特低渗透岩心相对渗透率实验研究

室内实验研究表明,大庆油田扶杨油层特低渗透岩心气测渗透率越低,油水两相流动区范围越窄;残余油饱和度条件下的水相相对渗透率值总体比较低;水相相对渗透率曲线呈现凹向和凸向含水饱和度轴及反S型3种形式,这反映了特低渗透油藏水驱油过程中流体与流体、流体与介质之间相界面作用及变化诱导出流体渗流状态的多变性和复杂性.     

特低渗透油田相对渗透率曲线测试新方法

以华北油田特低渗透岩样为例,利用低磁场核磁共振仪,并依据低渗透物理模拟实验,建立了特低渗透油田相对渗透率曲线测试新方法。并对不同渗透率条件下T₂几何均值与驱油效率的关系研究表明,与常规相对渗透率曲线测试方法相比,特低渗透油田相对渗透率曲线新测试方法能比较准确地测试了束缚水饱和度和残余油饱和度。渗透率与T₂几何均值、渗吸效率、驱替效率和总的驱油效率的相关关系较差,T₂几何均值与可动流体百分数、渗吸效率、驱替效率和总的驱油效率有很好的相关性。     

特低渗透储层油水相对渗透率实验研究

利用能够描述特低渗透储层岩样水驱油渗流规律的两相渗流公式 ,对榆树林油田低渗透岩样进行了相对渗透率实验研究 ,并与原计算方法测定的结果进行了对比分析。实验证明 ,该方法能够正确描述榆树林油田油水渗流特征。     

稳定因子法校正特低渗岩心相对渗透率曲线端面效应

随着岩心渗透率降低,毛管力作用增强,岩心驱替测试中的端面效应越加显著,增加了准确获取特低渗岩心相对渗透率曲线的难度。本文基于广泛的特低渗岩心相渗实验数据及端面效应校正基本理论,提出了校正端面效应的简便方法。研究发现当润湿相和非润湿相以固定比例进行驱替实验时,由端面效应引起的压力降与受端面效应影响的岩心区域长度之间存在线性关系,将两者的比值定义为稳定因子;进一步研究发现,稳态法测油水相对渗透率,润湿相与非润湿相比例相同时,岩心稳定因子不随注入流量变化而变化,由此构建了岩心压降与稳定因子的关系式。根据此关系式,只需两组岩心驱替实验便可处理得到不受端面效应影响的非润湿相相对渗透率的大小。通过3组室内实验对新方法进行了验证,结果表明,修正的相对渗透率值误差小于10^-5。本文方法大大降低了实验次数,节约了时间和成本,可以快速、准确地修正稳态法测得的特低渗岩心相对渗透率曲线。     

特低渗透岩心单相渗流实验研究

为研究特低渗透油藏岩心气、油或水单相流动渗透率的变化，利用朝阳沟油田扶杨油层岩心进行了室内实验，证实了特低渗透岩心单相流体渗流的启动压力和渗透率降低幅度与所用流体性质有关，启动压力增大幅度随气测渗透率减小而增加，渗透率降低幅度随着气测渗透率的降低而增大。     

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.     

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。     

界面张力对低渗油藏CO2驱油气相对渗透率曲线的影响

针对腰英台低渗透油藏条件,通过高温高压界面张力仪测量了原油与CO2间界面张力随着压力的变化关系;运用非稳态JBN方法测量了低渗透油藏CO2驱过程中不同油藏压力下的油气相对渗透率曲线。对油气界面张力变化和相对渗透率曲线变化规律的研究,结果表明,随着油藏压力的增大,CO2与原油间的界面张力逐步降低,导致油气相对渗透率曲线等渗点逐步向右偏移,两相共渗区逐步拓宽,气驱残余油饱和度逐步降低,且相对渗透率曲线有向对角直线形态转变的趋势。     

白豹油田长3特低渗透储层水驱油效率试验研究

通过润湿性分析、水驱油及油水相对渗透率试验、真实砂岩微观模型试验，对白豹油田长3低渗透储层水驱油效率及微观水驱油机理进行了较为深入的分析研究，长3储层润湿性为偏亲油，水驱油效率较高，最终期驱油效率平均60．3％，油膜和绕流是残余油存在的主要形式。在注入水中加入表面活性剂能明显提高白豹长3储层驱油效率及自吸排油量，表面活性剂对驱油效率的影响除了。与渗透率等岩心固有性质有关外，还与使用的表面活性剂有关，从试验结果看，表面活性剂OT-1的驱油效果好于BM。     

特低渗储层敏感性实验研究

在特低渗储层的钻井、压裂等施工过程中,如果注入井液体配伍性不好,将严重影响储层产量.为了减少开发过程中对陕北特低渗储层的损害程度,对其长武区块延长组特低渗储层进行了敏感性评价(包括速敏性、水敏性、盐敏性、酸敏性和碱敏性评价)实验.研究结果表明,延长组长武1井表现为强速敏、盐敏和酸敏,水敏性为中等;早胜3井的速敏性和水敏性为中等偏强,盐敏性和碱敏性表现为中等,酸敏性较弱.采用恒压方法比较适合进行致密储层的敏感性实验,该项实验研究对指导延长组储层的开发具有重要意义.     

低渗透油藏相对渗透率曲线计算方法研究

在对低渗透油藏渗流机理分析的基础上，通过分析启动压力梯度对渗流规律的影响，得到油藏平均含水率，从而拟合出油藏相对渗透率曲线。该方法是一种通过生产数据得到相对渗透率曲线的新方法，不仅可以得到相对渗透率值，还可以得到相对渗透率比值。从计算结果分析可知，该方法结果较为合理，具有很强的矿场实用性。     

基于水驱曲线计算相对渗透率曲线的新方法

为了准确、简便地计算油藏的相对渗透率曲线,根据水驱油田的水驱规律特征,在前人研究的基础上,从俞启泰水驱曲线出发,提出了计算相对渗透率曲线的新方法,并通过实例将该方法的计算结果与实测值作了对比。结果表明：当油田处于中低含水饱和度阶段时,油水两相相对渗透率与实测值大致相近;当油田为高含水饱和度阶段时,油相相对渗透率较实测值小,而水相相对渗透率则比实测值要大。而通过修正的相对渗透率曲线与油田实际生产的含水上升规律进行对比表明,所提出方法的计算结果是准确、可靠的,能够真实地反映油藏的相渗特征。     

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。     

利用生产数据计算油藏相对渗透率曲线方法

提出了一种应用生产数据含水率计算油藏相对渗透率的方法。该方法反映了实际油田的生产动态，这样获得的曲线具有一定的代表性。这种方法能克服实验测试带来的局限性，不仅能获得相对渗透率比值，还能获得相对渗透率值。在此基础上，还可以对油田的开发指标进行预测，对开发效果进行评价。     

油藏条件下油水相对渗透率实验研究

用胜利油区孤东油田7—44—检245等井样品进行油水两相渗流规律单因素影响实验，结果表明：净上覆压力增大改变孔隙结构(主要影响喉道)，水相相对渗透率上升较快而油相相对渗透率下降较快，是影响渗流规律主要的因素；温度增高改变油水黏度比，使束缚水饱和度增大、残余油饱和度减小，但在相同油水黏度比条件下，温度升高对相对渗透率的影响很小；在30MPa、80℃条件下，精制油与盐水、脱水脱气原油与盐水的油水黏度比相近，含气原油与盐水的油水黏度比略高，三者相对渗透率曲线形态相近，含气原油与盐水的水相相对渗透率略高于脱水脱气原油与盐水的。用胜利油区5个油田不同层位的样品，进行地层与地面条件下相对渗透率测定对比实验的结果，地层条件下的束缚水饱和度高、两相区窄、油水两相前缘含水饱和度低、含水上升快以及最终水相相对渗透率高；地层条件下的水驱油效率在注水初期高于地面条件，达到一定的注入倍数后低于地面条件，最终水驱油效率小于地面条件。进行相对渗透率实验研究时，应该模拟油藏条件，由于渗流特性对上覆压力和孔隙压力的绝对值不敏感，可以只模拟油藏的净上覆压力。     

确定油藏实际开采速度下的相对渗透率

介绍了用油藏实际开采速度作为岩心流动实验的驱替速度时 ,获得相对渗透率曲线的方法。用有限差分方法求解渗流方程组 ,建立的相对渗透率曲线模型是一不确定模型 ,有四个待定参数。用最优化方法使得累计产油量和岩心两端的压差的计算值与实测值之间的方差和最小 ,反求相对渗透率曲线模型的待定参数 ,从而确定相对渗透率曲线。这种方法克服了JBN方法的局限 ,在求低渗岩心的相对渗透率曲线时充分显示了它的优越性。     

不同级别渗透率岩心应力敏感实验对比研究

油藏一旦投入开发,原始应力状态发生改变,必然造成油藏岩石发生应力敏感,但是当前争论热点是中高渗储层和低渗储层哪类应力敏感更强。针对这一问题,选取14块直径38 mm的天然岩心开展室内实验。为了更好地模拟油藏实际,主要实验设备均置于恒温箱内。根据实验结果分别计算各样品的渗透率损失率,对比分析可知,中高渗岩心的渗透率损失绝对值要比低渗岩心大,但渗透率损失相对值却比低渗岩心小,即低渗油藏具有更强的应力敏感性。以此为基础,归纳了油藏岩石的应力敏感模式,中高渗油藏应力敏感符合“平缓型”模式,低渗透油藏应力敏感符合“先陡后缓型”模式。根据应力敏感模式可知,低渗油藏开发必须控制合理井底流压,避免发生强应力敏感,从而保持油井产能。     

大庆F储层孔隙结构特征对油水相渗曲线形态特征的影响

为研究孔隙结构特征对油水相渗曲线的影响,选用大庆F储层59块岩样,在相同的条件下分别进行毛管压力曲线和油水相渗曲线测定。发现根据形态特征的差异,毛管压力曲线和油水相渗曲线均可分为三类,且二者之间具有较好的对应关系。第Ⅰ类毛管压力曲线属于细歪度,孔隙分选差,毛管压力曲线中间平缓段排驱压力均大于1 MPa。对应水相下凹型相渗曲线,在三类曲线中,其束缚水饱和度最大,两相共渗区展幅和水相端点渗透率最小。第Ⅲ类毛管压力曲线属于粗歪度,孔隙分选好,毛管压力曲线中间平缓段排驱压力均小于0.1 MPa。对应水相上凹型相渗曲线,其束缚水饱和度最小,两相共渗区展幅和水相端点渗透率最大。第Ⅱ类毛管压力曲线对应水相下凸型相渗曲线位,所有参数均介于前两类之间。说明同一储层中,孔隙结构特征对油水相渗曲线的形态特征具有重要影响。     

聚合物驱相渗曲线特征

采用非稳态法,测量了聚合物相渗曲线,引进对J.B.N实验中处理数据的改进,与水驱曲线进行对比。结果表明,聚合物驱时油相相对渗透率曲线较水驱时有所升高,油相相渗端点值右移;聚合物驱时水相相对渗透率曲线比水驱时低,水相相渗端点值略有降低;相渗交点值右移且降低;聚驱时,无水采收率较水驱时高,前缘水相突破后,含水上升快。结果反映了聚合物驱过程中多相渗流规律,为聚合物驱的数值模拟、动态预测和效果评价提供了重要参数和基础依据。     

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。