高渗储层特高含水期渗流规律实验模拟及流场表征

以孤东油田七区西馆陶组Ng63+4砂层组地质特征为基础,设计二维平面物理模型进行水驱实验,组建压力、饱和度全程同时实时监测系统,并以绘制场图的形式表征模型内部压力及含水饱和度分布,系统地揭示了含水上升规律与压力、饱和度分布之间的关系。基于驱替过程中模型内部压力及含水饱和度分布的变化规律,推导出油水两相的速度分布及流线,通过调整注采关系改变流线,研究特高含水期供给边界及压力梯度的改变对储层油水两相饱和度分布的影响。建立质点迁移模型计算平面模型内部含水饱和度分布,并将预测值与实验测量值对比,认为长期注水冲刷及压力波动会导致储层的孔渗性及润湿性改变,进而导致油水两相相渗曲线改变。通过修正相渗曲线,预测得出与实验测量结论具有高相似度的含水饱和度分布,为高渗油藏特高含水期剩余油分布预测提供了一套新的思路。     

特高含水期产量递减分析及递减率表征公式

特高含水期产量递减率与产量递减曲线可用于预测可采储量与剩余油可采储量,对特高含水期的开发调整具有重要意义。采用阿尔普斯(Arps)产量递减曲线拟合特高含水期前的产量数据,并预测特高含水期的产量,发现预测结果与实际产量的误差较大、不能描述特高含水期产量递减规律。基于这一问题,从反应油水两相渗流本质的相渗曲线出发,结合油水流动运动方程及稳定状态逐次替换法,推导了特高含水期产量递减率表征,重新认识了特高含水期产量递减规律。研究表明,特高含水期油井产量递减规律为指数递减;由于进入特高含水期后,油相相对渗透率变化率发生了变化;导致基于特高含水期前的产量递减数据拟合的指数递减不能准确预测特高含水期油井产量。在预测特高含水期产量时,需利用特高含水期的产量递减数据进行指数递减曲线拟合。     

特高含水期甲型水驱特征曲线的改进

室内试验和矿场实践表明,现有水驱特征曲线在特高含水期适用性差,出现偏离直线段上翘的现象,影响水驱开发动态的准确预测。为此,提出适用于特高含水期的新型水驱特征曲线。首先提出适用性较强的油水相对渗透率比值与含水饱和度关系表征方程,得到可以充分考虑开发后期上翘现象的新型水驱特征曲线,指出原有水驱特征曲线是新型水驱特征曲线在含水率较低时的一个特例,并提出通过公式转化和线性试差的方法求解新型水驱特征曲线方程中的参数。计算结果表明,新型水驱特征曲线在特高含水期预测开发动态比传统的水驱特征曲线更为准确。     

半封闭边水油藏特高含水期剩余油分布特征

双河油田437块Ⅱ4–6层系是一个典型的半封闭边水油藏,边水活跃,目前油藏进入特高含水期,单元采出程度45.82%,综合含水率高达97.8%。根据储层地质资料,采用协同克里金确定性建模方法建立了双河油田437块Ⅱ4–6层系的三维地质模型。利用三维地质建模成果,结合储层地质特征、地层流体性质以及油藏生产动态资料,采用油藏数值模拟的方法,得出目前双河油田437块Ⅱ4–6层系剩余油的分布特征及剩余油富集区域,为开发方案调整,高含水期剩余油挖潜提供了可靠的依据。     

低渗储层非线性相渗规律研究

矿场试验和实验表明低渗油藏流体渗流不再符合Darcy公式而是存在明显的非线性,这种非线性效应对单相、多相流体的流动均产生影响。从非线性渗流的形成机理出发,利用恒速压汞技术确立低渗储层喉道分布密度函数,在此基础上,根据毛管模型与边界层理论,建立了低渗储层非线性相渗模型,并结合大庆油田某区块进行了分析研究。结果表明,在非线性渗流压力梯度范围内,地层中压力梯度的增加,储层绝对渗透率逐渐增加、水相渗透率逐渐降低,油相渗透率逐渐升高,油井含水率上升速度降低。     

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。     

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%。     

砂砾岩油藏特高含水期储层参数变化规律

以典型的砂砾岩油藏—双河油田为例,运用特高含水期油井密闭取芯、长岩心水驱油实验等室内实验资料,对油层水淹状况变化规律、物性参数变化规律孔隙结构参数变化规律、储层渗流特征变化规律等进行了分析研究;结果发现,随着储层水淹程度加剧,储层物性参数、孔隙结构参数与渗流特征均发生了根本变化,由此认为,油田开发后期调整挖潜对策应相应变化。     

河流-三角洲相储层特高含水期产层特征

胜坨油田广泛发育河流-三角洲相储层,根据特高含水期储层非均质性特征及剩余油分布模式,将其产层分为3种模式:正韵律模式、反韵律模式和均质模式.通过研究不同产层模式生产井的提液效果差异,建立了不同产层模式采油指数与生产压差之间的关系,并从毛管力的角度阐述了不同产层模式的开发特征.研究结果表明,储层物性非均质性和剩余油分布非均质性共同控制了产层的开发特征,受毛管力作用方式的影响,正韵律产层模式层间、层内干扰最为严重,开发效果相对较差;反韵律产层模式层间、层内干扰不明显,适合开展强注强采;均质产层模式是最为理想的产层组合方式.只有将储层物性差异以及剩余油分布差异最小的产层组合在一起才是合理的.     

河68断块特高含水期剩余油分布研究与应用

针对河 68断块复杂的构造、储层、多种油藏类型并存的特点 ,应用了精细三维地震、储层预测、隐蔽油藏描述、油藏数值模拟、开发测井等技术手段 .在找准问题及查清剩余油潜力的基础上 ,重塑注采井网 ,配套运用工艺技术 ,使断块预测采收率由治理前的 32 .4%提高到 45 .3% .对同类高含水复杂断块提高采收率有一定的参考价值     

封闭油藏注水开发阶段注采比计算新方法

目前的阶段注采比计算方法只考虑了地层压力或含水率等单个因素的影响,而实际开发中,注采比的大小受
油藏压力、含水率、累积水油比等多因素的影响。针对这一问题,利用累积注水量与累积产油量的半对数关系式,结合
封闭油藏物质平衡方程,推导了阶段注采比与累积产油量、地层压力和含水率的关系式。再利用累积产油量与含水饱
和度的关系式、两种不同相对渗透率与含水饱和度的关系式,推导了两种阶段注采比的计算关系式。最后,实例计算
结果表明：研究的计算方法可用于封闭油藏注水开发的阶段注采比计算与预测。     

一种利用压汞曲线求取页岩相渗曲线的方法

相渗曲线作为评价储层岩石的重要指标,在油气田开发过程中具有重要作用。而页岩孔隙结构复杂,泥质含量高,用常规的稳定渗流方法和非稳定法不能测试得到相渗曲线。本文采用页岩岩心的压汞资料,使用分形维的方法,实现了毛管压力曲线转化为相渗曲线。从而解决了页岩气藏相渗曲线难以得到的问题,对页岩气的开发有重要的意义。     

油田高含水期无效水治理对策研究及效果评价

东部某油田V区块1976年投入开发,目前已经进入了高含水开发后期,综合含水已达到93％以上。经过长期注水开发,储层内部油水分布复杂,水油比逐年升高,注水低效、无效循环问题日趋严重,产量递减逐年加大。为此,近两年将该区块做为治理无效水循环重点试验区,以深化储层认识为工作重心,主要通过发展和完善堵水、调剖主导工艺技术,开展深度大剂量的调剖、堵水先导性试验,优化储层注采结构。总结形成一套适合高含水开发区提高水驱油效率,减少无效水循环的成熟配套技术,提高区块整体开发水平,并为同类油藏深化稳油控水工作提供了借鉴方法。     

莺歌海盆地DF区高温高压带高含水及低含气饱和度天然气藏成因分析

利用超高压流体相态分析系统测定不同温度、压力条件下天然气中凝析水的含量,利用半渗透隔板实验测定不同物性储层样品的最大含气饱和度,结合实际地质资料,分析莺歌海盆地DF区高温高压带气藏中水的来源、气藏较高含水饱和度及较低含气饱和度的原因。结果表明:甲烷气相中凝析水的含量随温度的增高而增加,随压力的增高反而降低,实验最高温度、最高压力条件下(180℃、130 MPa)甲烷气中凝析水的摩尔分数仅占整个气相体系的1.51%,说明高温高压条件下气藏中凝析水含量并不高,高温高压带气藏产出的水主要是孔隙水,凝析水不是主要的;储层含气饱和度主要与储层物性和是否发育隔层有关,储层物性变差,其最大含气饱和度迅速降低,非(或差)渗透性隔层的存在也会使气藏纯气段含气饱和度降低。莺歌海盆地DF区高温高压带天然气藏较高含水及较低含气饱和度的主要原因是低渗储层和隔层发育,而不是高的凝析水含量。     

东胜气田致密砂岩储层渗流机理

致密砂岩气藏渗流阻力大,废弃压力高,采收率低,含水饱和度影响显著,明确致密砂岩储层气体的渗流机理对于气藏的有效开发具有重要意义。选取东胜气田致密砂岩储层样品100余块,开展了孔渗测试及其相互关系与分布特征分析;进行了致密砂岩储层在不同含水饱和度下的气体渗流特征实验,计算了单相气体及不同含水饱和度下气体渗流的滑脱因子;测试了样品在不同驱替压力下的气水两相相对渗透率曲线。实验研究结果表明：东胜气田致密砂岩储层覆压渗透率约为常压下测得的标准渗透率的1/10,且普遍低于0.1 mD,孔隙度偏低;滑脱效应受渗透率、孔隙压力、含水饱和度影响明显;干岩心气体临界流态特征明显,小于0.1 mD岩样渗流特征曲线为线性,大于0.1 mD岩样非线性特征明显;含水饱和度对于渗流特征曲线影响显著,随着含水饱和度增加,气体渗流由气态渗流过渡到液态渗流,气相渗流滑脱效应逐渐变弱;驱替压差对残余水饱和度影响大,控制气藏生产压差,防止大压差驱动储层水,导致气井大量产水。渗流机理研究对于东胜致密砂岩含水气藏的合理、有效开发具有重要的基础理论支撑作用。     

实测相渗透率资料在确定储层水饱和度上限中的应用

首次采用全模拟岩心分析测试技术,在高温高压条件下分别测定了不同地区油、气藏岩心的油相和气相渗透率,结合同一油、气藏岩心的相对渗透率资料分别确定了CZCX T3x4气藏、WODSH8气藏和CZNC Js4油藏产工业气、油的水饱和度上限分别为55%,52%和50%.应用该方法所确定的水饱和度上限值已被生产证实.     

童氏"7.5"的新计算方法及应用

总结了童氏"7.5"的计算方法,并指出各种方法的优缺点。从油水相对渗透率之比与含水饱和度的函数关系出发推导出一种新的计算童氏"7.5"的公式,该方法能够较好地适用于低渗透油藏。通过实例,证实该方法是行之有效的,对低渗透油藏注水开发具有重要的指导意义。     

渤海SZ油田剩余油控制因素及挖潜策略研究

渤海SZ油田经首次加密调整后开发效果大幅提高,但随着油田逐渐进入高含水阶段,剩余油分布日趋复杂,进一步调整和挖潜的难度增大,需要探索新的技术手段和开发策略以实现油田的可持续开发。针对此现状,在三角洲相储层构型理论的指导下,综合利用岩芯、地震、测井等资料,详细刻画了单一成因砂体在垂向及平面的接触关系,并在此基础上分析了储层构型对油水运动的控制作用。结果表明,油田进入高含水期后,层间相带干扰、层内夹层及平面构型单元接触关系是控制剩余油分布的主要因素。为了进一步提高油田开发效果,提出了基于构型单元的层间水平井挖潜策略、基于构型单元的层内水平井挖潜策略、基于构型单元的平面小井距加密策略等,构建了一套海上三角洲相油田综合调整后的剩余油挖潜技术方法,并取得了良好的应用效果。