低渗透岩心中油水两相渗流启动压力梯度试验

低渗透储层的孔隙变尺度和微尺度效应使得其中流体流动更加复杂化,主要表现为非线性渗流特征和存在启动压力梯度。对胜利油田桩74断块东营组油层26块低渗透岩心进行室内渗流试验,分别测定了岩心油单相和油水两相的启动压力梯度,结果表明,在油单相渗流过程中,随着流度增大,启动压力梯度逐渐减小,当驱替流体流度增大到一定值后变化平稳,油层流度对启动压力梯度的大小影响非常显著;不同初始含水饱和度的两相最小启动压力梯度与流度均呈幂指数关系;随含水饱和度的增加,启动压力梯度逐渐减小。通过对油水混合流体黏度进行饱和度加权,建立了统一的启动压力梯度试验模型,模型适用于单相和油水两相流渗流,具有较好的自适应性。     

温度对昌吉油田吉7井区稠油油藏油水相对渗透率的影响

为了研究昌吉油田吉7井区稠油热采过程中温度变化对稠油与水相对渗透率的影响,为制定合理的油藏开发方案、预测油水分布关系提供依据,分别应用渗透率为56.38mD、126.54mD、224.98mD的岩心,开展了不同温度(50～200℃)条件下的稠油/水相对渗透率实验。实验结果表明:(1)在50～200℃之间,束缚水饱和度随温度升高而增大,残余油饱和度随温度升高而减小;(2)在同一含水饱和度条件下,油相相对渗透率随温度升高而明显增大,随着含水饱和度增加,油相相对渗透率增加的幅度逐渐减小;(3)当渗透率在50～200mD之间时,岩心渗透率的改变对温度与束缚水饱和度、温度与残余油饱和度以及温度与稠油/水相对渗透率之间的相对关系没有影响。     

储集层微观参数对油水相对渗透率影响的微观模拟研究

为描述储集层微观参数对油水相对渗透率的影响，建立油水两相流的三维准静态孔隙网络模型，运用逾渗理论描述微观渗流机制，模拟初次油驱和二次水驱过程，并对相对渗透率进行了预测，计算结果与实验结果变化趋势基本一致，验证了孔隙网络模型模拟的有效性。利用孔隙网络模型研究水湿情况下孔喉比、配位数、形状因子对相对渗透率的影响。结果表明：孔喉比增大，残余油饱和度增大，水相达到同样的渗流能力所对应的含水饱和度相对增加；配位数增大，两相共流区变大，残余油饱和度减小，配位数对非润湿相油的相对渗透率影响较大；形状因子增加，残余油饱和度减小，两相共流区变大。图7表1参10     

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。     

新型油水两相相渗关系式的建立及应用

在Willhite油水两相相渗关系式上,采用二项式表征油相指数与含水饱和度之间关系,出现了油相相渗曲线随含水饱和度的增大而不单调递减的现象,表明利用二项式表征油相指数与含水饱和度之间关系还存在不足,理论上也论证在油水两相流动区间可能存在突变。为了防止出现此类现象和方便油水相渗比值关系式待定参数得确定,文中提出了一种新的油水两相相渗关系式,即采用线性表征油相指数与含水饱和度之间关系,二项式表征水相指数与含水饱和度之间关系。这样处理,一方面可以确保油相相渗随含水饱和度单调递减,另一方面,水相相渗关系式可以描述弓背式水相渗流变化特征。最后,通过红台油田西山窑组油藏23区块的应用,新的油水两相相渗关系式及其油水相渗比值关系式拟合精度高、效果好,为进一步深化水驱油特征研究奠定了可靠的数理分析基础,值得其他油田借鉴。     

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。     

普光地区缝洞性储层岩电参数影响因素分析

在对普光地区189块岩心岩石物理实验资料分析的基础上,讨论了地层水矿化度、泥质含量、温度以及孔、洞、缝发育程度对孔隙结构指数m值和饱和度指数n的影响.认为,随地层水矿化度的增大,m、n值呈增大趋势;随温度和孔隙度的增大,m增大,n减小.利用岩电实验资料,做出了地层因素-孔隙度关系图版和电阻率增大系数-含水饱和度关系图版,从而计算出m、n值.经过现场实例验证,测井处理计算的含水饱和度与岩心分析含水饱和度相关系数较高,表明利用该规律选择的岩电实验参数m、n值适合缝洞性储层的含水饱和度计算.     

温度对油砂沥青相渗规律影响研究

针对目前油砂沥青等超稠油油藏热采过程中相渗规律研究较少的现状,通过非稳态热水驱实验,利用ＪＢＮ 方法计算油水相对渗透率,探究温度对油砂沥青相渗规律的影响。研究表明：对于含油砂沥青储层而言,油相相对渗透率较大,水相相对渗透率很小,油水相对渗流能力极不平衡;随温度升高,束缚水饱和度增大,残余油饱和度减小,油水相对渗透率都增大,两相共渗区间扩大;超高的原油黏度和胶质沥青质含量是造成油砂沥青相渗规律有别于稀油的主要原因;高黏油相对水相的阻碍作用使水相相对渗透率远小于油相相对渗透率;温度升高,原油黏度减小,胶质沥青质解吸,进而影响油水分布、润湿性及水相黏性指进程度,引起渗流规律的变化。     

油藏储渗特性对阿尔奇饱和度指数的影响

根据达西定律和阿尔奇公式的物理意义,由毛管电动力学和双水模型理论出发,建立了阿尔奇饱和度指数与储层渗透率、孔隙度、饱和度的相关性理论,利用油不相对渗透率实验曲线,研究了含水和度,润湿性,饱几顺序等地饱和度指数ｎ和ｂ的影响。研究结果表明：双电层ε电位可以影响饱和度指数ｎ和系数ｂ;对强油湿岩石,饱和度指数ｎ随含水饱和度增大而减小;对强水湿岩石,饱和度指数ｎ随含水饱和度增大而增大,温度升高,可使指数ｎ减     

注水剖面资料确定吸水层动态残余油饱和度

通过岩心长期注水试验资料分析认为，随着注水时间的延长和注水量的增加，其注水井中各吸水层的岩性和物性发生了变化，吸水层的残余油饱和度并不是一个定值，而是缓慢减小。由此，提出了利用注水副面测井资料来确定这种动态变化的残余油饱和度的方法。收集了12口井的油、水相对渗透率的试验数据，做有关的交会图分析发现，孔隙度、渗透率越大，其残余油饱和度越小，同时还与粒度中值和泥质含量有关；根据传统观念上的残余油饱和度以及根据历次的注水剖面资料确定注水层各层的注水量和有效厚度，在此基础上确定注水层当前的动态残余油饱和度值。例举了应用实例。但含油水层或水层投注后不能用上述方法确定动态残余油饱和度。     

高温、低界面张力体系下油水相对渗透率研究

根据实验结果，建立了高温、低界面张力作用下油水相对渗透率经验模型，模型中的参数是温度，界面张力的显函数。根据该模型讨论了温度、界面张力对残余油饱和度、束缚水饱和度及相对渗透率的影响，并将计算结果与实验结果进行了对比。结果表明，该模型可以较好地反映相对渗透率在高温、低界面张力下的变化规律。     

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...     

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。     

低渗透油藏的热水驱研究

热水驱仅包括两个被加热相的流体,热水驱的主要机理是热膨胀,降低黏度,润湿相改变和油水界面张力的降低。热水驱实验使用的岩心样本取自某稠油低渗透油藏,主要是未被饱和的砂岩。实验在相同的油藏压力,不同的温度（范围在110oC以内）和不同种类的原油下进行的。对比了每个试验的最终原油采收率、残余油饱和度、束缚水饱和度、和压力降落。应用JBN方法分析了动态恒温驱替的结果,从而得到岩心的相对渗透率及低渗透砂岩中温度对油水相对渗透率的影响。结果显示在低渗透率的砂岩中使用高温热水在较高压力下驱替稠油,也有可能获得较高的采收率。在稠油体系中,原油生产的热水注入率比在中质油和超稠油要高,但是在传统稠油油藏它的价值很少被报道。另外,研究发现当岩石被加热时,油水的相对渗透率取决于温度,而残余油饱和度会降低,束缚水饱和度会增加。     

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。     

泥质砂岩中束缚水的介电特性

泥质砂岩“双水模型”只讨论了束缚水和自由水在导电响应上的差异,本文对泥质砂岩介电响应机理进行分析,说明了粘土颗粒表面的束缚水和自由水在介电响应上的差异。另外,在大量实验测量的基础上,计算得到束缚水的复介电常数值,结果表明理论分析和实验测量是一致的。利用上述理论和实验研究结果修正了电磁波测井的解释模型,并将该模型用于实际测井资料解释,求得的冲洗带残余油饱和度(S_(or))和束缚水饱和度(S_(wirr))与取心分析值符合较好。依据上述理论和实验分析提出了电磁波测井资料解释应用的新领域。     

东营凹陷低渗透砂岩油藏地层水电阻率对饱和度计算的影响

地层水电阻率R_w取值方法主要有典型水层反算法和地层水分析法。针对东营凹陷南斜坡沙三段、沙四段低渗透率砂岩油藏,当单井油、水层R_w取相同值往往饱和度计算结果与密闭取心分析存在矛盾。使用油层水分析测定的R_w计算的典型水层含水饱和度低于80%;使用典型水层反算的R_w油层含水饱和度计算偏高,说明即使在同一套油水系统中,油层和水层R_w也可能不同。从Archie公式进行推导并结合实际数据发现,油层中的R_w小于水层的R_w。从成藏角度分析认为,油气成藏后油层水主要为伴随烃运聚的高矿化度水赋存于岩石微孔隙中。含水量较低且与水层或围岩隔离,不易扩散或交换,得以继续保持成藏流体高矿化度特征;水层中大都保留了原始沉积的低矿化度水,且当中的盐分由于扩散或与围岩交换,随时间推移,矿化度会逐步降低,从而导致了油、水层不同的矿化度。这一认识对提高东营凹陷低渗透油藏饱和度解释精度具有重要的意义。     

川西马井气田蓬莱镇组致密砂岩储层可动水饱和度计算方法

马井气田主力产气层段为侏罗系蓬莱镇组地层,该地层主要是具有复杂岩性、复杂孔隙结构、低孔隙度低渗透率等特点的致密砂岩储层,储层岩电参数之间表现出明显的非阿尔奇现象,使得常规阿尔奇模型难以准确计算储层含水饱和度;现有的建立在常规砂岩储层中的束缚水饱和度模型在复杂孔隙结构致密砂岩储层中应用效果较差,利用阿尔奇含水饱和度与常规束缚水饱和度的差值难以准确确定储层可动水饱和度.在储层基本特征分析的基础上,结合岩电实验数据研究认为双孔隙导电体积模型能较好表征储层的导电规律;在双孔隙导电体积模型的基础上,推导建立了可动水饱和度计算模型.基于岩电实验、核磁共振束缚水饱和度测试结果以及常规测井数据,分析了模型中的各个参数,提出确定束缚水饱和度的新方法,进而确定了模型中微孔孔隙度这一关键参数.现场实例应用表明,可动水饱和度计算结果与储层产水特征相符,利用计算的可动水饱和度判别储层中流体的可动性运用效果较好.     

低孔低渗储层中岩电参数的修正

阿尔奇公式中的岩电参数并不是固定的、孤立的。通过28块亲水性砂岩的岩电实验结果得出,低孔隙样品的岩电参数明显不同于中高孔隙样品,地层因素与孔隙度在双对数坐标下并不满足经典的阿尔奇线性关系,呈二次函数关系,胶结指数为孔隙度的函数,不为固定值;另外饱和度指数都受地层水矿化度的影响较大,并且随地层水矿化度的增大而增大。根据研究地区的岩电实验结果,分别确定了低孔隙度和中高孔隙度下岩电参数的取值,修正并优化了常用的阿尔奇公式。通过修正后的模型在研究地区油层段计算的含水饱和度与束缚水饱和度的比较中,绝对误差降低到3．40％,表明经修正后的岩电参数计算的含水饱和度更加精准,可用于实际的测井定量评价。