基于Fluent与Hernandez模型的缝洞型油藏水驱油机理及影响因素分析

针对碳酸盐岩缝洞型油藏剩余油分布问题,利用Fluent软件进行油水分布特征研究。在不同参数取值下,对Hernandez模型进行计算。将复杂的缝洞结构简化为4种几何模型。分析缝洞结构、驱替水的注入速度和油的运动粘度和油水粘度比4种因素对剩余油分布的影响,归纳缝洞内流体流动规律。数据分析结果表明:驱替水进入缝洞占据原油空间位置是水驱油的主要采收机理;水注入的速度会影响缝洞的初期出油率,但不会影响缝洞内极限原油剩余率;油水粘度比越高,原油采出率越高,缝洞内剩余油量越少;在水驱前缘位置所受到的粘性力越大,越有利于油水互相扩散;扩散系数对于不同的缝洞类型有不同数量级的取值。     

指进和剩余油分布的实验研究

设计了一套研究指进、剩余油分布的实验装置，进行了不同粘度比，不同驱替速度下的水驱油实验，可实现流动图像实时采集，系统地提出了驱替速度的限制条件及泵排量等实验参数的确定方法．首次提出由于指进发育造成注入端及排液端附近的剩余油开采潜力及开采速度对采出程度影响的临界特性     

指进和剩余油分布的实验研究

设计了一套研究指进，剩余油分布的实验装置，进行了不同粘度比，不同驱替速度下的水驱油实验，可实现流动图像实时采集，系统地提出了驱替速度的限制条件及泵排量等实验参数的确定方法，首次提出了由于指进发育造成注入端及排液端附近的剩余油开采潜力及开采速度对采出程度影响的临界特性。     

方法对于大粘度差两相流的模拟

为了模拟具有大粘度差的两相流,对Boltzmann(LB)方法中的伪势多组分模型进行了改进.伪势模型将粒子作用力转化为速度形式,再将其引入离散的LB方程.改进模型把力的添加形式变为将力离散处理后,引入离散的LB方程中,以此提高数值计算的稳定性.该模型能够比原伪势模型得到更小的虚假速度和更大的粘度差.通过对沥青-水的大粘度差两相流体和粘性指进现象的模拟,验证了改进模型的正确性和有效性.该模型具有较好的适用性,它能模拟的两相流体最大粘度差可达到4 510倍.     

粘度比对稠油-水相对渗透率曲线的影响

相对渗透率是描述多孔介质中多相流的基本参数,也是评价油藏特征、制定开发方案等的重要依据,通常可由室内实验获得。针对胜利油田某区块稠油,本文采用稳态法测定了油水粘度比相同和不同时的稠油-水相对渗透率曲线,并利用核磁共振技术替代传统称重法测定不同时刻的岩心含水饱和度,结果表明：粘度比对稠油-水相渗曲线具有显著影响。当油水粘度比一定时,相渗曲线不随实验条件的改变而变化;随油水粘度比的增大,油相、水相的相对渗透率均大幅降低,两相渗流区变小,等渗点的含水饱和度降低但幅度较小,束缚水饱和度和残余油饱和度增大,其中,油水粘度比为1861的残余油饱和度比40的高出达10.59%,而采收率则低了近20%,说明油水粘度比对残余油饱和度也有很大影响,且残余油饱和度与油相粘度的对数值呈线性关系。     

格子Boltzmann方法对于大粘度差两相流的模拟

为了模拟具有大粘度差的两相流,对Boltzmann(LB)方法中的伪势多组分模型进行了改进.伪势模型将粒子作用力转化为速度形式,再将其引入离散的LB方程.改进模型把力的添加形式变为将力离散处理后,引入离散的LB方程中,以此提高数值计算的稳定性.该模型能够比原伪势模型得到更小的虚假速度和更大的粘度差.通过对沥青-水的大粘度差两相流体和粘性指进现象的模拟,验证了改进模型的正确性和有效性.该模型具有较好的适用性,它能模拟的两相流体最大粘度差可达到4 510倍.     

气泡粘性对上升运动特性影响的FTM模拟

为了研究气泡粘性对其上升过程的速度、形态以及阻力系数的影响,基于FTM(Front- Tracking Method)模拟了气泡在粘性流体中的运动,通过改变气泡粘性来改变气液粘度比,研究了气泡内的速度分布以及气泡周围粘性剪切应力的分布和变化特点。研究表明：气液粘度比较小时,流场中的粘性耗散很强,气泡的粘度主要影响其平衡速度和形态,气液粘度比较大时,粘性耗散减弱,其平衡速度和形态基本无变化,气泡粘性主要影响气泡内的速度分布;气泡上升过程中的阻力系数随粘度比增大而减小,粘性剪切应力则呈现相反的变化趋势。气泡上升过程中,周围的粘性剪切应力关于中心轴线对称分布,出现最大粘性切应力的区域由气泡两侧逐渐向气泡底部边缘过渡;气泡尾部边缘的形变引起气泡尾部的表面张力不平衡,使得气泡的形态发生改变。     

氮气泡沫辅助蒸汽驱技术在辽河油田齐40块的应用

辽河油田齐40块进行全面蒸汽驱开采已经6年，暴露出蒸汽超覆、蒸汽沿高渗层的窜流、粘性指进及含水上升等不足。为此2013年进行了泡沫辅助蒸汽驱试验，试验前对注入参数进行了优化、对注入方式、起泡方式及注入管柱进行了优选。同年进行了3个井组6轮次现场试验，共注入高温发泡剂27.9 t，氮气量16.18×104 Nm3，工艺成功率100%，累增油1479 t。     

高含水期利用指进现象调整油藏注采结构

注水开发油藏时,储层各小层之间的物性差异会引起水驱前缘的不均匀推进,即形成指进现象。储层渗透率差异、油水黏度差异和储层倾角等都会影响指进的程度。储层渗透率差异和油水黏度差异的增加会加剧孔道内油水流动速度的差异,进而加剧指进现象;而储层倾角的增大则使水驱前缘的含水饱和度增大,移动距离变小,有利于削弱指进现象。在油藏高含水阶段,指进现象十分明显,会严重影响油田水驱的开发效果。通过对指进现象的研究,分析形成指进现象的原因,进而利用指进现象调整油田开发的注采结构模式,为改善高含水期水驱油藏的开发效果提供理论指导。通过实验,进行注采结构调整时,采收率提高2.97%,说明利用指进现象调整油田开发的注采结构模式具有可行性。     

低渗透超前注水储层油水分布

通过压汞实验、CT孔隙扫描实验分析了储层的微观孔隙结构特征,应用岩心实验、微观模型实验研究了超前注水过程中油水分布特征。通过研究得出,三塘湖储层的微观非均质性较强,超前注水会使储层的油水分布发生明显变化。随着超前注水压力和超前注水时间的增加,储层非均质性变强,注入水沿渗透率较高的层位窜流,产生微观指进现象,导致超前注水生产后油井含水率上升快。因此,在非均质性较强的低压、低渗油藏超前注水过程中,应合理优化超前注水压力与加压时间,减少注入水窜的发生。     

秦皇岛32-6油田深部液流转向技术的研究与应用

针对秦皇岛32-6油田平面非均质性强,油水黏度比高,注入水突进现象严重的问题,通过开展室内系列体系研究,研发了一套深部液流转向体系SB-ZXT。同时结合高渗调、堵,低渗解、驱的工艺思路对C21井实施了深部液流转向技术。措施后压降明显变缓,充满度和PI90大幅提高,且对应油水井增油降水效果显著,截止2014年4月,井组累增油11 746 m3,累降水17 494 m3,有效期长达641 d。     

聚合物/表面活性剂二元驱扩大波及体积性能

利用微观刻蚀、层间非均质平板、层内非均质平板模型驱油实验研究聚合物/表面活性剂二元驱扩大波及体积性能。结果表明,残余油多以膜状、岛状、喉道、盲端、柱状、簇状等6种形式存在。微观上,二元驱转向水驱无法波及的含油孔隙区域内驱替残余油;宏观上,其对高渗透区域产生封堵,迫使其进入渗流阻力较小的低渗透区域内驱替残余油,扩大波及体积效果显著,提高采收率13.4%~14.3%。二元驱通过聚合物增加驱替液黏度,使其吸附及滞留在孔隙中,降低驱替相渗透率,驱替相流度减小;二元驱对油黏度影响很小,油聚集在驱替液前缘,增加油相渗透率,油相流度变大。由此,两相流度比减小,克服注水指进,增加吸水厚度,提高波及系数,进而提高采收率。     

水、油接触过程中原油粘度变化的试验研究

应用高温、高压液体粘度装置 ,模拟了水、油接触时地层原油的轻烃组分向地层水中扩散而引起地层原油粘度的变化过程。测定了原油与模拟地层水多次接触后原油粘度与模拟地层水体积数的关系。试验结果表明 ,随着油、水接触轮次的增加 ,甲烷的含量呈下降趋势 ,乙烷和C3 以上组分呈上升趋势。原油粘度变化与油水接触时间有密切关系。随着油水接触时间的增加 ,油中的轻烃组分逐渐扩散到水中并达到平衡状态 ;随着浓度差的减小 ,扩散速度逐渐减慢。原油中轻烃组分溶于水并随地层水产出是导致原油粘度上升的主要原因。这一结果可为水驱油田开发中有效控制原油的粘度、增加水油流度比及提高水驱效率提供理论指导。     

裂缝油藏回注溶解气混相驱替特征及影响因素

裂缝油藏回注溶解气混相驱油机理较为复杂。以实际裂缝型挥发油藏为例基于双孔双渗组分模型研究了回注溶解气的驱替特征和原油驱动方式;分析了扩散作用、窜流能力、压敏效应、采油速度和回注气比例的影响规律。结果表明:回注溶解气混相驱替时,原始弹性能量、原油溶解膨胀和注气波及同时存在;地层压力逐渐下降,溶解气油比逐渐增高;储层原油轻质组分和饱和压力逐渐增加,黏度和密度逐渐减小。扩散作用和裂缝者质窜流有利于减小注入气沿裂缝的突进同时降低基质原油黏度和密度,但减弱了注气波及作用;压敏效应可以增加岩石的弹性能量,有利于提高原油采出程度;适当地提高采油速度和回注气比例有助于增强波及作用其中1.2的回注比可以实现注采平衡。     

毛管力自吸采油

水自进吸入裂缝性碳酸盐储层是一种价廉、重要的二次采油方法.但是在油润湿-中间润湿时由于毛管力为负值,水不可能自吸进入基质孔隙.在所有已探明的碳酸盐储层中约有80%为油润湿-中间润湿,所以必须寻求将油润湿变为水润湿方法.表面活性剂长期以来在石油开采中主要用来降低油水界面张力,用于调节润湿性的研究尚在探索和开发之中.前人的实验室研究表明,海水具有将碳酸盐岩调节至弱水润湿性的作用,有助于通过自吸提高采收率,温度较高时效果尤为明显.在高黏油注水时,一般认为毛管力可以忽略.对两种黏度高达11500mPa·s的重油研究结果表明,在水驱重油时毛管力仍起主要作用.在注水速度低时,水自吸有助于通过稳定水驱提高采收率.本文根据并联双孔隙模型和Poiseuille公式研究表明,在注水速度等于和小于某一临界值时不会滞留原油,与其他作者的某些结果不尽一致.     

大尺寸可视化酸液指进模拟装置研制及应用

裂缝中的酸液指进是酸压过程中发生的重要现象,目前多采用模拟手段进行研究。然而现有物理模拟实验与实际酸压过程缺乏必要的相似性。鉴于此,建立相似准则并确定相似比例尺,研制出了大尺寸可视化物理模拟装置并进行了模拟实验。与前人类似装置相比,该模拟装置具有三板双缝的结构特点,不仅可考察不同黏度差、密度差以及不同注酸流量、不同温度下的指进行为,还可进行酸岩反应、酸液滤失和不同裂缝倾角影响下的中低压酸液指进可视化模拟。模拟实验发现酸液指进形态复杂,需要在定性研究的基础上,对其演化规律进行定量表征。     

酸压裂缝内酸液指进的计算机模拟与分形研究

酸压裂缝内,低黏度酸液在高黏度前置液中发生指进现象.该现象对酸压施工效果有非常重要的影响.指进现象的内在随机性、复杂的酸岩反应以及酸液重力等因素的影响使得酸液指进形态非常复杂,采用传统方法不能进行准确研究.改进了扩散限制凝聚模型,建立了酸液指进扩散限制凝聚模型;根据正交设计,共进行了9次模拟,得到了不同模拟参数控制的酸液指进形态;采用数盒子方法求得所模拟的指进形态的分形维数平均值为1.67;通过极差分析发现,反映射孔孔眼间距的衬边中心距对指进形态的分形维数影响最大.     

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.     

特低渗透油藏渗流特征实验研究

目前,国内外对启动压力梯度的研究基本都集中在理论研究层面,实验研究很少.用胜利油田某特低渗透油藏的天然岩心,通过实验研究了水在特低渗岩心中的启动压力梯度及流速—压差关系,束缚水饱和度下油在特低渗岩心中的启动压力梯度及流速—压差关系.通过对实验数据回归,得出了最小启动压力梯度、拟启动压力梯度、最大启动压力梯度及描述流速—压差曲线参数与岩石气测渗透率、流体黏度的经验公式,建立了确定最小、最大启动压力梯度的图版.研究表明,特低渗地层启动压力梯度及描述流速压差曲线的参数与岩石气测渗透率/流体黏度比值有很好的相关性,拟绝对渗透率与岩石气测渗透率有很好的相关性.     

油水黏度比对油藏注水开发效果的影响

对于层间流体性质差异较大的多层非均质油藏,在进行笼统注水开发时,层间油水黏度比差异对于油藏开发效果有较大影响。通过使用CMG油藏数值模拟软件建立多层油藏一注两采机理模型,从剩余油分布、波及系数、驱油效率及采出程度等多个方面分析层间油水黏度比差异对开发效果的影响,确定多层合采油藏合理的层间油水黏度比级差界限。研究认为,多层非均质油藏笼统注水开发时,低油水黏度比油层对高油水黏度比油层有较大影响,层间油水黏度比级差越大,层间矛盾越突出,低油水黏度比层波及系数、驱油效率明显上升,高油水黏度比层波及系数、驱油效率大幅下降,层间动用程度差异越大,剩余油主要富集在高油水黏度比层,油藏开发效果越差,合理的层间油水黏度比级差应控制在3以下。