油藏综合相渗曲线拟合方法

多孔介质中存在多相流体时,其相对渗透率会受到润湿性、岩石结构、流体饱和顺序等因素影响。岩心室内试验得到的单个样品相对渗透率变化规律仅表征了某种孔隙结构下的渗流规律,而储层孔隙结构的非均质性对渗流的影响很难用一块岩样试验结果表达清楚。表征油藏中多个含油小层、以及同一小层不同沉积相带孔隙结构储层油水渗流规律需要综合各样品的试验结果,不同样品在综合过程中所占比重也需要合理分配。利用室内相渗试验、岩心化验分析结果,提出油藏综合相渗曲线渗透率拟合目标值等于油藏的平均渗透率,样品在综合曲线中的权重系数根据孔隙结构分布规律或渗透率分布规律确定,并给出了拟合油藏综合相渗曲线具体方法及步骤。     

储层相对渗透率评价方法

确定相对渗透率的方法有实验法(稳态法和非稳态法)、毛管压力法和矿场资料计算法等.对储层渗透率的处理,先由实验得到各块岩心的相对渗透率曲线,然后对曲线归一化再应用于油藏开发设计,归一化的曲线可更准确地反映特定储层的流体渗流特征.相渗曲线大致可以分为5类:水相上凹型(标准型)、水相直线型(直线型)、水相下凹型(弓型)、水相上凸型(驼峰型)、水相靠椅型(直线型和弓型的过渡型),每种曲线对应储集层储集渗流特性不同.相对渗透率曲线是油藏开发中重要资料之一,充分认识油水相对渗透率的确定方法、曲线形态分类、形态变化的影响因素以及相对渗透率曲线的实际应用,对油藏更合理开发具有重要指导意义.     

特低渗碳酸盐储层驱油效率影响因素

1.引言 储层岩石中多相流体渗流特征反映了液体与孔隙介质之间相互作用，它是岩石、流体物性及孔隙介质与流体之间各种作用力综合反映，它影响驱油效率、油水相对渗透率，进而决定了在补充地层能量情况下进行油藏开发的效果。驱油效率在一定程度上反映了油层的采收率，它除了与驱油试验过程中所选择的实验参数（如驱替介质、驱替速度、束缚水饱和度、油水粘度比等因素）有关外，还与孔隙度、渗透率、孔隙类型、岩性、孔喉结构等储层特征参数有关。     

粘弹型和幂律型驱油剂的等效渗透率

以扩张-收缩和收缩-扩张流道模拟油藏中的孔喉,以流道尺寸服从同一和不同分布的二维随机变截面微管束模拟油藏中均质和非均质孔隙介质,采用数值方法对比考察了粘弹型和幂律型驱油剂在单个孔喉和二维随机变截面微管束模型中的流动特性.建立了驱油剂在变截面微管束中流量与压降的关系式,结合达西定律,得到了等效渗透率的表达式,并以该参数作为评价驱油剂在地层孔隙介质中渗流能力的重要指标.结果表明,粘弹型驱油剂在孔隙介质中的渗流能力随着粘弹性、平均孔隙尺寸、孔隙介质非均质性程度及日注入量的增加而降低.幂律型驱油剂的渗流能力与日注入量无关,而只是幂指数与孔隙结构的函数.其渗流能力随着幂指数的减小而增大,平均孔隙尺寸和孔隙介质的非均质性程度越小,其渗流能力越高.     

页岩油藏表观液体渗透率的分形表征方法

表观液体渗透率是研究页岩油藏有效渗流能力的重要参数,明确负滑移长度对表观液体渗透率的影响对认识页岩油藏渗流能力具有重要意义。在多孔介质分形理论的基础上,建立页岩油藏表观液体渗透率模型。新建立的页岩油藏表观液体渗透率模型可综合反映储层孔隙结构、孔隙度、迂曲度和孔隙半径及负滑移长度的影响。理论分析结果表明：负滑移长度越大,流体在微纳米管中的平均渗流速度越小;孔隙半径越大,负滑移长度对渗流速度的影响越小。表观液体渗透率与达西渗透率之比随负滑移长度的增加而减小;表观液体渗透率随孔隙分形维数的增加而增大,随迂曲度的增大而减小。表观液体渗透率模型的预测结果表明,滑移效应引起的渗透率损失为8.6%。     

考虑应力敏感超低渗油藏油水相对渗透率的计算

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...     

界面分子力作用与渗透率的关系及其对渗流的影响

将界面化学理论和渗流物理理论相结合，在毛细管模型与单分子层作用模型的基础上，推导出了固液界面分子力作用与多孔介质的渗透率或孔隙半径的近似关系式，并设计和进行了岩心流动对比实验。结果表明：在低渗透多孔介质中，液体渗流为非达西类型，渗流曲线特征为凹形曲线至直线，存在（拟）启动压力梯度；非达西特征取决于多孔介质的渗透率和流体性质；固液界面分子力作用随多孔介质的渗透率或孔隙半径增大而单调递减。在低渗透多孔介质中，固液界面分子力对液体渗流的影响较大，且为渗流具有非达西特征的主要原因；而在较高渗透率多孔介质中，它对渗流的影响可以忽略，液体渗流为达西类型。综述了非达西渗流应用研究现状。图２表１参１１（陈志宏摘）     

四川盆地须家河组低渗透气层渗透率模型的建立

四川盆地上三叠统须家河组发育大量低渗透气层,不同层位孔渗关系不同,常规建模方法得到的渗透率不能代表储层真实情况,这给储层评价带来了困难。为了建立适合低渗透气层的渗透率模型,从反映孔隙结构的毛细管压力资料出发,通过对Thomeer模型的求解,找到了有效渗流孔隙与无效渗流孔隙分界点。该点反映了控制流体流动的主孔隙系统,代表了非润湿相完全占据有效孔隙空间时的状态。将岩心渗透率与该点交会,分层段建立了反映孔隙结构的渗透率模型。将新模型应用于实际储层进行检验,结果表明新模型精度较高,值得推广。     

多尺度孔隙介质视渗透率模型

为研究页岩气在多尺度孔隙介质中的渗流率表征,以及分析各种流动状态对渗透率的贡献。基于页岩储层孔径分布特征,利用Kundsen数对流动状态进行划分,建立气体分子在多孔介质中的渗透率理论计算模型,分析了孔隙流体压力与渗透率的关系以及不同流动状态对渗透率的贡献。模型研究表明:多孔介质渗透率受气体达西流、滑脱流、Fick扩散流、过渡扩散流及Kundsen扩散流的影响;气体流动状态受流体压力和孔径分布决定,流体压力降低导致气体在多孔介质中的流动状态发生改变;随着储层流体压力降低,过渡扩散流对渗透率贡献增加,页岩储层渗透率增大。储层流体压力低于1 MPa时,Kundsen扩散流对渗透率贡献逐渐增大,渗透率迅速增加。     

中东地区高孔隙度低渗透率碳酸盐岩储层测井评价技术

中东地区某油田属于裂缝-孔隙型碳酸盐岩油藏,与中国常规的碳酸盐岩储层相比,该类储层具有高孔隙度、低基质渗透率、低电阻率、储层孔隙结构复杂、孔隙类型多、非均质性强及测井响应复杂等特点,使得该类储层在裂缝识别、储层参数计算和流体性质判别等方面遇到了许多问题和困难。针对该油田高孔隙度低渗透率裂缝-孔隙型碳酸盐岩油藏测井评价中存在的问题、难点,以及中国碳酸盐岩储层测井评价中存在的一些不足,通过岩心分析、薄片资料、岩石物理实验和现场应用等资料相结合进行深入的研究,开展裂缝-孔隙型碳酸盐岩储层定性、定量评价方法和理论的研究,建立一套较为完善的高孔隙度低渗透率碳酸盐岩储层测井评价方法。     

钻遇大型溶洞的油井参数及储层参数动态评价方法

缝洞型碳酸盐岩油藏储集体类型多样,大型溶洞、溶孔及多尺度裂缝发育,储集体形态不规则、尺度差异大、连通性差,储层非均质性极强。大型溶洞是主要的储集空间,裂缝主要为渗流通道,油水分布复杂。目前基于地震资料解释的缝洞型储集体静态雕刻方法对油井地质储量评价的误差较大,且该静态方法无法评价其他油井参数和储层参数。利用油井实际生产数据,基于产量不稳定分析方法,提出了一种运用动态数据评价油井动态储量及其他储层参数和油井参数的新方法,即：将大尺度溶洞储集体模型视为大型溶洞与周围小尺度孔洞缝组成的多重介质复合模型,大型溶洞内的流体流动等效为自由流,周围复杂小尺度孔洞缝内流体流动等效为达西渗流,进而建立渗流-自由流耦合数学模型;通过求解获得缝洞体中油井的产量不稳定分析曲线,并进行各参数的敏感性分析。同时,经过规整化处理,构建归一化的Blasingame典型曲线图版,并通过图版的拟合最终建立储集体油井参数和储层参数的评价方法和流程。通过塔里木油田现场实际应用,验证了方法的可靠性和实用性,获得的储集体各项参数可评价油井生产动态及指导油藏下一步的合理开发部署。     

低渗透油藏注采动态连通性评价方法

井间动态连通性是油藏动态分析的重要内容之一。以多元线性回归法建立的井间动态连通性模型适用对象主要为中高渗透油藏,目前对低渗透油藏井间动态连通性的研究甚少。低渗透油藏孔喉细微,孔隙结构和流体分布复杂,渗流存在启动压力梯度,渗流规律与中高渗透油藏有很大差异。文中以油藏地质参数和油水井生产动态数据为基础,将启动压力梯度引入低渗透油藏油井产量计算,同时利用非线性扩散系数对注水信号在低渗透油藏传播存在的时滞性和衰减性作了降噪处理,从而使模型反演的连通系数更符合于低渗透油藏特征。实例计算所得连通系数反映的井间动态连通性与生产动态特征吻合较好。     

低渗透砂岩油藏地球化学-测井综合评价--以商河油田基山砂岩油藏为例

低渗透砂岩油藏因其孔隙结构复杂，利用常规方法进行油水层识别和储层评价难度较大。地球化学技术可以直接分析储层样品的流体特征，测井技术特别是核磁共振测井能够提供更为丰富的储层响应特征。以商河油田基山砂岩油藏为例，介绍了以地质为主线，地球化学与地球物理测井相结合，从孔隙结构入手，利用多种资料和手段进行综合研究、评价低渗透砂岩油藏的方法，并在基山砂岩油藏储层的实际评价中取得了较好的效果。     

松辽盆地大情字井地区高台子油层储集层孔隙结构的微观特征

岩石孔隙结构特征是影响储层流体(油、气、水)的储集能力和开采油气资源的主要因素,因此明确储集层岩石的孔隙结构特征是充分发挥油气产能和提高油气采收率的关键。根据岩心分析、铸体薄片和岩石图像分析方法,尤其是运用了激光扫描共聚焦显微镜三维图像分析方法,对大情字井地区白垩系下统青山口组高台子油层低渗透孔隙结构进行了综合研究,重点讨论了孔隙度和渗透率的关系、孔隙结构对渗透率的影响以及影响储层储集性的因素。     

低渗透油藏的数值模拟——以大芦湖油田樊124区块为例

低渗透油藏的数值模拟比常规油藏更具复杂性:一是储层非均质现象严重,难以建立可靠真实的地质模型;二是大部分油井的自然产能较低,一般经压裂改造才能投产,压裂后的油藏参数尤其是渗透率会有很大的改变;三是由于泥浆漏失或水基泥浆的滤液侵入地层,导致地层污染严重,由此会引起表皮效应。低渗透油藏的这些特征对成功的油藏数模是个挑战。本文以樊124区块为例,阐述了如何利用地震、地质、测井解释成果,结合油藏的开发动态,建立低渗透油藏的油藏模型。     

2-D智能纳米黑卡在低渗透油藏中的驱油性能评价*

针对低渗透油藏渗透性差、孔喉狭小和岩层致密等特点,研制了片状2-D智能纳米黑卡驱油体系。研究了2-D智能纳米黑卡的微观结构、润湿性、界面性质、稳定性、乳化降黏性,通过一维岩心驱替实验考察了岩心渗透率、纳米黑卡浓度以及原油黏度对2-D智能纳米黑卡溶液驱油效果的影响。研究结果表明,纳米黑卡尺寸约为60 nm×80 nm×1.2 nm,其与油水界面形成"面-面"接触,界面作用极强。纳米黑卡比表面积大,能在水相中均匀分散,可发挥润湿反转、乳化降黏、降低界面张力、降压增注等多重功效。岩心驱替实验结果表明,岩心渗透率、纳米黑卡浓度和原油黏度对驱油效果均有影响。在岩心渗透率为25×10^-3μm^2、纳米黑卡加量为0.005%和原油黏度为25 mPa·s时,2-D智能纳米黑卡溶液的驱油效果较好,原油采收率增幅为18.10%。片状2-D智能纳米黑卡可充分发挥"智能找油"功能,适用于低渗透油藏提高驱油效率。图10表2参28。     

低渗透砂岩储集层油藏评价一体化研究方法及应用

随着陆上油田开发难度的不断增大，传统单一的油藏勘探开发方法已经不能满足日益复杂的油藏情况。鄂尔多斯盆地某油田长6^3。油层组属于典型的陆相成因的油气储集层，具有非均质性强、储集层物性差、储量丰度低的特点。介绍了现代油藏描述和油藏数值模拟技术一体化研究思想，针对研究目的层组的地质特征，首先应用随机建模技术建立精细油藏地质模型，并应用网格粗化技术将精细地质模型粗化到油藏数值模拟器能接受的数值模型，最后通过数值模拟中的历史拟合、参数调整步骤，完善地质模型，优化油藏地质认识。生产实际表明，通过一体化技术进行复杂油藏研究能较好解决石油地质研究和油藏工程的衔接问题，能从动态和静态角度研究油藏，为油藏开发的动态预测和方案优化奠定了基础。图5表1参17     

致密油储层大孔区间孔隙度计算渗透率方法

松辽盆地长垣南地区扶余致密油储层已经成为大庆油田持续稳产较为现实的勘探突破目标。 渗透率作为判断致密油“甜点”的重要参数,其准确计算已成为致密油“七性”（岩性、物性、含油性、电性、脆性、烃源岩特性和地应力各向异性）参数评价和勘探开发部署的关键技术。 通过分析几种常用的测井计算 渗透率方法在致密油储层中的不适用性,应用压汞和核磁共振实验资料,明确了不同大小孔径分布与渗透率的关系,利用大孔区间孔隙度对储层渗透率贡献较大的特点,形成了一种应用大孔区间孔隙度计算渗透率的方法,提高了致密油储层测井计算渗透率的精度,为致密油藏的准确评价奠定了基础。     

特低渗透砂岩储层敏感性评价与酸化增产液研制

酸化是特低渗透砂岩油藏的重要增产措施,若酸液体系使用不当,会对储层造成敏感性伤害。为此,以吐哈盆地鄯善油田三间房组砂岩储层为例,通过XRD衍射分析、扫描电镜、储层敏感性评价实验及现场资料整理等方法,研究储层敏感性特征及损害机理,并研发一种酸化增产液,该酸化增产液可与土酸组合使用,提高酸化效果。研究表明:三间房组储层岩石类型以长石岩屑砂岩为主,黏土矿物以高岭石和蒙脱石为主,属于高黏土矿物储层;储层物性整体表现为低孔特低渗特征,原油为轻质原油,油藏为正常地层压力的未饱和油藏;储层具有中等偏弱速敏、碱敏、水敏、盐敏以及弱酸敏特性;增产液与土酸组合酸液体系可溶蚀大孔隙、微孔隙等多种尺度孔隙后形成孔隙网络系统,可使目标储层岩心渗透率最大提高至原有渗透率的2.68倍。现场应用效果显著,与酸化前相比,平均单井日产油量增加1.29 t/d。研究成果可为特低渗砂岩油藏酸化增产提供技术支持。     

英买7-9井区下第三系地震储层横向预测

储层横向预测是在少数钻井条件下,主要利用地震资料结合测井及地质信息对储层进行早期研究的投入少、见效快的方法。本文利用二维及三维地震资料对英买7─9井区下第三系底砂岩的储层分布特征、储层厚度、孔隙度、渗透率及含油饱和度进行了预测,取得了良好的效果。地震储层预测的关键是层位的精细标定及制作PIVT剖面。