因次累计注水量等经典开发规律曲线。     

粗糙毛细管通道中油水驱替数值模拟与分析

油水运移和聚集研究,对认识油气藏的成藏规律和指导油气勘探具有重要意义.表面张力是油水运移的重要影响因素,在不同几何形状的运移通道中,表面张力可能是驱替的动力或阻力.采用表面规则的突起台阶模拟粗糙元,使用非定常的Navier-Stokes方程和流体体积函数(VOF)界面追踪方法,使用连续表面张力(CSF)模型考虑表面张力的影响,对毛细管通道中的油水驱替进行了数值模拟.计算结果表明:粗糙元的形状和尺寸是影响油水界面形态和流量的重要因素;由表面张力驱动的流体通过粗糙元形成的喉道时会发生水相被油相包裹的现象;在入口压力驱动下,油水发生分段流动现象.      

基于Level Set有限元方法的微观水驱油数值模拟

在微观水驱油实验的基础上,建立了二维微观孔隙模型;引入Level Set数学方法,结合N-S方程,建立了微观两相渗流数学模型,借助有限元方法,进行水驱油两相数值模拟,研究微观水驱油动态特征。研究了孔喉非均质性、润湿非均质性、油水两相黏度以及驱替压差对驱油效果的影响;通过对模拟结果中孔隙内流体的波及效率、两相界面的运移速度以及优势渗流通道的分析发现,Level Set方法能很好地处理各因素下油水两相界面的拓扑变化,为微观水驱油机理的研究提供了一种新的技术方法。     

两亲聚合物活化剂对稠油的拆解-聚并作用及其动态调驱机理

采用扫描电镜、黏度计、激光共聚焦显微镜、稳定性分析仪、岩心驱替等手段,考察了两亲聚合物稠油活化剂(简称活化剂)对渤海S3稠油拆解降黏、聚并增阻作用及其动态调剖与驱油机理。结果表明：活化剂在水溶液中能形成含有许多空腔的致密空间网络结构,显示较强的增黏能力;活化剂可将油-水界面张力由37.8 mN/m降低至1.4 mN/m,在油膜上接触角由102°降低至30°,将油的连续相拆解至微米级甚至更小的分散相,在油/水质量比1/1时活化剂对渤海S3稠油的降黏率达91.1%;活化剂溶液-稠油分散体系静置60 min后,油滴发生聚并,其粒径由初始的81 μm增大到294 μm,体系黏度由73 mPa·s升至226 mPa·s;当聚并后的分散体系/模拟水质量比为1/1时,混合体系降黏率达到95.4%,吸附在油-水界面上的活化剂持续发挥作用。单管岩心模型中,与黏度相似的聚合物相比,活化剂的驱替压力更高,含水率下降漏斗分布更宽,采收率增幅（R_EO）达到20.4百分点,比聚合物增加了10.6百分点;双管岩心模型中,低浓度低黏度活化剂溶液表现出比聚合物更强的调剖和驱油能力。     

三相相对渗透率曲线实验测定

建立CT双能同步扫描实验方法,结合稳态物理模拟方法对油湿和水湿露头砂岩的油气水三相相对渗透率进行实验测定,同时考察不同饱和历程对相对渗透率曲线的影响.CT双能同步扫描法可准确获取三相流体饱和度并消除末端效应的影响,将实验测得相关数据代入达西公式可算得不同饱和度下各相的相对渗透率.研究结果表明,对水湿岩心,水的等渗线为一系列直线,表明水相相对渗透率只与含水饱和度有关;油的等渗线为一系列凹向含油饱和度顶点的曲线,气的等渗线为一系列凸向含气饱和度顶点的曲线,表明油相和气相的相对渗透率与三相饱和度都有关;而在油湿岩心中,油气水三相的等渗线都是一系列凸向各自饱和度顶点的曲线,表明油气水的相对渗透率与三相流体饱和度都有关.不同饱和历程对润湿相的等渗线影响不大,但对非润湿相的等渗线有影响,两种饱和历程下非润湿相等渗线形态基本相同但位置不同.     

三相相对渗透率曲线实验测定

通过岩心和薄片观察、流体压力特征和地球化学指标分析,探讨三塘湖盆地马朗凹陷芦草沟组泥页岩系统地层超压形成的原因以及页岩油富集机理.研究表明,芦草沟组页岩油是烃源岩在低成熟—成熟早期演化阶段生成的液态烃,具有高密度、高黏度的物性特点;烃源岩厚度大,渗透率低,造成流体启动阻力增大,油气不具备大规模向外排运的条件而滞留在源岩层中,其为超压形成的主要原因.芦草沟组泥页岩生烃潜力大,源内储集空间发育,是其生成的油气滞留其中的基础;生烃造成的地层压力不足以突破油气运移的阻力,是页岩油富集的直接原因.页岩油的富集程度受控于不同岩相在不同演化阶段的生烃、储烃能力.     

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。     

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。     

渤海某区域边底水油藏高倍水驱机理及应用

渤海某砂岩油藏边底水能量强,采液强度大,密闭取心资料显示油田存在部分强水淹、洗油程度高等现象;基于此发现,开展了2000 PV高倍水驱油实验,明确了目标区块极限水驱特征;同时借助CT扫描成像驱替技术,开展了高倍水驱提高采收率机理研究;在明确高倍水驱机理基础上,借助数模对目标油田开发策略进行了研究。研究表明:含水率为98%时,岩心驱出程度平均值为32.4%,2000 PV极限驱替时,驱出程度平均值为63.9%,岩心中含油饱和度随注水倍数增加呈下降趋势;注入倍数越高,水相渗透率增加,两相共流区变宽,残余油饱和度减小;水驱倍数的增加,渗流场发生改变,波及体积扩大使得连片状残余油变少,总体剩余油饱和度不断降低;含水98.2%时进行提液,能够增油83×10⁴m³,采出程度可达到18.9%。     

Three-phase flow in water-wet porous media: gas/oil relative permeabilities for various spreading conditions

This paper addresses the impact of oil-on-water spreading energy (which governs the ability of the oil phase to spread on water in the presence of gas) on three-phase gas/oil relative permeabilities and residual oil saturation.Experimental tests, including simultaneous injections of oil and gas in porous media (steady state) as well as displacements of oil by gas (unsteady state) in the presence of connate water, were performed in two different rocks, Fontainebleau and Clashach sandstones.Gas and oil relative permeabilities were calculated directly from the steady-state data or evaluated by history matching of the experimental displacement production curves. The values obtained by the two methods often differ significantly; the relative permeabilities obtained by the steady-state method cannot represent a displacement.Oil recovery and relative permeabilities are higher for spreading than for non-spreading conditions for gas drainage displacements. Gas relative permeabilities at low oil saturations seem to be lower for non-spreading than for spreading conditions due to an important gas blocking effect caused by the oil/gas menisci. In this case, the measured relative permeabilities include a capillary effect.Oil relative permeabilities are compared to theoretical curves derived from an analytical model that takes into account, through the fractal dimension, the surface irregularities of a real porous medium; the model presented in this paper can be used to calculate the relative permeability of the intermediate phase (oil) during gas injection in a porous medium in the presence of water, for low oil saturations where film flow predominates; very good agreement is obtained for spreading conditions.Gas and oil relative permeabilities obtained by fitting the displacement curves for experiments performed with the reservoir rock and fluids under representative conditions may thus be used for prediction or modeling purposes on a reservoir scale.     

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