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     

基于孔隙网络模型的微观水驱油驱替特征变化规律研究

结合逾渗理论，采用截断威布尔分布作为孔喉特征分布函数，模拟储层岩心的初次油驱过程和二次水驱过程，建立了油水两相三维准静态孔隙网络模型；通过模型计算与试验结果的对比，验证了孔隙网络模型的有效性。利用建立的孔隙网络模型，研究了岩心在水湿情况下，储层微观孔隙结构参数如孔喉比、配位数、形状因子等对水驱油驱替特征的影响。研究结果表明，储层岩心的孔喉比越小、配位数和形状因子越大，残余油饱和度越小，水驱油的驱替效果越好；形状因子的变化对驱油效率影响较大。     

低渗透气藏相对渗透率影响因素的孔隙网络模型

实验测量相对渗透率受许多条件的限制,为了在保持其他控制参数不变的条件下研究某一变量对相对渗透率的影响,采用孔隙网络模型模拟的方法,以苏里格气田盒8段储层的孔隙结构为参照,构造了喉道半径为0.05～2.50μm的孔隙网络;研究了孔喉比、润湿性、初始含水饱和度和残余水饱和度对气相相对渗透率的影响。结果表明:①孔喉比对气相相对渗透率的影响明显,随着孔喉比增大,相同水饱和度下的气相相对渗透率降低;②当水饱和度大于0.4时,气体的相对渗透率按照水湿→弱水湿→弱气湿→气湿的顺序依次增加,但当水饱和度小于0.4时,相对渗透率增加的次序性被打乱,在弱水湿情况下表现为最小;③随着初始含水饱和度增加,气相相对渗透率总体呈下降趋势;④残余水饱和度越大,气相相对渗透率曲线越陡,下降越快。这对用改变岩石润湿性的方法来提高油气采收率时具有指导意义。     

孔隙结构参数对聚合物驱采收率的影响——应用三维孔隙网络模型

通过给出网络维数、喉道半径、孔隙半径、孔喉比、配位数和孔喉的分布规律以及网络模型的其它性质参数建立三维孔隙网络模型,模拟了水驱和聚合物驱的驱替过程,计算得到了水驱和聚合物驱相对渗透率曲线,与实验测得相对渗透率曲线基本一致;进而模拟计算了水驱和聚合物驱采收率以及聚合物驱提高采收率;研究了喉道半径、孔喉比、配位数和形状因子等孔隙结构参数对水驱采收率和聚合物驱提高采收率的影响.得出:水驱采收率随喉道半径、配位数和形状因子的增大而增大,随孔喉比的增大而减小;在模型参数设计范围内,当喉道半径在5～22μm、孔喉比在1.6～3、形状因子大于0.023、配位数大于3.5时,聚合物驱提高采收率值较高,说明在此孔隙结果参数范围内,有利于聚合物驱油.     

应用随机网络模拟技术研究微观剩余油的影响因素

通过用随机网络模型模拟研究油藏的微观驱替过程,在改变模型的孔、喉大小分布和调整模型的孔隙润湿比例等情况下,进行水驱油过程模拟,建立网络模型中的微观剩余油分布。在每一次模拟之后,计算剩余油饱和度和微观驱替效率,统计微观剩余油在孔径分布范围内的频率、含量。在此基础上分析孔隙网络特性对微观剩余油分布的影响。研究结果表明:水驱后微观剩余油分布主要受孔喉比、孔隙大小、润湿性,初始含油饱和度以及驱替效率等因素的影响。     

苏里格气田东部盒8 储层微观孔隙结构及可动流体饱和度影响因素

鄂尔多斯盆地苏里格气田东部盒8储层微观孔隙结构复杂、渗流规律研究相对薄弱,利用常规方法难以对储层品质进行合理评价。为此,综合利用铸体薄片、扫描电镜、恒速压汞、核磁共振及真实砂岩微观水驱油模型对苏里格气田东部盒8储层微观孔隙结构与可动流体饱和度的影响因素进行研究。结果表明,研究区孔隙组合类型以残余粒间孔-晶间孔型、晶间孔-岩屑溶孔型和微裂缝-微孔型为主,其发育程度及储层物性依次变差,储层渗流能力、驱油效率、矿场采收率及可动流体饱和度依次降低,相应的驱替类型由网状-均匀驱替转变为指状驱替。核磁共振数据表明,研究区盒8储层可动流体饱和度平均为39.16%,以Ⅱ类、Ⅲ类及Ⅳ类储层为主。可动流体饱和度与孔隙度、渗透率、残余粒间孔面孔率、喉道半径平均值、有效孔隙体积和喉道体积呈正相关,而与孔喉半径比呈负相关。     

DETECTING METHOD FOR THE RELATIVE PERMEABILITY CURVE OF POLYMER FLOODING

基于非牛顿流体渗流理论,推导并建立了聚合物溶液非牛顿流体体系驱油的分流量方程和前缘运动方程,考虑了体系流变性、储层物性以及驱替速度和不可及体积对聚合物驱渗流特征的影响,得到了新的聚合物驱相对渗透率计算模型.通过对实验流程和方法的改进,实现了恒速驱替,使实验过程与理论模型所要求的假设条件一致,建立了测定聚合物驱相对渗透率的新方法.新方法测定结果与常规水驱相对渗透率曲线的对比分析表明:聚合物驱两相跨度范围增大,残余油饱和度降低;同一含水饱和度下的水相相对渗透率偏低,油相相对渗透率偏高;在等渗点右侧,随含水饱和度的增加,水相相对渗透率上升幅度相对较缓.     

南海珠江口盆地海相砂岩油藏高倍数水驱驱替特征

中国南海珠江口盆地海相砂岩油藏边底水能量强,采油速度高,驱替强度大,现有的常规实验规范无法准确描述此类油藏的驱替特征。为此,基于西江24-3油田密闭取心资料,完善高倍数水驱油实验流程,将水驱倍数由常规的30 PV增至2 000 PV,模拟此类油藏高倍数水驱的实际生产情况,从矿物成分、孔喉结构、润湿性、相对渗透率曲线、残余油饱和度和驱油效率6个方面,系统剖析高倍数水驱后油藏物性和剩余油的变化特征,形成了此类油藏极限驱油效率的表征方法和数值模拟方法。结果表明,高倍数水驱后岩心微观孔喉结构和矿物成分均发生变化,进而影响岩心的润湿性和相对渗透率曲线特征,并最终对残余油饱和度和驱油效率造成影响,其具体过程是:高倍数水驱使油藏物性朝着有利于驱油的方向转变,油藏的残余油饱和度显著下降,驱油效率显著提高。     

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...     

CO2驱油过程中孔喉结构对储层岩石物性变化的影响

注CO₂提高储层原油采收率过程中,储层中流体的渗流和分布受岩石孔喉结构控制,且注入的CO₂会引发原油中的沥青质沉淀,导致储层渗透率下降并改变储层的润湿性。通过在4块渗透率相似但孔喉结构不同的岩心上进行的混相和非混相的CO₂驱油实验研究了CO₂驱油过程中岩石孔喉结构对储层岩石物性变化的影响。基于岩石孔径分布和压汞曲线,根据分形理论对岩心孔喉结构特征进行定量评估。实验结果表明,在提高原油采收率方面,混相驱替比非混相驱替高12.2%~16.8%,孔喉结构相对均质的岩心比非均质岩心高18.1%~26.9%,在非混驱替时原油采收率受岩心孔隙结构的影响更明显。由于沥青质沉淀堵塞孔喉,混相和非混相驱替后岩心渗透率分别下降了7.5%~14.2%、4.0%~7.9%,且渗透率下降幅度与岩心孔喉结构分形维数呈正比。混相和非混相驱替后岩心的润湿指数分别下降了26.8%~59.8 ％、10.5%~21.6%。由于更大的CO₂波及体积,孔喉结构相对均质的岩心水湿性减弱更显著。混相驱替和均质的孔喉结构使岩心物性变化分布更均匀,且均质的孔喉结构可以在提高CO₂驱油效率的同时,减弱沥青质沉淀造成的岩心渗透率下降及润湿性变化,减弱程度分别为3.5%~6.7%、11.2%~33.0%。