岩心视渗透率模型及泄油半径计算方法研究

确定启动压力梯度和模拟非达西效应是建立低渗透油藏渗流模型和确定合理井距的前提,使用启动压力梯度确定低渗透油藏泄油半径研究已见报道,但确定中高渗油藏泄油半径仍是个难题。尝试通过视渗透率模型解释产生非达西效应的原因,并通过建立岩心视渗透率计算公式来求解中高渗油藏泄油半径。通过收集冀东油田岩心压汞资料,基于毛细管束模型计算了不同进汞压力下岩心的视渗透率,使用非达西效应段起点和终点压力梯度建立了视渗透率计算公式,并统计岩心实验数据得到了非达西效应段起点和终点压力梯度与空气渗透率关系,最后建立岩心视渗透率渗流模型,给出了确定中高渗油藏泄油半径的数值模拟计算方法。     

一个新的描述低渗透油藏油水两相渗流启动压力梯度的公式

采用压差-流量法确定低渗透油藏岩心的启动压力梯度,拟合回归得到启动压力梯度与气测渗透率的幂函数关系式。试验结果表明,由单相流试验拟合得到的启动压力梯度不能真实反映油水两相渗流时的启动压力梯度。在描述低渗透油藏两相渗流启动压力梯度时,应考虑相对渗透率的影响,而相对渗透率是含水饱和度的函数,建立了低渗透油藏两相渗流启动压力梯度与含水饱和度的幂函数关系式。根据该关系式计算了合理注采井距,与矿场真实井距符合较好。     

低渗透油层启动压力梯度与渗透率的关系研究

通过实验方法,对某油田岩心进行了启动压力梯度的测试,利用实验得到的启动压力梯度值与渗透率进行回归分析,从分析结果可以看出,对于低渗透油田,地层平均渗透率对启动压力梯度的大小影响非常显著。     

启动压力测定对吉林油田低渗透油藏开发效果的影响

存在启动压力梯度意味着流体的渗流偏离达西定律,为非线性渗流。通过对吉林油田部分区块的启动压力测定及测试结果分析,得出结论:在低速渗流条件下,流体的流动为非线性渗流;流体在低渗透岩心中渗流时,存在启动压力梯度;启动压力受样品渗透率的影响,相对气测渗透率来说,岩心的渗透率越低,水测和油测渗透率的下降越显著,其启动压力越高;驱替速度对低渗透油藏采收率有较大的影响,有一个最佳的驱替速度。     

考虑启动压力梯度的相对渗透率计算

低渗透油气层由于存在启动压力梯度，渗流规律不符合达西定律，而现今实验室处理相对渗透率曲线的JBN方法是建立在达西定律基础上的，没有考虑启动压力梯度的影响。为解决非稳态实验中对低渗透岩心的数据处理问题，在低渗透非达西渗流理论的基础上，推导了考虑启动压力梯度的油水相对渗透率计算公式，当启动压力梯度为零时，该公式与JBN计算公式相同，可以看作是JBN方法的推广。与JBN方法相比，考虑启动压力梯度后得出的油、水相对渗透率都是偏小，可以看出JBN公式对低渗透储层并不适用。考虑了启动压力梯度的影响后，得出的相对渗透率曲线更符合低渗透岩心的真实驱替过程，所以更有利于油气藏工程中的计算。     

特低渗油藏启动压力梯度新的求解方法及应用

对长庆油田三叠系油藏25块不同渗透率岩心(渗透率为0．022～8．057mD,多数小于1mD)进行室内驱替实验,获得实测启动压力梯度。依据考虑启动压力梯度后的一维非达西定律,对实验数据进行回归分析,获得了低渗透岩心的启动压力梯度与地层平均渗透率的幂函数关系式,绘制了启动压力梯度与渗透率关系的双对数坐标理论图版。利用实验得到的回归关系式和求解启动压力梯度的理论图版,结合低渗透油田实际,得到不同生产压差下确定极限注采井距的双对数坐标理论图版,可为低渗透油田开发确定合理井网密度提供理论依据。图3表1参10     

利用生产动态资料求解启动压力梯度

低渗透油藏的渗流不符合达西定律，其明显特点是存在启动压力梯度。为求得该参数，以考虑启动压力梯度的渗流规律和物质平衡原理为基础，推导出利用低渗透油藏注水见效时间和静态参数反演启动压力梯度的公式，并结合安塞低渗透油田的实际资料进行分析，表明反演计算结果与室内实验测量结果相符合，油藏启动压力梯度与渗透率呈现近似双曲函数关系，验证了本文方法的合理性与可靠性。     

低渗透油藏渗透率及启动压力梯度应力敏感性分析

为了研究低渗透油藏在开发过程中伴随的储层物性及流体渗流参数变化规律,基于岩心堆积模型分形理论及材料力学原理,结合低渗透油藏非线性渗流特征,建立低渗透储层渗透率及启动压力梯度应力敏感理论计算模型,定量分析岩石力学参数对储层应力敏感性的影响,并通过理论模型计算结果与实验数据对比分析,验证应力敏感模型的有效性。研究结果表明:随着有效应力增加,渗透率呈下降趋势,而启动压力梯度呈上升趋势,且在有效应力作用下的正则化渗透率与启动压力梯度满足较好的乘幂关系;渗透率及启动压力梯度应力敏感性与岩石力学性质密切相关,岩石杨氏模量越大,渗透率及启动压力梯度应力敏感程度越弱,同一弹性模量的岩石泊松比越小,渗透率及启动压力梯度应力敏感程度越强;该模型可准确预测渗透率及启动压力梯度的应力敏感性,从而为低渗透油藏渗流规律研究及产能方案制定提供理论支撑。     

鄯善油田油水渗流规律研究

选取鄯善油田天然岩心进行油水启动压力梯度测定和水驱油实验,绘制了油水单相渗流曲线、油水启动压力梯度与空气渗透率的关系曲线和油水相对渗透率曲线。将油水相对渗透率曲线和标准相对渗透率曲线进行了比较,得出了低渗透储层油水两相渗流的特征。应用油水相对渗透率曲线,结合油藏工程方法和生产实际,分析得到了低渗透油田注水开发的基本生产...     

一种求解低渗透油藏启动压力梯度的新方法

由于存在启动压力梯度，低渗透油层中流体渗流不遵循达西定律，属于非线性渗流。对长庆西峰油田不同渗透率岩心进行室内驱替实验，改变岩心两端压差测量流体通过岩心的流速，求得“压差-流量”关系曲线并进行回归，二次多项式拟合相关系数较高，为此，将渗流速度表示为驱动压力梯度的二次多项式，与考虑启动压力梯度的理论渗流速度公式结合，即得到求解低渗透油藏启动压力梯度的数学模型。由该模型分析，启动压力梯度的主要影响因素是驱动压力梯度和流体的流度，启动压力梯度与前者成正比关系，与后者成反比关系。利用启动压力梯度可以计算低渗透油藏非线性渗流条件下油井产量、极限注采井距等。图5表1参12     

特低渗砂岩气藏不同原生水下渗流特征研究

通过对鄂尔多斯盆地大牛地气田低渗透砂岩气藏含水岩心的实验室研究,得出:含水岩心由于存在水膜封闭小孔喉而使启动压力梯度明显;随着含水饱和度的增大,气体渗流特征曲线逐渐向压力梯度轴靠拢;气体流速只有在压力梯度达到一定值后才明显增大。对同一含水岩心,启动压力梯度随含水饱和度增加而增大,两者之间为明显的线性关系;岩心渗透率越低,在相同的含水饱和度下,启动压力梯度值越大。传统的二项式产能方程不再适用该类气藏产能分析。在进行井网部署时候,应当把压力传播的最大距离的二倍作为合理井距。     

严重非均质油藏启动压力梯度变化趋势研究

由于严重非均质油藏层间渗透率级差大，各层的启动压力差别很大，注水开发后矛盾十分突出。针对这类油藏的特点，利用胡状集岩心开展启动压力梯度实验，研究了不同渗透率下启动压力梯度随物性、压力的变化关系。结果表明，随岩心渗透率降低，启动压力梯度上升。随地层压力的增大，启动压力增大，但地层压力与启动压力的差值在减小。因此，对注水矛盾突出的严重非均质油藏，应根据启动压力梯度的变化规律，科学地进行调剖、调配措施，合理地指导油田开发。     

低渗油藏束缚水下油相启动压力梯度分析

低渗油藏流体渗流具有一定的启动压力梯度,但目前对启动压力梯度的确定方法不一,且主要考虑的是单相流体（如单相油）的启动压力梯度.文中则通过室内物理模拟实验测试单相水、单相油以及束缚水下的油相流动启动压力梯度.结果表明：通过驱替实验数据回归得到的最小启动压力梯度比直接测得的要小得多,更贴近现场实际;最小启动压力梯度与渗透率呈较好的幂函数负相关关系,即随着渗透率增加,启动压力梯度逐渐减小;渗透率相同时,单相油的启动压力梯度要大于单相水,而束缚水下的油相启动压力梯度要明显大于单相油和单相水.对油井产能来说,在注采井距确定和油藏数值模拟中,应考虑束缚水下的油相启动压力而非单相油.研究结果对低渗—特低渗油藏渗流理论研究具有重要意义.     

低渗透气藏非达西渗流三项式产能方程的建立

低渗透气藏由于存在启动压力梯度,气体的渗流不再符合达西定律。考虑启动压力梯度影响,从气体多孔介质渗流力学理论出发,基于低渗透气藏非达西低速稳定渗流微分方程,建立了考虑启动压力梯度影响的低渗透气藏三项式产能方程,并提出了求解方法。通过某气藏的实际资料计算结果表明提出的方法切实可行,计算结果可靠。     

超低渗储层单相油渗流特征试验研究

对长庆油田H区块长6超低渗储层岩心的单相油渗流试验的研究表明,流体在低速渗流时,非线性渗流特征明显,存在启动压力梯度;发生非线性流的渗流速度为0.136m/d。提出了一种新的低速非线性渗流的数学表达方式,能较好地拟合本次试验数据,相关系数大于0.99。从该方程得到的启动压力梯度值与相关文献同类岩心的启动压力梯度值接近,弥补了非线性渗流规律的一般性数学表达方式的不足。     

低渗透岩心中油水两相渗流启动压力梯度试验

低渗透储层的孔隙变尺度和微尺度效应使得其中流体流动更加复杂化,主要表现为非线性渗流特征和存在启动压力梯度。对胜利油田桩74断块东营组油层26块低渗透岩心进行室内渗流试验,分别测定了岩心油单相和油水两相的启动压力梯度,结果表明,在油单相渗流过程中,随着流度增大,启动压力梯度逐渐减小,当驱替流体流度增大到一定值后变化平稳,油层流度对启动压力梯度的大小影响非常显著;不同初始含水饱和度的两相最小启动压力梯度与流度均呈幂指数关系;随含水饱和度的增加,启动压力梯度逐渐减小。通过对油水混合流体黏度进行饱和度加权,建立了统一的启动压力梯度试验模型,模型适用于单相和油水两相流渗流,具有较好的自适应性。     

表面活性剂对超低渗透油藏渗流特征的影响

针对超低渗透岩心,通过宏观驱替实验研究不同界面张力的表面活性剂对单相启动压力、油水两相启动压力、相对渗透率曲线、降压效果及提高采收率效果的影响,分析表面活性剂对超低渗透油藏渗流规律的影响。研究结果表明,随驱替液界面张力的降低,单相启动压力明显降低。油水两相启动压力实验中,在油水两相相同流速比下,随界面张力的降低,油水两相启动压力梯度逐渐降低,含水饱和度逐渐增大。从束缚水饱和度到残余油饱和度,随含水饱和度的增加,油水两相启动压力梯度先缓慢下降,后迅速下降。相渗曲线实验中,随表面活性剂质量分数的增加,油水两相渗流区增大,油相相对渗透率增大,残余油下水相相对渗透率增加,残余油饱和度降低,油气采收率升高,水相(端点以内)渗透率基本没有变化。表面活性剂段塞驱替实验中,岩心一次水驱后,注入表面活性剂可明显降低超低渗透岩心的注入压力、提高岩心采收率,且油水界面张力越低,降压效果越好,提高采收率幅度越大。     

低渗气藏启动压力梯度研究与分析

在低渗透气藏中,气体渗流是否存在启动压力梯度以及启动压力梯度存在条件一直是石油工作者研究和争论的焦点之一。通过一系列实验,研究了低渗透气藏中气体渗流存在启动压力梯度的条件,获得了气藏有效渗透率大于0.1×10-3μm2或束缚水饱和度低于20%时,不存在启动压力梯度;并定量化了启动压力梯度与束缚水饱和度之间的关系。     

确定低渗透储层启动压力梯度的新方法

低渗透储层中流体渗流与中高渗储层相比最主要的特征是存在启动压力梯度。启动压力梯度目前大多采用岩心实验来测定,另外也可通过理论模型计算、数值模拟、试井分析等方法加以确定,但这些方法都是单纯地从静态角度予以考虑,离开了实际生产资料的矫正与检验,因此,得到的结果与实际启动压力梯度往往有较大出入。根据渗流理论和启动压力梯度规律,利用稳态逐次替换法,推导出了低渗透储层注水见效时间的预测公式。在此基础上,得到了根据低渗透储层注水见效时间计算启动压力梯度的表达式。实例计算表明,该方法得到的启动压力梯度是可信的,准确的,这为低渗透储层启动压力梯度的求取提供了一种新的方法。     

基于致密砂岩气藏初始含水饱和度的水锁伤害评价

针对现有的水锁伤害评价方法不适用于致密气藏岩心的现状,建立了基于初始含水饱和度情况下的抽真空饱和水锁伤害评价方法,完成一种塔里木油田聚磺钻井液滤液对岩心的水锁伤害实验,并通过使用气测渗透率的方法,测定污染前后岩心的渗透率变化,计算钻井液滤液对岩心的水锁伤害程度的方法。该实验方法可以对比初始含水饱和度条件下岩心的气体渗透率和束缚水饱和度条件下的气体渗透率变化情况,相对于常规方法更加符合气藏的实际状况。实验过程中,设计了致密砂岩气藏较低初始含水饱和度的建立方法。另外,开展实验评价了抽真空饱和时间、气驱返排时间、气驱流速等对抽真空饱和法的影响。用建立的实验方法测定了塔里木油田聚磺钻井液滤液对致密岩心的水锁伤害程度为54.83%~72.73%。