聚合物驱相对渗透率曲线影响因素研究

聚合物驱相对渗透率曲线是描述多孔介质中多相渗流动态及油田聚驱开发指标计算和预测的重要基础资料。文章通过大量的非稳态法聚合物驱相对渗透率曲线测定实验,研究了岩心润湿性、渗透率和聚合物溶液粘弹性对聚合物驱相对渗透率曲线形状和特征的影响。结果表明,与亲油岩心相比,亲水岩心相对渗透率曲线上同一含水饱和度时聚合物相相对渗透率偏低,曲线右端点和等渗点都向右偏移,驱油效率较高;随着岩心渗透率的增加,相对渗透率曲线等渗点右移,两相流跨度增大,残余油饱和度变小,最终采出程度增加,含水上升率变低;与相同粘度的甘油驱对比,聚合物驱相对渗透率曲线的右端点明显右移,说明聚合物溶液的弹性可降低残余油饱和度,提高了微观驱油效率。     

聚合物驱相对渗透率曲线影响因素研究

聚合物驱相对渗透率曲线是描述多孔介质中多相渗流动态及油田聚驱开发指标计算和预测的重要基础资料。文章通过大量的非稳态法聚合物驱相对渗透率曲线测定实验，研究了岩心润湿性、渗透率和聚合物溶液粘弹性对聚合物驱相对渗透率曲线形状和特征的影响。结果表明，与亲油岩心相比，亲水岩心相对渗透率曲线上同一含水饱和度时聚合物相相对渗透率偏低，曲线右端点和等渗点都向右偏移，驱油效率较高；随着岩心渗透率的增加，相对渗透率曲线等渗点右移，两相流跨度增大，残余油饱和度变小，最终采出程度增加，含水上升率变低；与相同粘度的甘油驱对比，聚合物驱相对渗透率曲线的右端点明显右移，说明聚合物溶液的弹性可降低残余油饱和度，提高了微观驱油效率。     

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     

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.     

水驱后聚合物驱全过程的相对渗透率曲线研究

针对油田开发时水驱至一定含水率后聚合物驱的实际情况,选用大庆油田有代表性的葡Ⅰ组与萨Ⅱ组的天然岩心平行样,水测渗透率分别约1.0、0.6、0.2μm2,采用恒速非稳态法分别测定了水驱至含水率90%、94%、98%时转注聚合物溶液及后续水驱全过程的相对渗透率曲线.实验结果表明:水驱与聚合物驱全过程的相渗曲线形态与单一聚合物驱相比发生了明显变化.注聚合物后的油相相对渗透率先增加后降低,而驱替相渗透率则先降低后增加;同等渗透率级别时,转注聚合物越早,其相渗曲线两相区跨度越大,残余油饱和度越低;转注聚合物时机相同时,岩心渗透率越高,油相相对渗透率下降越缓慢,对应水相相对渗透率上升越缓慢,使两相区增大,残余油饱和度降低.     

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。     

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。     

裂缝性碳酸盐岩油藏相对渗透率曲线

裂缝油水相对渗透率曲线的研究对指导裂缝性油藏注水开发起至关重要的作用。笔者应用某碳酸盐岩油藏天然岩心进行油水相对渗透率实验,对基质岩心进行造缝,对比了造缝前后的岩心相对渗透率曲线形态的差别：造缝后油水相对渗透率曲线下降（上升）较快,残余油饱和度较大,且残余油饱和度下水相相对渗透率高,油水共渗区变窄,最终驱替效率变小;对同一块天然裂缝性岩心相对渗透率曲线的应力敏感特征进行了研究：随着围压增大,相对渗透率曲线的束缚水饱和度变大,残余油饱和度变化程度较小,等渗点下降,驱替效率变小。数值模拟计算结果显示,使用围压较大条件下的相对渗透率计算,含水率较低,在相同开发期限内阶段采出程度降低。     

砂岩储层油水相对渗透率曲线表征模型及其在数值模拟中的应用

以胜利油田孤岛油田新近系馆陶组砂岩储层为例,在岩心油水相渗测试实验及地质认识的基础上,建立了油水相对渗透率曲线表征模型,并通过数值模拟建立了砂岩油藏开采动态模型,探讨了不同韵律性、不同开发方式下相渗模型的适用条件及对开发结果的影响。研究结果表明:①分别拟合气测渗透率、平均孔喉半径等7个影响相渗曲线的参数和相渗曲线端点以及曲线形态之间的相关性,通过交替条件期望法进行多元回归,以气测渗透率和平均孔喉半径建立了束缚水饱和度计算模型,以渗透率变异系数和特征结构参数建立了残余油饱和度计算模型,以气测渗透率建立了束缚水下油相相对渗透率计算模型,以渗透率变异系数和特征结构参数建立了残余油下水相相对渗透率计算模型,4个端点表征模型的绝对误差都小于0.1;以霍纳普相渗曲线形态指数经验公式为基础,利用均质系数建立了油相相渗曲线形态表征模型,利用渗透率变异系数和孔喉比建立了水相相渗曲线形态表征模型,2个形态表征模型的绝对误差小于1.7,模型可靠。②在砂岩储层衰竭式开发模拟中,生产动态主要受油相相渗的影响,利用油水相渗曲线模型推导出的相渗曲线再进行归一化处理,在一定程度上能够消除储层非均质性带来的影响;在注水开发模拟中,储层的非均质性会加剧水相相渗对生产动态的影响,模拟时采用对产油量贡献最大的储层的相渗曲线更能接近实际生产动态。     

渤海绥中36-1 油田二元复合驱相对渗透率研究

为准确测定渤海绥中36-1 油田进行聚合物/表面活性剂二元复合驱相对渗透率曲线,提出了将某含水饱和度下聚合物/表面活性剂二元复合驱体系在岩心入口端与出口端黏度的平均值作为在岩心中平均黏度的黏度处理新方法;模拟该油田的实际情况采用恒速非稳态法测定了水驱和二元复合驱的相对渗透率曲线,研究了表面 活性剂和聚合物加量对二元复合驱相对渗透率曲线的影响。结果表明：二元复合驱的油相相对渗透率比水驱时的高,水相相对渗透率和残余油饱和度比水驱时的低;随着二元复合体系中表面活性剂加量的增大,油水两相的相对渗透率均增大,残余油饱和度降低;随着聚合物浓度的增大,油相相对渗透率增加,水相相对渗透率和残余油饱和度降低。图4表1 参12     

高温高压水洗物性变化实验研究——以塔里木轮南油田TⅠ油组为例

塔里木轮南油田T_Ⅰ油组已有20年注水开发历史,近年对油藏开发过程中的水洗动用状况进行了一些研究,但所采用的实验手段均未在地层条件下进行。该文利用取自该油田的流体和岩心,进行高温高压下的水洗模拟实验,以弄清储层条件下油水渗流规律,研究储层长期水洗后微观孔隙结构、润湿性等变化特征。实验表明:水洗过后,岩心孔渗降低幅度随水洗倍数增加而略有增大,分选性变差;水湿性随水洗倍数增大而增强;相渗曲线的Swi与Sor均增大,Krw(Sor)降低,驱油效率降低;水洗后未形成大孔道,造成水提前突破的主要原因可能是TI层内存在平面与纵向非均质性。      

克拉玛依油田三元复合驱相渗曲线研究

在用稳定法测定三元复合驱油体系与油的相渗曲线时,用聚合物分子滞留条件下的碱、表面活性剂体系(AS)与油的相渗曲线来代替ASP驱油过程中的相渗曲线。研究了聚合物分子在孔隙介质中的滞留程度、体系的界面张力对相渗曲线的影响,将聚合物的作用归结为对不可动水相饱和度、油水相的相渗曲线高低的影响;将碱和表面活性剂的作用归结为通过降低界面张力来影响残余油饱和度及水相相渗曲线的高低,得出了聚合物的滞留程度与不可动水相饱和度、油水相端点相对渗透率值之间的关系曲线和界面张力与残余油饱和度、界面张力与水相端点相对渗透率之间的关系曲线。     

温度对亲水岩心束缚水饱和度的影响

相对渗透率通常是在室温下测定的,其实验温度要比油藏温度低很多,以前研究高温相对渗透率实验用的岩心偏向于亲油。针对轮南油田油藏温度高的特点和束缚水饱和度对相对渗透率曲线的关键性,分别用特殊实验来研究了温度升高对亲水岩心束缚水饱和度的影响,及其对相对渗透率曲线特征的影响。室内实验结果表明,亲水岩心的束缚水饱和度随实验温度上升而下降,相对渗透率曲线向左移;亲油岩心的束缚水饱和度随温度升高而增大,本文用水化膜,毛管力和润湿性等方面理论,宏观上和微观上解释了实验结果。     

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。     

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。     

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。     

冷冻与常规岩心油水相对渗透率实验对比

利用室内非稳态法研究近似油藏条件下的冷冻岩心油水相对渗透率,并与常规岩心油水相对渗透率做了对比分析,结果表明:同一含水饱和度下冷冻岩心所对应的水相渗透率要高于常规岩心对应的水相渗透率,常规岩心见水时间普遍早于冷冻岩心并且含水上升较快,冷冻岩心的无水采收率和最终采收率都高于常规岩心;冷冻岩心经过洗油处理后其润湿性发生了变化,洗油时许多固体颗粒被洗出,增大了孔隙内表面积,使剩余油饱和度有所增加。建议在条件允许的范围内选用冷冻岩心测定油水相对渗透率。