动电效应在生产测井中的应用方法研究

油田生产开发过程中动电效应普遍存在,其中的流动电位效应往往对自然电位及电阻率测井产生干扰作用。国外现场实验结果表明,通过井下电极能够获得由不稳定压力引起的电位异常信号,该信号与压力有很好的相关性,有助于提高裂缝流动的识别和近井含水饱和度的评价。根据耦合流动的基本原理,建立了均质地层生产井井底电位随压力的变化关系,并根据文献中岩石的电学性质,计算了电位信号随含水饱和度的变化。结果显示结合动电效应的生产测试方法具有提高井底附近储层及流体性质识别的潜力。     

考虑动边界影响的低渗透油藏反九点水力压裂注采井网数值模拟研究

考虑低渗透地层中因启动压力梯度存在而产生动边界的影响,利用CMG三维三相黑油油藏数值模拟器对开发低渗透油藏的正方形反九点水力压裂注采井网进行了精确的数值模拟。数值模拟结果表明:相对于达西渗流模式等压面足够光滑、整个油藏区块均参与流动,低渗透油藏启动压力梯度为0.2 MPa/m下的等压面(油藏初始压力)空间分布有较大间断性,在远离注水井和生产井的部分区域仍保持了油藏的初始状态,该区域还未参与到油藏的渗流系统中;地层中存在随时间变化的动边界,会降低油田注水的油藏波及体积和原油采出程度。由饱和度的三维空间分布图可以看出:达西渗流模式下的压裂注水效果较好,油水分布比较集中,界面清晰,更接近于活塞式水驱油;而启动压力梯度的存在会使压裂注水井驱油效果变差,油水存在较大的油水混合渗流区域,油水分布比较分散,属于典型的非活塞式水驱油。由绘制的油田开发特征曲线可以得出:启动压力梯度越大,累计产油量越小,累计产油量随时间上升越慢,生产井含水上升越快,日产油量越低;启动压力梯度对低渗透油藏压裂注水开发效果影响显著。     

储层纵向非均质性评价方法研究

储层纵向非均质性是影响油田开发效果的重要因素,当前普遍采用的是测井、录井、岩心实验等静态资料相结合的数理统计方法,只能识别规模较大、差异明显的层间差异;且预测结果严重依赖于数据的品质和数量,难以满足满开发动态的需求。根据耦合流动的基本原理,提出了应用流动电位的储层纵向非均质性评价方法,定性评价层间及层内由渗透率变化及隔夹层分布而产生的流动能力差异。根据实际油藏的地质特征,建立了5种不同类型的非均质性模型,模拟计算了随生产过程而产生的电位分布差异。结果显示该方法对渗透率层间差异引起的注水"指进"现象有较好反映,还能够显示隔夹层的存在位置,具有成为新型评价方法的潜力。     

考虑毛管力的全张量裂缝性介质两相流拟有限差分模拟

拟有限差分方法因具有良好的局部守恒性且适用于任意复杂网格系统,在流体力学等领域得到应用。建立基于拟有限差分法的裂缝性介质两相流模型,详细阐述拟有限差分方法的基本原理,并与离散裂缝技术相结合推导得到考虑毛管力的裂缝性油水两相渗流问题拟有限差分计算格式;采用全隐式方法对其两相流问题进行求解,克服传统求解方法不能有效处理全张量渗透率的缺陷。为了验证方法的正确性,对比不同湿润状态下的离散裂缝全隐式拟有限差分方法准确性和收敛性,并将该方法应用于油田现场实例。结果表明：当考虑毛管力时水驱替前缘缓慢穿过基质和裂缝,然后到达生产井;忽略毛管力时水在基质中的流动相对缓慢,流体在裂缝中流动迅速,快速到达生产井;该方法能够正确地模拟不同润湿状态和不同裂缝位置下的毛管力和重力情况。     

缝洞型油藏裂缝内油水两相流动特征研究

基于缝洞型油藏裂缝的多尺度性,设计制作不同开度的裂缝模型,开展裂缝内水驱油可视化实验,分析重力分异、注水流速、驱替方向、裂缝开度等因素对油水流动形态与驱油效果的影响。研究结果表明:裂缝开度和注水流速会影响油水流动特征。水平方向驱替过程中,较低流速时注入水主要波及裂缝底部,存在最优注入流速使得水驱波及效果最优。垂直方向驱替过程中,随着注水流速的增加,水驱前缘由活塞式向非活塞式过渡,并逐渐出现前缘舌进现象。基于实验结果,建立垂直驱替时裂缝中油水两相流动形态识别图版,可用于预测不同裂缝开度和注水流速条件下裂缝内水驱油流动形态。     

基于渗透率张量的各向异性油藏两相渗流数值模拟

针对油藏中存在的渗透率各向异性问题,建立全渗透率张量的油水两相渗流数学模型,利用有限元方法在空间域上进行离散,采用隐式差分格式在时间域上离散,得到地层中不同位置处的压力和含水饱和度变化规律。结果表明:各向异性油藏中的注水前缘与各向同性油藏有明显不同,主要沿渗透率主值较大的方向推进;渗透率主值较大方向与注采井连线夹角较小,注入水推进较快,生产井见水较早;注入水前缘的前进方向和速度受各向异性地带渗透率主轴方向和渗透率主值的影响,各区域内注入水沿渗透率主值较大的方向驱替速度较快。     

超低渗油藏动态毛管压力研究

毛管压力对储层油水两相的渗流有重要影响。通过实验研究了超低渗储层的渗流阻力特征。在此基础上建立了考虑动态毛管压力的超低渗透储层油水两相渗流数学模型。分析了动态毛管压力的敏感因素和动态毛管压力对油水两相渗流的影响。研究表明:超低渗透油藏毛管压力的动态效应明显。动态毛管压力的τs因数或注入速度越大,动态毛管压力越大;水驱前缘处动态毛管压力最大,动态毛管压力的存在阻碍了油水前缘的推进速度,降低了产油量;对于水湿超低渗透油藏,动态毛管压力使含水率上升更快,而对于油湿性油藏来说,动态毛管压力的存在降低了含水率上升速度。研究成果对于认识超低渗透油层的油水两相渗流规律具有重要意义。     

毛管压力对低渗透油藏渗流规律和开发动态的影响

为了解决低渗透油田生产过程中出现的采液指数随含水饱和度的增加而下降这个理论上难以解释的问题,通过理论推导和现场生产数据的分析。结果表明:低渗透油田的开发动态与高渗透油田的相比具有明显不同的特征,在低渗透油田中,采液指数随含水饱和度的增加而下降,这不符合一般的渗流规律。根据考虑毛管压力时计算相对采液指数和相对采油指数的理论公式,可以发现造成低渗透油田生产井见水后采液指数急剧下降的原因可能是低渗透油藏的储层岩石结构致密,孔喉半径小,毛管压力大,对两相渗流干扰显著,导致油水两相相对渗透率的下降。该成果从机理上解释了低渗透油田中采液指数随含水率的增加而下降这一宏观现象。     

CO2驱与埋存中流体运移监测方法与结果

针对吉林油田开展的大规模二氧化碳捕集与埋存(CCS)示范工程,设计并实施了油藏流体运移及驱替前缘监测项目,为后续方案的优化提供依据。监测内容包括储层物性测试、CO2分布监测、生产井监测三方面。储层物性测试方面,使用了气相示踪剂、压裂裂缝监测、试井方法,有效地反映了井间连通性及裂缝分布。CO2分布监测方面,使用了微地震前缘监测、大地电位监测,准确地描绘了CO2在储层中的分布状况。生产井监测方面,通过油、气、CO2产出量监测,直观地反映驱替前缘运移情况。不同的监测方法得到的结果基本吻合,验证了监测结果的准确性。     

一维井地电位模型建立与求解

井地电位法是研究水驱前缘以及剩余油分布较为实用的方法。首先建立一维油水两相渗流方程,基于电位与含水饱和度模型将渗流方程与电位微分方程相耦合,形成一维井地电位模型。对模型采用有限差分法,隐式求压力,显式求饱和度,再利用含水饱和度与电导率的关系,建立形成电位微分方程,隐式求电位;在此基础上建立计算机求解模型。对一维水驱油过程进行模拟计算,通过数值求解,模拟水驱油的完整过程,得到电位分布与含水饱和度变化的相关关系。该方法为井地电位法后期反演油水分布提供理论支持。     

致密-低渗透油藏两相启动压力梯度变化规律

致密-低渗油藏油水两相渗流时存在启动压力梯度,导致基质中剩余油和残余油的驱动非常困难,水驱开采效果普遍较差。为了确定致密-低渗储层两相启动压力梯度变化规律,通过物理模拟方法研究了一维水驱油过程中两相启动压力梯度与平均含水饱和度之间的关系,并分析了两相启动压力梯度的形成原因。结果表明,两相启动压力梯度随平均含水饱和度增大先升高后降低,在油水前缘位于出口端附近时达到最大值;两相启动压力梯度最大值与岩心气测渗透率呈良好的幂函数关系,渗透率越低两相启动压力梯度最大值上升速度越快;同一岩心中两相启动压力梯度远大于原油启动压力梯度。可见致密-低渗油藏水驱过程中两相启动压力梯度随着油水前缘运移先增大后减小,同时油水间毛管力是两相启动压力梯度形成的主要原因。     

低渗-特低渗油藏非稳态油水相对渗透率计算模型

考虑低渗-特低渗储层多孔介质中油水渗流特征,建立考虑启动压力梯度、重力及毛管力影响的低渗-特低渗油藏非稳态油水相对渗透率计算模型,进行非稳态油水相对渗透率试验,计算不同影响因素下的油水相对渗透率曲线。结果表明,启动压力梯度作为油水渗流的阻力,对油水相对渗透率、储层压力、剩余油饱和度、产油及产水等影响最为显著,其次是重力,毛管力仅对油相相对渗透率有影响,对水相相对渗透率无影响。     

基于集合卡尔曼滤波的非稳态油水相对渗透率曲线计算方法

提出一种基于半迭代集合卡尔曼滤波(EnKF)的自动历史拟合方法用于非稳态油水相对渗透率曲线的计算。进行高温、低界面张力体系作用下油水相对渗透率试验,利用半迭代EnKF历史拟合方法和JBN解析法进行数据处理,研究温度、界面张力对油水相对渗透率的影响。结果表明:利用半迭代EnKF历史拟合方法和JBN解析法所得结果区别较大,但从历史拟合的角度来看,半迭代EnKF方法结果更为合理;随着温度的升高,束缚水饱和度增大,残余油饱和度降低,油相相对渗透率升高,水相相对渗透率降低,相对渗透率曲线右移;随着界面张力的降低,束缚水饱和度和残余油饱和度都降低,油水两相共渗的范围变宽;新方法将驱油机制考虑到数学模型中,得到的相对渗透率曲线更适于在油藏数值模拟、生产优化等方面应用。     

水平井注蒸汽非稳态传热与流动分析

水平井注汽采油在稠油开采过程中得到广泛的应用,建立热采注汽过程中水平井井筒-储层耦合的非稳态传热与渗流模型,利用数值方法研究注蒸汽阶段的油、水、汽在井筒和油藏中三相非稳态流动与传热规律,分析井筒内积存原油对蒸汽推进的影响;同时计算分析湿蒸汽参数沿水平井段变化特点。研究结果表明:新建模型揭示了井筒内蒸汽前沿推进机制;在注汽速度8 t/h、注汽干度0.7时,注汽5 d后井筒内积存原油被驱替;受井筒内蒸汽流量变化和井筒与油藏热交换影响,湿蒸汽比焓(或干度)从水平井跟端到趾端下降较快;随着注汽速度和注汽干度的增大水平井吸汽段长度增加。     

基于垂直管道内重油-水两相流动型态的持水率和压降预测模型

针对重油井筒举升流动规律认识不清的问题,本文采用高黏（584.24 cp,1.889 g/cm3）重油作为研究对象,研究重油-水在上升管中的流动特性,得到了五种重油-水两相流动型态。结果表明与轻油-水流动不同,重油-水流动过程中未发生相转化,该现象与表面能方程的预测结果相似。通过持水率测量得到重油-水两相的滑移效应随油水混合流速降低或持水率增加而变得更加明显,基于漂移流模型和动量守恒方程推导得到五种流态下重油-水两相流的持水率预测模型,相对误差率在20%以内。总压降梯度在低持水率时以重力压力梯度为主,高混合流速和高持水率时以摩擦压力梯度为主。采用基于Bannwart模型建立的重油-水中心环状流压降预测模型,误差率在30%以内,为进一步提高重油井筒举升流动参数的预测精度提供了理论基础。     

一种变系数动态剩余油饱和度方程的构建

油田开发中后期,地下剩余油的评估一直是油田开发的重要工作.当前比较精确的评估工作是在开发区块钻更多的加密井,并利用测量的井曲线进行剩余油评价,但这种方式会增加更多的开发成本.为此,依据油田采油井开采过程中的实际含水率推演地下岩层剩余油饱和度状况有助于油层开采方案的制定.针对岩心样品实验测定的油水相对渗透率反映了产水率与含水饱和度之间的理论关系.依据油水两相渗流理论,应用大庆长垣6口密闭取心井17块岩样的相对渗透率实验数据,研究给出由孔渗参数计算的因次法渗饱公式系数,进而构建由含水率计算含水饱和度的公式.依据该公式可以得出不同孔渗性质的储层,即使产水率一致,储层层内的剩余油饱和度并不相同的规律认识.将研究成果应用于研究区1口新钻加密井剩余油饱和度的预测中,给出了与油藏开发相符合的开采建议,取得好的应用效果.     

从室内实验看火驱辅助重力泄油技术风险

将水平井引入特、超稠油油藏火烧油层技术中,可以实现火驱辅助重力泄油,其原理类似于水平井条件下的蒸汽辅助重力泄油（SAGD）。与SAGD相比,火驱辅助重力泄油技术对操作程序的要求更为苛刻,油藏和工程风险更大。室内三维物理模拟实验表明,在直井做为注气点火井、水平井做为火驱生产井时,可以实现连续稳定泄油,并能有效提高储层纵向动用程度。但如果注采关系控制失当,特别是在火驱中后期,有可能出现燃烧前缘沿着水平井突进的现象,会在地层中形成大范围死油区并可能损毁水平井段,带来油藏和工程风险     

毛管力对油藏水驱特征影响分析

注水开发是油田最主要的开发方式之一。注入水波及面积是影响油藏采收率的重要因素。油藏内注入水流动方向及波及面积与其所受合力的方向及大小有关。尤其对于低渗透油藏,毛管力对油藏内油水渗流规律的影响不容忽视。基于渗流力学理论,利用数值模拟和矢量叠加方法,计算了正韵律正方形储层模型中各网格内流体所受注入水压力、重力和毛管力等作用力合力的大小和方向,实现了储层内任意网格油水渗流作用力的定量表征。数值模拟结果表明,对于亲水正韵律油藏,储层上部渗透率变低使毛管力增大,当毛管力增大到一定程度时,注入水会从下部的高渗透层段向上部的低渗透层段渗流,导致上部低渗层段的水驱效果好于下部储层,在油藏开发后期剩余油主要分布在下部的高渗透层段内。如果油藏渗透率较大,油藏内无毛管力影响时,开发后期剩余油主要分布在上部的低渗透层段内,对下部高渗透层段实施封堵措施,有利于提高油藏采收率。     

平面非均质油藏水驱开采特征和剩余油分布实验研究

为明确平面非均质性对水驱开采特征和剩余油分布的影响规律,结合冀东油田非均质性强等特点,运用布置饱和度测量电极的平面非均质物理模型,开展不同主流线与渗透率分布之间的夹角对水驱开采特征和剩余油分布的影响研究。实验结果表明:当主流线与渗透率分布夹角增加时,开采时间增加明显,水流通道建立后,孔隙内含水不断增加,油水接触界面也在不断增加,平面波及系数有所上升,见水时间明显延长,产油速度变慢,最终采收率增幅明显;主流线与渗透率分布夹角为0°的模型中,在注入量为0.11 PV时,水开始在采出井突破,当夹角增加到30°时,水突破的注入量为0.35 PV,剩余油主要分布在非均质性引起的驱替死角,渗流阻力较大的局部中低渗带;单一表面活性剂驱并不适用于水窜后的平面非均质油藏,需要采用在强封堵能力调剖体系提高波及系数的基础上提高驱油效率的方式。     

扶余油田水驱开发储层参数变化实验研究

为了研究扶余油田进入高含水阶段后储层参数变化规律,在该油田检24和检25两口井的不同层位选取具有对比性的岩芯共12块。根据测井解释渗透率,将岩芯按高、中、低渗层位分组。分别对测定的油水相对渗透率曲线、储层孔渗参数及孔喉结构变化进行了研究。对实验结果分析发现,经过长期水驱开发,储层油水相渗曲线,两相区变宽,水相相渗端点值变高,储层孔隙度和渗透率都有所增大。该研究成果对目前油田高含水、高采出阶段评估油田开发潜力,确定下一步挖潜方向具有重要意义。