裂缝对鄂尔多斯盆地陇东地区长7致密岩心水驱渗流特征的影响

在分析鄂尔多斯盆地长7天然裂缝和体积压裂人工裂缝特征的基础上,采用等效处理岩心实验法探索裂缝对长7致密岩心水驱渗流特征的影响。实验结果表明:不论是以基质渗流或者以裂缝渗流为主的岩心,油相相对渗透率都呈现出靠椅型相渗曲线特征;同时随着裂缝与基质渗透率级差和驱替压差的增大,与基质渗流为主的岩心相比,裂缝岩心渗透率曲线等渗点左移,油水相渗透率增大,但两相共流区变窄,含水上升加快,残余油饱和度升高。在同一驱替压差下,随着裂缝与基质渗透率级差的增大,致密岩心水驱油具有低含水时间短,见水后含水上升快的特征。随着驱替压差增大,以基质渗流为主的岩心,见水提前,但无水期驱油效率和最终驱油效率都增大;以裂缝渗流为主的岩心,见水提前,无水期驱油效率和最终驱油效率都降低。     

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。     

微裂缝对低渗储层水驱油渗流规律的影响

微裂缝对低渗储层注水开发有很重要的影响,因此研究和认识微裂缝对开发此类储层具有重要意义.对长6储层5块具有微裂缝的天然岩心进行了室内水驱油实验研究,研究结果表明:①微裂缝对水驱油效率影响不大,但却增大了油水的渗流通道,改善了储层的渗透性;②微裂缝岩心无水驱油效率低,但最终驱油效率与无裂缝岩心相差不大;③微裂缝岩心与无裂缝岩心相比,相渗曲线两相区较窄,含水率上升较快.     

泾河油田长8储层渗流特征研究

运用毛细管平衡法和岩心流动试验方法,详细表征了岩心启动压力梯度、油水单相渗流和水驱油效率等渗流规律。启动压力梯度试验结果表明泾河长8超低渗储层的可动用岩心渗透率下限为0.525 m D,可动用原油粘度上限为10.5 m Pa·s。油、水单相渗流曲线都表现出非线性特征,且随着渗透率的降低,渗流非线性特征越明显。在相同注入压力梯度下,模拟油的渗流能力随着流度的减小而逐渐降低。水驱油效率试验结果表明水驱油效率随着流度的降低而降低,水驱油效率与模拟油流度成幂指数关系,流度范围0.024~0.062 9 m D/m Pa·s为拐点区域。     

裂缝型致密油藏气水交替采油机理定量研究

为了揭示不同渗透率储层岩心气驱动用规律及气水交替采油机理,开展基于华北潜山致密油储集层岩样,不同条件下的常规气驱和气水交替实验,并结合核磁共振技术,分析实验不同阶段T2谱的变化,定量计算孔隙内的油水分布变化情况。研究表明：含裂缝岩心低驱替压力下,采出油量较多,增加驱替压力后,新增采油量很少,增加驱替压力对驱油效率的提高作用不明显;不含裂缝的均质岩心低驱替压力下,采出油量较多,增加驱替压力后,采油量有所提高,增加驱替压力对驱油效率的提高有一定作用;对于裂缝发育岩心,气水交替采油机理主要为水的渗吸作用,从而采出小孔喉内的油,5块岩心气水交替采出油百分数介于5.04%～8.15%,平均为6.58%,其中水的“封堵”作用不明显。     

复杂裂缝网络系统油水相渗曲线特征实验研究

裂缝系统油水相对渗透率曲线的研究对指导裂缝性碳酸盐岩油藏注水开发起至关重要的作用。以实际裂缝 性碳酸盐岩油藏储层地质特征为基础,设计并制作了裂缝系统逐渐由简单到复杂状态的多组大尺寸裂缝型渗流物理 模型。参照行业标准,采用非稳态法水驱油相渗实验测试方法,研究了裂缝系统中不同裂缝宽度与不同缝网结构和缝 网密度对油水相对渗透率曲线形态的影响。结果表明,裂缝系统平均裂缝宽度越大,油水相渗曲线形态越向交叉斜直 线形态靠近,两相共渗区范围越大;缝网密度越大,结构越复杂,相渗曲线中的束缚水饱和度就越大,两相共渗区范围 就越小,等渗点位置则逐渐向右移动。     

微生物驱相对渗透率曲线测定

为了进一步加强对微生物驱油过程及其后续水驱油的多相渗流规律和驱油机理的认识,采用稳态法成功测得了中一区Ng3油藏条件下(温度69℃和压力10 MPa)注微生物(AB-1菌和AB-2菌)前和注微生物后油水相对渗透率曲线.对比分析了注微生物前后岩心的束缚水饱和度、残余油饱和度、绝对渗透率和相对渗透率的变化特征.实验结果表明:与注微生物前相比,注微生物后岩心的束缚水饱和度增大,残余油饱和度明显减小,而岩心的绝对渗透率变化不大;等渗点明显右移,含水上升率明显减缓;两种菌均能较大幅度提高原油采收率,其中,AB-1菌提高采收率平均为8.7%,AB-2菌平均为9.2%.     

致密油储层注水吞吐动态渗吸特征及影响因素

为明确致密油藏注水吞吐渗吸驱油机理,评价各因素对渗吸驱油效果的影响,以鄂尔多斯盆地西北部地区长7储层天然岩心为研究对象,开展了岩心注水吞吐渗吸驱油实验,评价了表面活性剂类型、原油黏度、渗透率、润湿性、裂缝发育程度、体面比和生产压差对吞吐渗吸开发的影响。结果表明:HYS-3非离子表面活性剂提高渗吸效果最为明显,而DTAB效果最差,表面活性剂能够有效降低油水界面张力,改变岩石表面润湿性,减小油水渗流阻力,增加孔隙吸水能力,扩大波及面积。吞吐渗吸采出程度随原油黏度和体面比的增加而减小,随渗透率、亲水程度和裂缝发育程度的增加而增大;而增大生产压差仅能加快渗吸速率,对渗吸驱油效率影响较小。矿场试验结果表明,试验井组经过3轮吞吐渗吸后,日均产油量增幅达235%,日均含水率下降幅度达28.4%,增油降水效果显著。     

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     

低渗透均质油层超低界面张力体系驱替毛管数的研究

针对经典毛管数理论在低渗透油层超低界面张力体系驱替中应用的局限性,在考虑低渗透油层水驱油渗流速度、超低界面张力对油水相对渗透率影响的条件下,给出了毛管数的修正公式;依据均质低渗透岩心超低界面张力体系驱油实验数据绘制了化学驱采收率与毛管数的关系曲线,提出了超低界面张力体系驱替条件下应用毛管数的注意事项,指出了用超低界面张力体系提高水驱低渗透油层采收率的合理途径.     

低渗透油田表面活性剂增注效果预测方法研究

针对低渗透油田在注水开发过程中注入压力高、压力传导慢等问题,室内进行了表面活性剂相对渗透率和天然岩心降低注入压力等实验研究。实验结果表明,在水驱基础上,天然岩心注入浓度为0.5%的NS—1表面活性剂后,后续水驱压力降低25%以上,降压效果明显。根据油水相对渗透率曲线,在油水两相径向稳定渗流条件下,对表面活性剂增注效果、段塞尺寸与增注量的关系等进行了预测。     

疏松砂岩密闭取芯井新鲜样品和洗油样品相对渗透率曲线差异性研究

基于渤海某典型高孔高渗疏松砂岩稀油油藏密闭取岩心,对同一样品先后分别完成新鲜样品相渗实验和洗油样品相渗实验。实验结果表明:中水淹层段样品在洗油后油水相渗曲线与新鲜状态下相渗曲线各关键参数均非常接近;未水淹层段样品在洗油后状态下完成的油水相渗曲线与新鲜状态下相渗曲线相比,束缚水饱和度较高,残余油饱和度较低,两相区范围接近,最终驱油效率较高。未水淹层段岩心若采用洗油后的柱塞进行油水相渗实验,其结果将偏离真实储层渗流规律。根据水淹程度对油水相渗曲线影响的认识,重构了考虑水淹影响的"全寿命"油水相对渗透率曲线。矿场数值模拟结果表明,采用考虑水淹影响的重构相渗曲线的模型,在相同采出程度下,其含水率更低;在相同含水率情况下,其采出程度更高。     

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。     

基于三次B样条模型的油水相对渗透率曲线数值反演方法

引入三次B样条相渗表征模型,通过半迭代集合卡尔曼滤波(En KF)算法对见水前、后的生产动态数据进行自动历史拟合,提出了一种新的油水相对渗透率曲线数值反演方法。以某径向流数值岩心模型为例,对比分析了三次B样条模型与幂律模型的优劣。结果表明,相比于传统的幂律模型,三次B样条模型可对油水相对渗透率曲线进行局部逼近,灵活性更强,反演精度更高。通过对径向流岩心驱替实验数据进行自动历史拟合,反演估算了油水相对渗透率曲线。对驱替压差、累产油及累产水等观测数据拟合效果好,相对误差均小于5%,说明本文方法可靠性强,计算结果能够满足工程实际的需要。     

柴达木盆地英西地区E_3~2储层孔隙特征及宏观微观渗流特征

为探究不同孔隙结构类型对碳酸盐岩储层油水两相渗流特征的影响,以柴达木盆地英西地区E_3~2储层为例,通过对储层孔隙结构组合方式的分类,结合核磁共振T_2谱,开展了单相和油水两相启动压力梯度实验以及宏观微观油水两相渗流实验。结果表明:研究区储层可以分为裂缝型、溶孔型和基质孔隙型,裂缝和溶孔发育程度越高,大尺寸孔喉数量越多,样品物性越好。3类岩心油水两相渗流差异明显,裂缝和溶孔是主要的渗流空间,大尺寸孔喉连通性好,驱油效率高;基质孔隙型岩心的渗流能力与裂缝型和溶孔型岩心的渗流能力相差10～10~3倍,且大尺寸孔喉连通性差,驱油效率低。溶孔型和裂缝型的单相和油水两相启动压力梯度较低,变化幅度不大;而基质孔隙型的单相启动压力梯度最高,且油水两相启动压力上升明显,验证了基质孔隙型水驱油效果差、渗流能力弱的特点。     

吐哈低粘低渗-特低渗油田渗流特征研究

在对吐哈油田大量的岩心测试实验分析的基础上,并结合油藏数值模拟技术,研究并确定了低粘低渗-特低渗油田的渗流特征为随着储层物性的变差,压敏性增强,流体可流动区间变小,启动压力梯度增大;在油水两相区,随着含水饱和度的增大,油相相对渗透率下降很快,水相相对渗透率上升很慢,残余油饱和度下水相相对渗透率值很小;在水驱油过程中,对于不同的韵律层,由于油水粘度比小,可以自动调节水淹剖面,导致了层内纵向上活塞式驱替特征十分明显,表现出与中粘中高渗油田的渗流特征有很大的差别.     

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。     

枣南油田油水渗流特征的实验研究

本文用枣南油田一段、孔二段的原油、水和油藏岩石，进行了温度对油水相对渗透率及驱油效率影响的研究。实验结果表明，温度对枣南孔一段、孔二段岩石油水相对渗透率及驱油效率有显著的影响。     

鄂尔多斯盆地特低渗油藏CO_2非混相驱实验研究

针对鄂尔多斯盆地低渗低压裂缝性油藏水驱采收率低、CO_2驱难以混相及气驱易窜流等问题,利用CO_2-原油相态实验和岩心驱替实验,研究了CO_2非混相驱提高采收率机理与方法。相态实验表明,地层条件下CO_2与目标油藏原油难以混相,但在原油中溶解的摩尔分数可达60.20%,使原油体积膨胀30.16%,黏度降低64.29%。均质岩心驱替实验表明,CO_2非混相驱在水驱基础上提高驱油效率23.25%。非均质岩心驱替实验表明,CO_2非混相连续气驱效果随渗透率极差的增大而变差,在渗透率级差小于10的岩心驱替效果较好;水气交替在渗透率级差小于100的岩心取得一定的驱替效果,特别是渗透率级差10~30驱替效果最好。     

一种基于水淹影响的相渗曲线重构方法

针对储层水淹对地层流体渗流规律影响刻画较难的问题,基于渤海典型疏松砂岩稀油油藏LD油田和稠油油藏Q油田密闭取芯井岩芯样品,开展水淹程度对油水相渗曲线影响实验研究。基于水淹对相渗影响认识,提取不同水淹程度下相渗曲线特征参数并重新组合,建立两种类型油藏考虑水淹影响的"全寿命"油水相对渗透率曲线。实验结果表明,与采用未水淹、弱水淹层段岩石样品完成的油水相对渗透率曲线相比,中水淹、强水淹层段相渗曲线束缚水饱和度更高,残余油饱和度更低,等渗点更偏右,驱油效率更高。与不考虑水淹情况相比,考虑水淹影响的重构相对渗透率曲线,其残余油饱和度和束缚水饱和度更低,含水饱和度相同时,两相相对渗透率均呈现整体降低趋势,最终驱油效率增大。与不考虑水淹影响的方案相比,考虑水淹影响的重构相渗在Q油田矿场数值模拟中应用,在含水98%时的采出程度提高近1%。