特低渗透油藏水驱油物理模拟相似准则的推导和应用

 为了完善水驱油物理模拟相似理论,本文在前人研究基础上,针对特低渗透油藏的特点,并考虑特低渗透油藏中流体非线性渗流特征的基本方程,应用检验分析法推导出了特低渗透油藏水驱油物理模拟相似准则,分析了各相似准数的物理意义,确定了模型参数与油藏参数进行转换的关系.提出通过选取与实际油藏储层对应的露头岩心,可以实现模型与原型中两相渗流特征、毛管力特征和非线性渗流特征的相似.所得结论为特低渗透油藏水驱油物理模拟提供了理论指导.     

特低渗透油藏多层合采水驱前缘

针对特低渗透油藏多层合采时各层注水推进速度差异较大的问题,为准确计算各层水驱前缘的位置,利用特低渗透油藏渗流理论,建立理论模型,推导了考虑油相非线性渗流特征的水驱前缘的计算公式,分析了渗透率级差、注采井距、非线性渗流特征对水驱前缘的影响.结果表明:储层渗透率越小,水驱前缘距注水井的距离越小,且考虑非线性渗流特征计算出的水驱前缘更小;注采井距越大,水驱前缘位置与注水井距离变大,但是无因次水驱前缘变小,而不考虑非线性的无因次水驱前缘保持不变,反映出非线性渗流特征使油藏开发效果变差.     

超低渗油藏动态毛管压力研究

毛管压力对储层油水两相的渗流有重要影响。通过实验研究了超低渗储层的渗流阻力特征。在此基础上建立了考虑动态毛管压力的超低渗透储层油水两相渗流数学模型。分析了动态毛管压力的敏感因素和动态毛管压力对油水两相渗流的影响。研究表明:超低渗透油藏毛管压力的动态效应明显。动态毛管压力的τs因数或注入速度越大,动态毛管压力越大;水驱前缘处动态毛管压力最大,动态毛管压力的存在阻碍了油水前缘的推进速度,降低了产油量;对于水湿超低渗透油藏,动态毛管压力使含水率上升更快,而对于油湿性油藏来说,动态毛管压力的存在降低了含水率上升速度。研究成果对于认识超低渗透油层的油水两相渗流规律具有重要意义。     

超低渗透油藏见水微观机理研究

从微观角度和宏观角度研究超低渗透油藏见水微观机理和见水特征。微观角度主要以室内实验为基础,首先通过恒流速和恒压差水驱油实验说明超低渗水驱过程中由于油水两相界面的存在导致的水驱油渗流阻力增加;然后通过渗流阻力分析和动态毛管压力实验研究了储层孔喉结构对水驱能力的影响以及水驱油渗流阻力增加的主要原因,结果表明当润湿相水与非润湿相油形成油水界面时,油水两相界面的阻力却远大于水驱油的毛管压力,会导致局部孔隙吼道被油水界面切断,从而不参与渗流。     

低渗-特低渗油藏非稳态油水相对渗透率计算模型

考虑低渗-特低渗储层多孔介质中油水渗流特征,建立考虑启动压力梯度、重力及毛管力影响的低渗-特低渗油藏非稳态油水相对渗透率计算模型,进行非稳态油水相对渗透率试验,计算不同影响因素下的油水相对渗透率曲线。结果表明,启动压力梯度作为油水渗流的阻力,对油水相对渗透率、储层压力、剩余油饱和度、产油及产水等影响最为显著,其次是重力,毛管力仅对油相相对渗透率有影响,对水相相对渗透率无影响。     

特低渗透油藏启动压力梯度研究

针对单相和油水两相流体启动压力梯度的产生机理和对渗流规律的影响问题,通过稳态“压差—流量”测定启动压力梯度法,分别用模拟油、地层水、注入水和蒸馏水对我国某油田119块典型特低渗岩芯进行驱替实验,得到了单相和油水两相渗流的启动压力梯度值,分析了启动压力梯度的变化规律。物理模拟和理论研究都表明,不同渗流介质测得的启动压力梯度与渗透率均成幂函数关系,并且幂指数近似为-1。同时,由于毛管力和贾敏效应作用,油水两相启动压力梯度远远大于单相渗流的启动压力梯度。结合油田实际,说明了启动压力梯度在特低渗透油气藏开发中的应用。     

含启动压力梯度油藏的两相渗流分析

在低渗透油藏中存在着启动压力梯度。根据ＢｕｃｋｌｙＬｅｖｅｒｅｔ不混溶两相渗流驱替理论,考虑启动压力梯度的影响,对水驱油两相渗流进行了分析,得到了含启动压力梯度油藏中线性水驱、径向水驱、垂直裂缝井水驱和水平井油水两相渗流的解析解公式。对于含启动压力梯度的油藏,两相渗流的效果受相渗曲线、注入速率、油水相启动压力梯度和重力的影响。启动压力梯度的存在,不仅增大了原油的开采难度,而且降低了原油的最终采收率。增大注入速率可以减少启动压力梯度对两相渗流的不利影响,提高原油的最终采收率。因此,开发低渗透油藏,应采用小井距、大流量、大压差的注水开发方案。对于倾斜地层,应尽可能采用从高位井注入,从低位井采出的方法     

高压低渗砂岩油藏储层驱替特征及影响因素

利用室内水驱油、氮气驱油驱替实验,对东濮凹陷深层高压低渗砂岩油藏驱替特征及影响因素进行研究.研究结果表明:随物性变好,两相共渗区变宽,驱替效果变好.水驱中相对渗透率曲线交叉点分布相对集中,气驱中气相相对渗透率曲线发散.气驱与水驱效果对比,特低渗储层气驱效果好,低渗及低渗以上储层水驱效果好.影响驱替特征的主要因素有驱替速度、净覆压力、两相启动压力梯度、储层物性.特低渗储层存在一最佳驱替速度,驱替时要求净覆压力尽可能小.水驱或气驱中驱油效率不会大幅度提高.气驱与水驱相比,其驱替特征的差异在于流度比、润湿性、储层微观孔隙结构及气、液渗流规律等的差异.     

特低渗透油藏驱替特征

为了深入研究特低渗透油藏水驱油的渗流规律,建立了考虑启动压力梯度的一维油水两相驱替数学模型并进行数值求解,分析了启动压力梯度和渗透率的非均匀分布对特低渗透油藏驱替特征的影响。计算结果表明:启动压力梯度的存在导致平均含水饱和度降低和地层压力升高,驱替效率降低;渗透率从小到大驱替时驱替效果更好。该成果为特低渗透油藏的合理开发提供理论指导。     

致密-低渗透油藏两相启动压力梯度变化规律

致密-低渗油藏油水两相渗流时存在启动压力梯度,导致基质中剩余油和残余油的驱动非常困难,水驱开采效果普遍较差。为了确定致密-低渗储层两相启动压力梯度变化规律,通过物理模拟方法研究了一维水驱油过程中两相启动压力梯度与平均含水饱和度之间的关系,并分析了两相启动压力梯度的形成原因。结果表明,两相启动压力梯度随平均含水饱和度增大先升高后降低,在油水前缘位于出口端附近时达到最大值;两相启动压力梯度最大值与岩心气测渗透率呈良好的幂函数关系,渗透率越低两相启动压力梯度最大值上升速度越快;同一岩心中两相启动压力梯度远大于原油启动压力梯度。可见致密-低渗油藏水驱过程中两相启动压力梯度随着油水前缘运移先增大后减小,同时油水间毛管力是两相启动压力梯度形成的主要原因。     

渗透率各向异性油藏的开发对策研究

渗透率各向异性是储层、尤其是河流相储层的基本性质,它对油藏的有效开采会产生一定的负面影响。在注水保持地层能量的开发过程中,注入流体沿高渗透率方向优先推进,导致不同方向上的生产井见水时间差别较大,致使驱替过程很不均衡,从而影响油藏开发效果。针对上述问题,基于渗流力学理论,提出了井距控制法和注采压差控制法两种应对措施,并用数值模拟方法检验了这两种对策的有效性。验证结果表明,井距控制法和注采压差控制法能促使注入流体在储层中的均衡驱替,因而能保证不同方向上的油井见水时间的一致性,从而可以有效地抑制渗透率各向异性的负面影响。     

特低渗透油藏水驱油特征实验研究

针对特低渗—超低渗油层渗流特点,选取西峰油田长8油层21块岩心,通过室内水驱油实验研究,分析了低渗透油层驱油效率与储层渗透率的关系,驱油效率与注水倍数的关系,以及驱油效率与驱替压力梯度的关系.研究结果表明,低渗透油层在渗透率较低的范围内,随渗透率的降低,驱油效率则急剧降低;随注水倍数的增加,各含水阶段驱油效率增加的幅度不同,消耗的注水量也不同;随着驱替压力梯度的提高,驱油效率均呈上升趋势.     

断块油藏典型井组特高含水期配产配注优化研究

断块油藏储层平面非均质严重,在长期的注水开发过程中剩余油分布复杂,平面动用不均衡。通过油水井合理的配产配注,可以改变不均衡的状况。针对断块油藏中一注两采井组和两注一采井组在特高含水期两注采井间动用不均衡的状况,提出了特高含水期均衡驱替的标准,并在不同的储层非均质情况下,开展了井组的配产配注优化研究,建立了不同非均质储层情况下,两种井组在给定的调控时间内达到均衡驱替的注水量或液量分配比例图版。将研究成果应用到实际井组的注采调配中,取得了较好的开发效果。     

特低渗油藏CO2混相驱注采压力系统保压设计方法

为实现特低渗油藏注CO_2后形成混相驱,通过渗流力学和油藏工程方法研究特低渗油藏CO_2混相驱注采压力系统保压设计方法。首先,利用等值渗流阻力法,考虑特低渗油藏压裂后储层渗透率分布的"四台阶"特性,建立特低渗油藏CO_2混相驱渗流阻力数学模型;其次,考虑CO_2注入地层后溶解于原油所引起的驱替滞后效应,引入CO_2驱迟滞因子,对传统前缘推进方程进行修正。在此基础上,建立特低渗油藏CO_2混相驱注采压力系统保压设计方法,并从注采压差、注采井距、水井近井渗透率、油井近井渗透率四个方面进行单因素影响程度分析;最后,绘制M油藏在不同注采压差条件下注入速度与CO_2混相驱驱替前缘位置的关系图版。结果表明:注采压差对各项保压设计参数影响最大;纯油相区渗流阻力与混相区渗流阻力的比值仅与注采压差有关,与其他因素和驱替前缘位置无关;注入速度是CO_2混相驱保压设计的关键,在合理施工参数范围内,注CO_2无法实现全程混相驱,驱替前缘极限位置约在油水井距的3/4位置处。研究结果为特低渗油藏CO_2混相驱注采压力系统保压设计提供了理论依据和技术指导。     

考虑变应力影响的粗糙裂缝油水两相流动能力数值模拟方法

油水两相相对渗透率和毛管力曲线是表征裂缝中流体流动特性的重要指标。基于侵入逾渗模型,建立一种考虑变应力影响的粗糙裂缝内油水两相流动数值模拟方法。通过蒙特卡洛法构建单条粗糙裂缝模型;利用侵入逾渗模型模拟单条粗糙裂缝中的稳态油-水驱替过程,数值求解毛管力及相对渗透率曲线。通过与Mualem解析模型比较验证模型的准确性。借助裂缝所受有效应力与开度间的解析关系,研究变应力影响下油水两相流动能力的变化规律。结果表明:油-水驱替过程中,随着裂缝有效应力增加,毛管力曲线呈整体抬升趋势,其中油相相对渗透率明显减小,而水相相对渗透率基本不变,同时发现油相开始流动对应的含水饱和度和水相基本失去流动能力对应的含水饱和度均随有效应力的增加而减小。     

低渗-特低渗油藏油水相对渗透率及水驱油效率影响因素研究

了解和掌握低渗-特低渗油藏的相对渗透率和水驱油规律,对于准确认识该油田区块流体渗流特征,合理、高效开发油田有着十分重大的意义。以鄯善油田特低渗储层为例,通过室内岩心实验,分析了不同因素对于低渗-特低渗油藏的油水相对渗透率和水驱油效率的影响。结果表明：岩心渗透率、原油粘度的变化都会影响低渗-特低渗油藏的油水相对渗透率曲线特征。同时,低渗-特低渗油藏的水驱油效率也会随着岩心渗透率、驱替速度和原油粘度的变化而变化。     

安塞油田长10储层渗流特征研究

为了全面研究陕北低渗透油田—安塞油田长10油藏渗流机理,解决开发过程中渗流阻力大、注水效果差等问题,进一步改善油田开发效果,应用室内高精度微量泵和高精度压差传感器对长10储层岩心开展了油水渗流特征、水驱油效率、启动压力梯度等多项实验研究,并推导了低渗透油田IPR新方程,结果表明该储层原油的物性非均质性较强,流体渗流不遵循达西定律,存在启动压力梯度且启动压力梯度与储层的渗透率成反比;油水两相渗流特征反映束缚水饱和度较高,油水两相流动范围窄,具有典型的低渗亲水油藏特征,因此可通过降低启动压力梯度、增大生产压差来改善开发效果。     

特低渗透储层提高水驱油效率实验研究

西峰油田长 8储层渗透率低 ,物性差 ,属特低渗储层 ,常规注水驱油效率低 .在注入水中加入表面活性剂后 ,最终驱油效率比水驱有较大幅度的提高 ( 2 6.6% ) ;水驱压力同样对特低渗透储层岩心驱油效率有显著影响 ,对于空气渗透率大于 1× 1 0 -3 μm2 的岩心 ,水驱压力的提高使水相相对渗透率大幅上升 ,即储层容易发生水窜 ,导致驱油效率上升不多或下降 ;对于空气渗透率小于 1×1 0 -3 μm2的岩心则相反 ,水驱压力的提高不会导致水相相对渗透率上升 ,驱油效率提高幅度较大     

毛管力对油藏水驱特征影响分析

注水开发是油田最主要的开发方式之一。注入水波及面积是影响油藏采收率的重要因素。油藏内注入水流动方向及波及面积与其所受合力的方向及大小有关。尤其对于低渗透油藏,毛管力对油藏内油水渗流规律的影响不容忽视。基于渗流力学理论,利用数值模拟和矢量叠加方法,计算了正韵律正方形储层模型中各网格内流体所受注入水压力、重力和毛管力等作用力合力的大小和方向,实现了储层内任意网格油水渗流作用力的定量表征。数值模拟结果表明,对于亲水正韵律油藏,储层上部渗透率变低使毛管力增大,当毛管力增大到一定程度时,注入水会从下部的高渗透层段向上部的低渗透层段渗流,导致上部低渗层段的水驱效果好于下部储层,在油藏开发后期剩余油主要分布在下部的高渗透层段内。如果油藏渗透率较大,油藏内无毛管力影响时,开发后期剩余油主要分布在上部的低渗透层段内,对下部高渗透层段实施封堵措施,有利于提高油藏采收率。     

低渗油藏CO2驱井网优化调整及开发效果影响因素

CO2驱、水平井开发技术对于低渗油藏有着较好提高采收率的作用,但是对于非均质性较强的低渗油藏,水驱开发后存在动用程度低的问题,因此有必要研究低渗油藏后期注采方式及注采井网的调整优化和开发效果的影响因素。首先依据目标油藏建立非均质概念地质模型,建立了一个上下分别为低渗和高渗储层油藏模型,采用油藏数值模拟方法对油藏进行了模拟计算。在油藏模型进行一段时间水驱后,加密调整井网采用水平井注CO2进行二次水气同驱的开发模式。对比不同加密井网模式的采出程度和地层压力,得到最优的加密井网模式进行二次优化开发。然后基于以上得到的最优井网优化调整模型,研究了井排距、储层渗透率和注CO2压力对该调整井网模式开发效果的影响。油藏数值模拟计算表明：加密水平井采油优于加密直井采油;加密水平井注气可以适当缩短排距,使CO2的驱替更充分,当井距/排距为0.4时,采出程度最大;在不同储层渗透率条件下,在其他生产条件一致的情况下,加密水平井井网时,可以将水平井沿水平渗透率较小方向安置;适当增大注气井注入压力可以有效地提高采收率恢复地层能量。本文研究成果对该类非均质低渗油藏的开发具有较好的借鉴意义。