低渗透油藏两相渗流参数及驱油效率的应力敏感性研究

储层物性参数及渗流参数受作用在岩石上的应力状态的影响。开发过程中由于地层压力的下降而导致应力状态变化,这种变化会带来岩石的不可逆伤害而影响物性参数、渗流参数及开发效果。建立了室内模拟地层压力变化的实验技术。定量研究了地层压力下降过程中油水两相渗流特征以及水驱油效率的变化规律。借助压汞、核磁共振等测试手段,分析地层压力下降过程中岩石孔喉结构特征参数的变化规律,定性研究了低渗透油藏两相渗流参数及水驱油效率的应力敏感性作用机制。研究结果表明,低渗透油藏岩石的油水两相渗流参数及水驱油效率具有应力敏感性,且岩石的渗透率越低,应力敏感性越强。不同渗透率级别岩石孔喉尺寸的差别决定两相渗流参数及水驱油效率的应力敏感程度。研究结果可为低渗透油藏的储层保护和水驱高效开发提供理论指导。     

低渗-特低渗油藏油水相对渗透率及水驱油效率影响因素研究

了解和掌握低渗-特低渗油藏的相对渗透率和水驱油规律,对于准确认识该油田区块流体渗流特征,合理、高效开发油田有着十分重大的意义。以鄯善油田特低渗储层为例,通过室内岩心实验,分析了不同因素对于低渗-特低渗油藏的油水相对渗透率和水驱油效率的影响。结果表明：岩心渗透率、原油粘度的变化都会影响低渗-特低渗油藏的油水相对渗透率曲线特征。同时,低渗-特低渗油藏的水驱油效率也会随着岩心渗透率、驱替速度和原油粘度的变化而变化。     

孔隙型碳酸盐岩储层注气注水提高采收率试验

中东地区部分碳酸盐岩储层类型以孔隙型为主,裂缝不发育,气测渗透率低,流体物性较差.以中东某油田S油藏为例,开展注气和注水可行性试验研究,并探讨其提高采收率的微观渗流机制.结果表明:受物性特征影响,储层注伴生气驱最小混相压力高,地层条件下不易达到混相驱替,但整体上岩心注烃类气驱效率要高于水驱效率,尤其当达到混相条件时,气驱效率明显提高;注烃类非混相驱油效率也相对较高,主要是由于储层原油黏度较高,气驱使原油体积膨胀,黏度降低,进而改善流动性;试验采用的水驱和气驱方式在微观上主要动用大孔隙中的可动流体,可考虑优化驱替方式进一步提高驱油效率.     

基于三参数非线性渗流的低渗透砂岩油藏CO_2非混相驱相渗计算模型

基于三参数非线性渗流模型,考虑CO_2非混相驱油过程中气相滑脱、CO_2在原油中的溶解以及溶解后流体黏度的变化等因素的影响,建立低渗透砂岩油藏CO_2非混相驱相渗计算模型。利用建立的模型对陕北地区某致密砂岩油藏天然岩心CO_2驱油非稳态相渗实验数据进行处理,得到了其CO_2非混相驱典型相渗曲线,并与传统的JBN计算方法相比,结果表现出了明显的差异。同时,计算和对比分析了渗流模式、CO_2溶解降黏作用及气体滑脱效应等单因素影响的相渗曲线。结果表明,非线性渗流及CO_2的溶解降黏均使油相相对渗透率上升,气相相对渗透率下降,影响较大。考虑气相滑脱时,气相渗透率有小幅度下降,油相渗透率基本无变化。该模型的建立为更加真实准确地表征低渗透砂岩油藏CO_2非混相驱相渗特征提供了有效的技术方法和手段,对提高其油藏工程分析及数值模拟预测的可靠性具有重要意义。     

油藏条件下泡沫油的油气相渗规律研究

委内瑞拉Orinoco地层油除了具有常规稠油的基本特性外,随开采压力的变化还呈现出极为复杂的“泡沫流体”流动特征,是典型的非牛顿流体,在油藏中的渗流过程属于非达西渗流,其在油藏条件下的油气相对渗透率关系还不清楚.长岩心衰竭实验显示了泡沫油的开发特征,缓慢的采油速度可使油气两相保持稳定.对常规油气相渗非稳态方法进行改进,利用气体驱替的慢速开发实验,结合衰竭实验和PVT实验的数据,计算出高温高压状态下泡沫油的油气相对渗透率关系.该方法对油气体积进行了准确的校正,计算的油气相渗关系显示出泡沫油的独特性:含气饱和度很低;气相相对渗透率值很低;油气两相曲线没有交点,在测试结束点时,气相相对渗透率值会迅速增长.     

特低渗透油藏多层合采水驱前缘

针对特低渗透油藏多层合采时各层注水推进速度差异较大的问题,为准确计算各层水驱前缘的位置,利用特低渗透油藏渗流理论,建立理论模型,推导了考虑油相非线性渗流特征的水驱前缘的计算公式,分析了渗透率级差、注采井距、非线性渗流特征对水驱前缘的影响.结果表明:储层渗透率越小,水驱前缘距注水井的距离越小,且考虑非线性渗流特征计算出的水驱前缘更小;注采井距越大,水驱前缘位置与注水井距离变大,但是无因次水驱前缘变小,而不考虑非线性的无因次水驱前缘保持不变,反映出非线性渗流特征使油藏开发效果变差.     

超低渗透油藏见水微观机理研究

从微观角度和宏观角度研究超低渗透油藏见水微观机理和见水特征。微观角度主要以室内实验为基础,首先通过恒流速和恒压差水驱油实验说明超低渗水驱过程中由于油水两相界面的存在导致的水驱油渗流阻力增加;然后通过渗流阻力分析和动态毛管压力实验研究了储层孔喉结构对水驱能力的影响以及水驱油渗流阻力增加的主要原因,结果表明当润湿相水与非润湿相油形成油水界面时,油水两相界面的阻力却远大于水驱油的毛管压力,会导致局部孔隙吼道被油水界面切断,从而不参与渗流。     

特低渗透砂岩油藏水驱微观机理

为探讨特低渗透砂岩油藏水驱油的微观机理及水驱后的开发潜力,选取鄂尔多斯盆地延长组典型岩心进行水驱油实验并进行核磁共振测试.结果表明:特低渗透砂岩油藏小孔喉中赋存的石油很难被驱替出来,剩余油大部分集中于小孔道;岩心的原始含油饱和度普遍小于可动流体百分数,驱油效率小于可动油百分数;随着岩心渗透率的增大,原始含油饱和度、可动油饱和度、可动油百分数、驱油效率均有增大的趋势;且渗透率越低,随着渗透率的变化,上述参数变化的幅度越大.可动油百分数、可动油饱和度是影响驱油效率的主要参数.剩余油由剩余可动油与剩余不可动油组成,剩余可动油是油藏下一步挖潜的目标,其评价参数为剩余可动油百分数.水驱油实验中,只驱出了可动油的66.22%,还有33.78%的可动油残留在岩心中,特低渗透砂岩油藏水驱后还有很大的挖掘潜力.     

高压低渗砂岩油藏储层驱替特征及影响因素

利用室内水驱油、氮气驱油驱替实验,对东濮凹陷深层高压低渗砂岩油藏驱替特征及影响因素进行研究.研究结果表明:随物性变好,两相共渗区变宽,驱替效果变好.水驱中相对渗透率曲线交叉点分布相对集中,气驱中气相相对渗透率曲线发散.气驱与水驱效果对比,特低渗储层气驱效果好,低渗及低渗以上储层水驱效果好.影响驱替特征的主要因素有驱替速度、净覆压力、两相启动压力梯度、储层物性.特低渗储层存在一最佳驱替速度,驱替时要求净覆压力尽可能小.水驱或气驱中驱油效率不会大幅度提高.气驱与水驱相比,其驱替特征的差异在于流度比、润湿性、储层微观孔隙结构及气、液渗流规律等的差异.     

基于微观渗流机理的宏观油藏数值模拟研究

处于高含水开发期油藏的剩余油分布主要受流体性质和岩石孔隙结构的影响,而经典数值模拟并没有考虑微观孔喉特征的影响.为此建立了描述微观孔喉特征的地层孔隙网络模型,并对构成网络的基本连线单元进行改进,使网络模型能更细致地描述油水分布特征和水驱油微观机理.利用逾渗理论计算了基于微观渗流机理的相对渗透率曲线,并将其应用到经典数值模拟计算中,实现了微观渗流机理与宏观数值模拟计算的结合.实例分析表明,利用该数值模拟计算方法得到的基于微观特征的剩余油分布更符合地下实际流体分布,其结果可为调剖堵水、化学驱提供技术参数.