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.     

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-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。     

特低渗透砂岩油藏水驱微观机理

为探讨特低渗透砂岩油藏水驱油的微观机理及水驱后的开发潜力,选取鄂尔多斯盆地延长组典型岩心进行水驱油实验并进行核磁共振测试.结果表明:特低渗透砂岩油藏小孔喉中赋存的石油很难被驱替出来,剩余油大部分集中于小孔道;岩心的原始含油饱和度普遍小于可动流体百分数,驱油效率小于可动油百分数;随着岩心渗透率的增大,原始含油饱和度、可动油饱和度、可动油百分数、驱油效率均有增大的趋势;且渗透率越低,随着渗透率的变化,上述参数变化的幅度越大.可动油百分数、可动油饱和度是影响驱油效率的主要参数.剩余油由剩余可动油与剩余不可动油组成,剩余可动油是油藏下一步挖潜的目标,其评价参数为剩余可动油百分数.水驱油实验中,只驱出了可动油的66.22%,还有33.78%的可动油残留在岩心中,特低渗透砂岩油藏水驱后还有很大的挖掘潜力.     

特低渗透油藏CO2驱室内实验研究

针对大庆外围油田特低渗透油藏剩余油潜力大、井网加密效益差、水驱采收率低等问题,提出了特低渗透油藏CO2驱技术。通过细管实验和天然岩芯CO2驱油实验,确定了CO2与高台子油田原油的最小混相压力,评价了特低渗透砂岩油藏CO2驱油效果。实验结果表明,CO2驱可以应用于高台子油田,并取得较好的驱油效果。当天然岩芯空气渗透率为0.58 mD时,在水驱基础上,气驱可以进一步提高采收率8%以上,特低渗透油藏实施CO2驱油技术是可行的。     

特低渗透油藏动态毛管压力对水驱油效果影响分析

特低渗透油藏油水两相渗流过程中毛管力的动态效应是影响两相渗流机理及水驱油效果的重要因素,掌握其规律有助于提高这一特殊油藏的水驱开发效果。分析了特低渗透油藏油水两相渗流中毛管力的动态效应以及动态毛管力的影响因素,定量研究了动态毛管力对多孔介质油水两相渗流的影响,建立了特低渗透油藏一维水驱油模型和渗流微分方程;并进行了求解。研究了动态毛管力、注水强度、井距等因素对特低渗透油藏水驱油效果的影响。研究结果表明:动态毛管力效应对特低渗油藏的水驱效果影响非常明显,动态毛管力越大,水驱油效果越差;存在一个最佳注入量,在最佳注入量下动态毛管力的影响作用最小,水驱油效果最好;对于特低渗透油藏若井距过大,水驱油效果变差。     

一种测定低渗油藏启动压力的新方法

低渗油藏孔隙细小,渗流不符合达西定律,流体在其中流动存在启动压力.根据低渗油藏渗流特点,设计了合理确定启动压力的测试方法.利用胜利油田天然低渗岩心、产出水及现场脱气原油配制的模拟油,测定了单相水及束缚水饱和度下油的启动压力及非线性渗流规律,回归得到了启动压力梯度与岩石气测渗透率和流体粘度比值的关系.结果表明,利用该测试方法能准确地测定低渗及特低渗岩心的启动压力;油、水的启动压力梯度与岩石气测渗透率和粘度的比值呈幂指数关系,且随渗透率与粘度比值的降低而迅速增加.     

温度对西峰特低渗油藏流体渗流特征影响

针对西峰特低渗油藏由于储层压力和温度降低而导致有机垢堵塞严重的问题,在室内根据渗流力学和边界层理论,对西峰特低渗油藏不同温度下油、水两相及单相渗流特征进行了实验研究。实验结果表明:温度降低导致原油黏度升高,原油中重质组分在孔隙表面吸附量增大,流体边界层增厚,孔隙中供流体渗流空间减小;油相和水相渗流的启动压力梯度增大;油水流度比增大,油水两相区变窄,岩心润湿性由水湿向油湿转变,驱油效率明显降低,导致最终油井产能的降低。所得到的实验结果对制定与调整西峰油田生产方案具有一定的指导意义。     

特低渗储层孔隙结构对CO2驱特征影响

由于强烈的成岩作用,特低渗储层孔隙结构特征复杂,核磁共振实验结果表明,渗透率相近的岩心具有不同的孔隙结构,实验特低渗岩心孔隙结构特征表现为双峰分散型、双峰偏细歪度型及双峰偏粗歪度型;通过核磁共振方法研究了孔隙结构对水驱及后续CO2驱特征的影响,结果表明,不同孔隙结构岩心CO2驱提高采收率机理不同,对于双峰偏细歪度型岩心,CO2驱主要驱替小孔隙中的富集原油,提高了微观波及效率;对于双峰偏粗歪度岩心,CO2驱主要驱替大、中孔隙中的残余油滴和油膜,提高了驱油效率,实验结果为CO2驱提高采收率机理研究及油藏优选提供了参考。     

一种测定低渗油藏启动压力的新方法

低渗油藏孔隙细小,渗流不符合达西定律,流体在其中流动存在启动压力.根据低渗油藏渗流特点,设计了合理确定启动压力的测试方法.利用胜利油田天然低渗岩心、产出水及现场脱气原油配制的模拟油,测定了单相水及束缚水饱和度下油的启动压力及非线性渗流规律,回归得到了启动压力梯度与岩石气测渗透率和流体粘度比值的关系.结果表明,利用该测试方法能准确地测定低渗及特低渗岩心的启动压力;油、水的启动压力梯度与岩石气测渗透率和粘度的比值呈幂指数关系,且随渗透率与粘度比值的降低而迅速增加.     

AS油田WY区特低渗透油藏水淹层评价方法

AS油田WY区特低渗透油藏的原始地层水矿化度很高,长期注淡水开发导致油层的电阻率呈现不对称U型曲线特征,强水淹油层的电阻率甚至高于原始油层的电阻率。特低渗透油藏水淹规律的影响因素复杂以及受储层本身特征的影响,适合中、高渗储层剩余油评价测井方法不适用于特低渗透水淹层评价。在岩电实验的基础上,明确了特低渗透油藏淡水驱水淹层机理。即当注入淡水的电阻率大于地层水电阻率时,且当其比值足够大时,水淹层电阻率明显高于原始油层,即出现U型曲线现象。根据常规测井曲线及岩芯分析资料,通过地层水矿化度与自然电位幅度、电阻率、声波时差等测井曲线组合进行了水淹层定性识别,探讨了地层混合液电阻率的求取方法,建立了淡水驱水淹层的定量解释模型。解释结果与试油投产符合率达85%以上。     

温度对不同黏度稠油油水相渗的影响规律

为了研究油层温度和原油黏度对稠油油水相渗的促进机制,基于NB35-2稠油油藏一维岩心流动模拟系统,模拟了不同黏度原油在不同环境温度下的水驱渗流特征.结果表明,稠油油水相渗曲线表现出水相渗透率非常低的特点;当含水饱和度大于50%后,油层中形成联通的水流通道,导致水加剧突进;温度升高,油水两相共流区范围增大,残余油饱和度降低,但高于油藏温度时,随着温度继续升高,油水相渗曲线变化较小;原油黏度增大削弱了油水的流动性,降低了采收率.对比温度和黏度对油水相渗的影响规律,认为温度主要是通过改变油水黏度比而影响油水相渗曲线.     

考虑储层参数时变的相对渗透率曲线计算方法

针对目前水驱油藏相对渗透率曲线计算方法未能考虑储层参数时变的问题,开展了理论研究。基于新型的近似理论水驱曲线,推导建立了油相指数、水相指数、残余油饱和度下的水相相对渗透率等相对渗透率曲线关键参数的数学表征公式,同时结合残余油饱和度计算方法,构建了一种广泛适用的考虑储层参数时变效应的油水相对渗透率曲线动态计算方法,可直接根据生产数据计算长期水驱后的油藏相对渗透率曲线。应用实例表明,新方法求得油水相对渗透率曲线可有效反映油藏动态规律,为油田可采储量标定、剩余油分布规律研究、特高含水期油藏数值模拟历史拟合等提供了理论支持。     

考虑润湿反转效应的相对渗透率动态计算方法

润湿反转剂是化学驱提高采收率常用试剂之一,润湿反转剂驱后将改变原始储层岩石性质,对开发中后期油水渗流能力产生较大影响。针对润湿反转过程中相对渗透率曲线难以确定的问题,综合考虑了润湿反转剂导致的界面张力降低及润湿性变化特征,建立了相对渗透率及毛管压力曲线动态计算方法,并分析了润湿反转过程中相对渗透率及毛管压力变化规律。研究表明：油水两相相渗曲线变化同时受到毛管数和润湿性的影响,低毛管数条件下,相渗曲线形态主要受到润湿性的影响,随着毛管数逐渐增大,润湿性的影响减小,最终可以忽略不计。同时,润湿反转剂使得界面张力和毛管力减小,将对渗吸过程产生显著影响,因此,在渗吸驱油过程中,需要对润湿反转剂进行优选,以实现对驱油速度和采收率目标的相对最优。研究结果明确了润湿反转提高采收率过程中相对渗透率及毛管压力的变化规律,为研究润湿反转提高采收率的计算及油藏数值模拟提供了理论基础。     

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%。     

稠油相对渗透率实验中管线死体积校正方法

稠油相对渗透率曲线是稠油油藏开发动态预测过程的重要基础数据,稠油相对渗透率实验测量过程中的误差
将会给油田开发分析传递错误信息。在稠油油藏相渗实验过程中,由于实验温度高,出口端计量管线长,系统死体积
较大,死体积孔隙中水驱油规律和死体积校正方法会对实验结果产生重要影响。在常规实验管线中进行的水驱油实
验发现,死体积管线中的原油不能全部被驱替出来,且管线中存在油水两相流动过程。油水黏度越高、驱替速度越快,
则管线中的原油采出程度越低;实验过程还存在压力测量和体积计量不同步现象,产出流体体积计量滞后于压力测
量。采用简单扣除管线孔隙体积来处理死体积的常规方法会使产油量计量产生较大误差,导致实验结果偏离真实流
动情况,对此给出了相应的校正方法。     

西峰特低渗油藏流体渗流特征影响因素实验研究

西峰特低渗油藏原油含蜡量和油气比相对较高,地饱压差小,生产过程中近井地带生产压差下降过快导致溶解气逸出,造成流体间热交换量增大,引起近井地带储层温度降低,原油中蜡等重质组分析出使得近井地带有机垢堵塞严重.根据渗流力学和边界层理论,对西峰特低渗油藏不同温度下油、水两相及单相渗流特征进行了实验研究.实验结果表明:温度和压力降低导致原油中重质组分在孔隙表面吸附量增大,流体边界层增厚,致使油相和水相渗流的启动压力梯度增大,油水流度比增大,油水两相区变窄,岩心润湿性由水湿向油湿转变,驱油效率明显降低,最终导致油井产能降低.     

不同油藏条件下相渗曲线分析

通过室内一维物理模拟实验,结合现场实际生产资料,开展不同油藏条件下一维恒 速水驱实验,对比不同油藏条件下油水相对渗透率曲线、特征点,分析相对渗透率曲线特征、束缚水饱和度、残余油饱和度及水相端点值的变化规律,研究结果表明：①对于稠油油藏虽然不同粘度的相渗曲线形态略有不同,但整体表现为油相相对渗透率高,水相相对渗透率非常低（水相相对渗透率端点值多数低于0.1）,等渗点靠右,等渗区面积小的特点;②对于低渗透油藏,整体表现为束缚水饱和度和残余油饱和度都非常高,等渗区面积较窄,油相相对渗透率下降急剧、水相相对渗透率较高的特点。通过相渗曲线的特征可以定性地判断储层性质,为现场施工措施提供合理的指导。     

油水相对渗透率曲线的形态特征分析

本文阐述了油水相对渗透率曲线与岩石的孔隙结构、岩石的润湿性之间的关系。以S油田低渗透砂岩储层为例,以油田36块岩心的相对渗透率曲线数据为基础,将相渗曲线形态分为水相下凹型和水相上凸型两种类型。并对两种类型相对渗透率曲线形态特征进行分析,得出水相下凹型相对渗透率曲线更有利于注水开发。