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《大庆石油地质与开发》2014,(3)
二元复合体系相对渗透率曲线在测定上主要存在两方面困难,首先聚合物在孔隙中会发生吸附和滞留现象,使得溶液有效黏度降低;其次二元体系具有乳化作用,计量精度较差。采用稳态法测定了相同渗透率贝雷岩心中水、聚合物和二元复合体系的相对渗透率曲线及不同渗透率贝雷岩心中二元复合体系的相对渗透率曲线。结果表明:高渗透率岩心的水相渗透率上升幅度比低渗透岩心快,高渗透率岩心内的残余油饱和度明显比低渗透率岩心低,说明高渗透率岩心的驱油效果更好;二元复合驱相对渗透率曲线比水驱、聚合物驱相对渗透率曲线的两相跨度都大,右端点更偏右,岩心内部的残余油饱和度更低,说明二元复合驱比水驱和聚合物驱驱油效果更好、采出程度更高。研究结果可准确预测采油速度、最终采收率、含水率,判断油藏润湿性,提供油藏数值模拟参数。 相似文献
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低渗油藏油水相对渗透率非稳态计算方法 总被引:3,自引:3,他引:0
低渗透油藏有效开发是我国今后提高原油产量的重要潜力措施之一.相对渗透率曲线作为油藏数值模拟、油藏开发方案设计中的重要基础数据,在引入动态变化的油水两相启动压力梯度(SPG)后,分析了水驱低渗透岩心的分流量方程特征,在此基础之上推导了低渗透岩心水驱油相对渗透率的算法.结果表明水相的相对渗透率包含了油水两相启动压力梯度的影响,油相的相对渗透率算法的形式和传统的JBN方法的形式一致,然而形式一样却不表示计算结果也一样.算例表明新算法得到的低渗透岩心水驱油相对渗透率要比传统JBN方法的值要大. 相似文献
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非稳态法水驱气相对渗透率曲线实验 总被引:6,自引:0,他引:6
水驱气相对渗透率曲线在带边、底状气藏开发动态分析和数据模拟中是一项不可缺少的参数资料,该曲线通常用气藏的真实岩心在实验室中用稳定法测试而获得,比较费时。为此,根据地下水动力学原理推导了利用实验测定数据计算水驱气相对渗透率的公式,并设计了一套回压装置进行非稳态水驱气相对渗透率测这的新方法,用某气藏的真实岩心在该装置上进行水驱气相渗透率曲线的测定,其结果和用稳定法测定的结果比较吻合,证明了所建立的非稳定法测试装置和计算公式是可行的,突破了水驱气相对渗透率曲线只能用稳定法的传统方法,使气水相对渗透率的测定具有快速、准确的特点。 相似文献
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低渗透油气藏在钻完井过程中易受到损害且难以解除,而利用传统的稳态驱替法评价低渗透储层损害存在适用性差及实验效率低等技术局限。为此,基于压力脉冲衰减法基本原理,分析了上游压力衰减规律及其与岩心渗透率的关系,以岩心损害前后压力脉冲衰减时间为评价指标,建立了适用于低渗透储层损害评价的实验设备与方法,并利用渤海湾盆地渤中凹陷深部低渗透砂岩岩心,开展了室温和150℃高温条件下的敏感性实验。研究结果表明:(1)当实验条件一定时,压力衰减时间仅与岩心的渗透率有关,压力脉冲衰减法可在无需计算渗透率的情况下对低渗透岩心的损害程度进行评价;(2)实验设备组成简单且操作便捷,避免了复杂的渗透率计算及其带来的误差,实验所需时间远低于常规的稳态法且可重复性良好,在低渗透气藏、特低渗透及超低渗透油藏具有很好的适用性;(3)高温环境明显加剧了储层的敏感性损害,深部高温储层损害特征及技术对策研究需要充分考虑高温的影响。结论认为,该认识解决了传统低渗透储层敏感性评价方法适用性差的难题,为高温低渗透储层保护技术对策研究提供了实验方法支撑和理论依据。 相似文献
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在油藏注气开发中常伴随油、气、水三相渗流现象,为深入研究油、气、水三相在多孔介质中的渗流特征,需对三相相对渗透率曲线进行测定。采用稳态模拟方法,通过引入阿尔奇公式,建立基于电阻率原理和在线CT扫描相结合的实验方法,分别对不同润湿性岩心中气驱转水驱的IDD饱和历程和水驱转气驱的DDI饱和历程下的油、气、水三相相对渗透率进行测定。结果表明:在水湿岩心中,除水相渗透率是自身含水饱和度的函数外,其他两相渗透率还受除自身饱和度外其他两相饱和度的影响;在油湿岩心中,油、气、水三相的等渗线都是凸向100%自身饱和度顶点的曲线,饱和历程的差异对油、气、水三相等渗线有不同程度的影响。 相似文献
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《石油勘探与开发》2021,(4)
以鄂尔多斯盆地低渗透、特低渗透和超低渗透储集层岩心为研究对象,通过岩心微观可视化水驱油实验和柱塞岩心水驱油核磁共振实验,揭示不同类型储集层水驱油过程中原油赋存状态、动用特征以及剩余油分布,分析孔隙结构和驱替压力对水驱油效率的影响。研究表明,在束缚水状态下,低渗透储集层岩心中原油主要赋存于中—大孔隙,而小孔隙和中等孔隙是特低渗透储集层和超低渗透储集层岩心中原油的主要分布空间。水驱油过程中,3类储集层岩心优先动用中—大孔隙中的原油;随着储集层岩心渗透率的逐渐降低,水驱前缘依次表现出均匀驱替、网状驱替和指状驱替,且驱油效率依次降低。水驱油结束后,低渗透储集层岩心中剩余油主要分布于中等孔隙,且以膜状和角状的分散相为主;特低渗透和超低渗透储集层岩心中剩余油主要分布于小孔隙,且以分散相和绕流形成的连续相为主。低渗透岩心具有较高的稳定驱油效率,特低渗透和超低渗透岩心驱油效率较低,且随着驱替压力的增加表现出一定程度的增加。图14表1参38 相似文献
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疏松砂岩油藏冷冻岩心与常规岩心相渗曲线研究 总被引:1,自引:0,他引:1
为了更好地评价疏松砂岩油藏的水驱开发特点,针对实际油藏地质和流体性质特征,用室内水驱油非稳态法,研究近似油藏条件下冷冻岩心与常规岩心的油水相渗曲线,并进行对比分析。在数据处理过程中,利用JBN经验公式法进行计算,采用对数函数对其进行拟合与回归,最后绘出油水相渗曲线,并作为判断水驱效果的依据。结果表明,水驱后冷冻岩心的残余油饱和度平均为29%,残余油饱和度对应的水相相对渗透率为0.32,驱油效率平均为52%;常规岩心的残余油饱和度平均为30%,残余油饱和度对应的水相相对渗透率为0.30,驱油效率平均为52%。同一含水饱和度所对应的冷冻岩心,其水相相对渗透率高于常规岩心所对应的水相相对渗透率,但常规岩心见水时间早于冷冻岩心,且含水上升较快。冷冻岩心的最终水驱油效率和无水采收率均高于常规岩心。 相似文献
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针对目前有关特低渗油藏相对渗透率曲线研究较少的现状,通过岩心流动实验,得到不同温度条件下特低渗岩心的油水相对渗透率曲线,将其与中渗油藏的相渗曲线进行对比,并对其相渗曲线的特征值进行了定量描述。对比分析得出:相对中渗岩心,特低渗岩心的相渗曲线有整体向左移动的趋势,残余油饱和度较高,且该饱和度对应的水相相对渗透率很低,岩心的水驱最终采收率较低;随着温度的升高,特低渗岩心的束缚水饱和度逐渐升高,油水同流区变宽,等渗点饱和度右移.残余油饱和度相应减小.岩心的水驱最终采收率增大。 相似文献
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M. M. I. Al-Doury 《Petroleum Science and Technology》2013,31(17):1740-1749
Abstract The unit of permeability is Darcy, md, or unit of area. The symbol used to represent it is k, and the symbol K is used to represent mobility. Many references including some textbooks in soil mechanics contain confusion between these two terms, that is, hydraulic permeability K is used to refer to permeability k. In these books the term hydraulic permeability or coefficient of permeability is used to refer to mobility. Moreover, the symbols k and K are used in a contrary manner. Also, there is an error in the unit of hydraulic permeability. This work is a trial to clarify and correct this error. 相似文献
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低渗、特低渗油层试油技术 总被引:2,自引:0,他引:2
针对陕北中生界地层地质特点,运用理论研究与数理统计相结合的方法,通过1995、1996两年90多口井、180多层的试油和210余井次的压裂实践检验,摸索出了一套适合陕北中生界延长统低渗透地层试油的选井选层原则、不同油藏类型的射孔方式、打开程度以及压裂改造模式,形成了一套比较适合该地区地层地质特点的试油技术,取得了显著的勘探效果,为低渗透油田试油的选井选层和压裂改造提出了新的途径和方法,具有很强的实用性和借鉴性。同时也为其它低渗透油气田的勘探开发提供了一些可供借鉴的方法和经验。 相似文献
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相对渗透率是描述孔隙介质多相渗流的重要参数.用JBN方法计算忽略了毛管压力.且研究表明,低渗介质中的流体流动并不遵循达西定律,在渗流过程中存在启动压力梯度,随着油藏的开采,储层应力敏感增强,启动压力梯度和应力敏感对油藏的影响都不容忽视.因此,传统JBN方法获得相对渗透率曲线的方法与实际有一定差异.在传统方法基础上,导出... 相似文献
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地层压力保持水平对低渗透油藏渗透率的影响 总被引:1,自引:0,他引:1
低渗透油藏岩性致密、渗流阻力大、压力传导能力差,地层压力下降会对渗透率造成部分不可逆伤害而影响油井产能。通过室内流动试验模拟地层压力的升降过程,基于原始地层压力下的油藏渗透率,研究了不同地层压力保持水平下渗透率的保留程度;借助压汞、核磁共振、岩石力学等试验手段,对地层压力升降过程中渗透率的变化机理进行了分析。认识到地层压力下降对渗透率的伤害程度取决于岩石的初始渗透率、地层压力初次回升时机和地层压力升降次数等三个主要因素;明确了岩石的弹塑性变形是导致孔喉平均半径减小、渗透率下降的根本原因,其中塑性变形是造成渗透率不能完全恢复的主因;提出了岩石初始渗透率越低,越应及早注水保持地层压力开采的观点。 相似文献