基于分流理论的低渗透油藏CO_2泡沫驱渗流模拟

泡沫驱油体系在多孔介质中的渗流机理十分复杂,为准确认识CO_2泡沫驱油机理,揭示其渗流规律.本研究基于低渗透油藏CO_2泡沫驱渗流特征,考虑启动压力梯度及泡沫中表面活性剂的吸附,根据分流理论和物质平衡原理,将表面活性剂分别溶于水或CO_2,并在不同注入条件下,分别建立低渗透油藏CO_2泡沫驱一维渗流模拟模型.运用图解法进行求解,确定驱替过程中含水饱和度的剖面分布.油藏数值模拟结果验证了所建模型的有效性.对不同泡沫质量、表面活性剂分布情况下的曲线进行分析,结果表明,泡沫中含水率提高,泡沫质量变差,泡沫驱替前缘移动速度先增后减,存在最佳的含水饱和度使得驱替效果最好;泡沫混相驱替前缘移动速度随气相与液相中表面活性剂质量浓度之比的增大而增加,当其趋近于无限大时,驱替效果达到最优.     

水平管内气液两相泡状流进口段壁面切应力

利用TSI-1268W热膜探头对内径为35 mm的水平管内气液两相泡状流的壁面切应力进行了直接测量,得到了进口段不同截面上沿周向不同位置处的壁面切应力数据,通过分析实验段进口段的壁面切应力沿管长的变化来确定进口段的长度.结果表明,液相中加入气泡后增加了壁面切应力数据的离散程度.在实验参数范围内,测量的壁面切应力进口段的长度在52D～65D之间,并且壁面切应力进口段随着液流Reynolds数和截面含气率的增大而增大.液相中加入气泡后在不同的测量角度壁面切应力的变化呈现不同的特征.     

实际状态下的页岩气表观渗透率计算新模型

现有的页岩气表观渗透率计算模型均假设页岩气为理想状态,未考虑吸附气表面扩散等的影响,因而有可能与实际状态下的结果存在着差异。为此,针对实际状态下页岩气在纳米孔隙中的渗流情况,考虑了游离气的黏滞流、Knudsen扩散以及吸附气的表面扩散等影响因素,通过渗流力学方法,推导出了一种适用于实际状态的页岩气表观渗透率计算新模型;通过与实验测量结果的对比,验证了新模型的准确性,并利用所建模型分析了影响页岩气表观渗透率的各种因素。研究结果表明:(1)压力和孔隙半径对页岩气表观渗透率的影响最大,相对分子质量及阻塞系数对其的影响较小,Langmuir最大吸附量、Langmuir压力以及等量吸附热主要影响表面扩散渗透率比重;(2)在低压和高压条件下,各因素对表观渗透率及各渗透率比重的影响趋势存在着差异,低压下温度及孔隙半径对表观渗透率的影响更明显,同时温度、孔隙半径、Langmuir最大吸附量、Langmuir压力、等量吸附热等因素对各渗透率比重的影响也更明显;(3)压力较小、孔隙半径较小时,表面扩散占主要地位,压力较大、孔隙半径较大时,黏滞流占主要地位,小孔隙半径或低压条件下,表面扩散现象不可忽略。     

页岩气低速渗流特征分析及影响因素研究

针对页岩气低速条件下渗流特征及基质页岩应力敏感性特征不明确的问题,通过自主开发的页岩气低速渗流装置进行实验,获得不同气体、不同孔隙压力条件下页岩气低速渗流规律及基质页岩应力敏感性特征。研究结果表明：基质页岩岩心吸附能力较强,由吸附作用造成的无回压条件下氦气的流动能力为甲烷的1.5～2.0倍;随着孔隙压力的升高,吸附气与自由气共同作用造成甲烷流动能力呈现先上升后下降的趋势;随有效应力增加,基质页岩岩心渗透率呈指数式下降,且孔隙半径逐渐减小,气体滑脱效应增强,气体流动能力在总体稳定的基础上略有升高。研究成果对基质页岩中气体渗流规律的研究及页岩气藏的开发生产具有重要的指导意义。     

致密油藏体积压裂技术应用

体积压裂技术在北美页岩油气藏的开发中取得了显著的效果。对体积压裂的概念和特点进行了总结,从地质和施工工艺两方面分析了体积压裂缝网形成的影响因素,明确了在不同储集层条件下的体积压裂技术施工要点。数值模拟研究表明,体积压裂的单井产能比常规压裂的单井产能要高得多,且其缝网系统可使压力波及更为均匀,开发效果优势非常明显。针对我国致密油藏特征,提出了从致密油藏成藏机理、压前储集层评价、诱导应力场和裂缝起裂机理等3个方面入手的研究思路,这将对我国致密油藏体积压裂技术的发展,具有一定的参考意义。     

不平衡对稠油驱替的影响

本文利用摄动法求解了考虑不平衡及毛管力因素时多孔介质中粘弹性非牛顿稠油的两相驱替问题，得到了分流函数及含水饱和度的渐近解析解，所得结果和经典的牛顿流体两相渗流结果进行了比较，并着重分析了不平衡因素对驱替的影响，分析表明：在一定条件下，水驱粘弹性稠油过程中的不平衡可以提高驱替效率，有利于稠油油田的开发。     

层状砂岩油藏周期注水动态模拟

为提高不均质油藏注水开发的最终采收，利用反映层状不均质性的二层地质模型，对层状砂岩油藏的周期注开发进行了数值求解，研究了影响周期注水效果的主要因素，并对注入水的波动幅度和波动频率进行了优选，结果表明，地层的非均质性分布状况是影响砂岩油藏周期注水效果的直接因素，在油田开发实践中，为了达到最佳的开发效果，应选择最佳的周期注水动态参数进行周期注水开发。     

低渗透油藏压裂井网水电模拟

根据水电相似原理,设计直井压裂井网实验模拟模型,研究正对式和交错式排状井网条件下渗流场分布规律,及裂缝方位、裂缝穿透比和井网排距对渗流场分布的影响.研究表明,压力等势线以裂缝为轴呈椭圆分布,裂缝穿透比越大,等势线密度越大,压裂井附近渗流由径向流向线性流转变趋势就越大;相同注采压差情况下,排距越大,裂缝周围地层压力保持水平越低,流体渗流过程中压降损失越大;在相同生产条件及井距排距情况下,交错式排状井网开发过程地层压力保持水平优于正对式排状井网.     

粘弹性稠油的驱替特征及其影响因素分析

在粘弹性稠油一维两相驱替数学模型基础上,考虑影响稠油松弛特性的两个因素:温度和胶质-沥青质含量(体积分数),进行了数值求解,分析了松弛特性的影响因素及其对水驱稠油的影响.分析表明:温度越高,松弛特性越弱;胶质-沥青质含量越高,松弛特性越强,粘弹特性越显著;松弛特性可以降低驱替压力梯度,提高含水饱和度,推迟见水时间,延长开采时间,提高采收率,改善水驱粘弹性稠油的开发效果,但其影响随着温度的升高或胶质-沥青质含量的降低而减弱.研究成果为粘弹性稠油的驱替特征及其开发效果的研究提供了理论指导.     

不可逆变形的特低渗透油藏稳定渗流特征

特低渗透油藏在压力变化的条件下，通常发生的是不可逆变形。通过推导不可逆变形条件下渗透率与压力的关系，建立了考虑不可逆变形的特低渗透油藏非线性稳定渗流模型并进行数值求解，从而得到了内边界定压和定产量条件下的压力分布。在定压条件下，随着渗透率下降变化系数的增加，地层压力下降得越来越慢，产量也随之下降，极限供油半径越来越小；另外，随着原始地层压力下渗透率的不断降低，极限供油半径逐渐变小，且变化越来越明显；当产量一定时，随着渗透率下降变化系数的增加，地层压力下降得越来越快。最后给出了定压条件下的极限供油半径关于原始地层压力下的渗透率和渗透率下降变化系数的表达式，并将计算值与实际结果进行了对比．两者拟合较好．