高温低渗油藏中表面活性剂溶液渗吸效果影响因素研究

为进一步探究高温低渗油藏中表面活性剂溶液渗吸机理,以高温低渗的头台油田扶余油层为例,以渗吸过程中黏附功降低因子以及毛管力与重力比值N-1B为评价指标,通过实验研究了表面活性剂溶液组成、裂缝发育程度和岩石渗透率对渗吸效果的影响。结果表明:表面活性剂可有效改善岩心渗吸效果,但选择表面活性剂时,应在改变界面张力降低黏附功、提高洗油效率的同时兼顾界面张力对毛管力的影响,不应一味追求过低油水界面张力。类似扶余的低渗透裂缝性储层,随裂缝系统发育程度增加,毛管力与重力比值N-1B增大,基质岩石与裂缝系统之间的交渗速度加快,达到平衡时间缩短,渗吸采收率增加。实验岩心渗透率范围内,随岩心渗透率增加,油水交渗速度加快,渗吸达到平衡时间缩短,渗吸采收率增加。     

致密大模型逆向渗吸物理模拟实验研究

为了研究致密油藏压裂和注水吞吐过程中逆向渗吸采油机理,通过大型露头岩样物理模拟实验系统,建立致密油藏逆向渗吸物理模拟实验系统和反向驱替渗流阻力测量物理模拟实验方法,对两种不同渗透率模型进行逆向渗吸物理模拟实验,研究逆向渗吸渗过程中的渗流规律,揭示逆向渗吸采油机理。研究结果表明:在实验条件下,逆向渗吸采油效果很弱,且渗透率越低,逆向渗吸置换效果越差;水通过毛管力进入基质置换其中的油,并在裂缝附近区域形成油水混合带,阻碍流体流动;2 m D和0.2 m D露头模型逆向渗吸作用区域分别为10 cm和8 cm;在逆向渗吸作用区域内,2 m D和0.2 m D露头模型逆向渗吸采出程度分别为6.3%和3.7%。     

致密油藏大模型逆向渗吸的物理模拟实验研究

为了研究致密油藏压裂和注水吞吐过程中逆向渗吸采油机理,通过大型露头岩样物理模拟实验系统,建立致密油藏逆向渗吸物理模拟实验系统和反向驱替渗流阻力测量物理模拟实验方法,对两种不同渗透率模型进行逆向渗吸物理模拟实验,研究逆向渗吸渗过程中的渗流规律,揭示逆向渗吸采油机理。研究结果表明:在实验条件下,逆向渗吸采油效果很弱,且渗透率越低,逆向渗吸置换效果越差;水通过毛管力进入基质置换其中的油,并在裂缝附近区域形成油水混合带,阻碍流体流动;2 m D和0.2 m D露头模型逆向渗吸作用区域分别为10 cm和8 cm;在逆向渗吸作用区域内,2 m D和0.2 m D露头模型逆向渗吸采出程度分别为6.3%和3.7%。     

低渗透裂缝性油藏渗吸数值模拟研究

低渗透裂缝性油藏作为一种特殊的油藏,裂缝很发育,基质非常致密,普遍存在孔隙度小、孔隙压力低和储层渗透率低等特点。因此其采收率相对较低,开采成本较高,经济效益亦较低。低渗透裂缝性油藏的生产机理主要表现为裂缝系统中的水靠毛细管力作用渗入岩块排油。因此,亲水的致密岩块、水的毛细管自吸作用是主要的采油机理。应用数值模拟方法,建立双重介质模型。结果表明,裂缝发育程度、黏度比、基质毛管力大小、初始含水饱和度为影响渗吸的关键因素。明确了主要地质因素、开发因素对渗吸的控制作用和作用机理,为渗吸开发低渗透裂缝性油藏具有一定指导意义。     

鄂尔多斯盆地长7致密油储层岩心渗吸试验

根据对水渗吸理论和渗吸试验的研究,渗吸作用力主要为重力和毛管力,两种作用力在不同渗吸条件和渗流阶段占不同的主导地位。采用核磁共振技术,结合长7致密油岩心渗吸试验,在核磁分析岩心内部孔喉结构和精确度量油水饱和度变化的前提下对渗吸结果进行分析。结果表明:静态渗吸采收率与Bond数的倒数密切相关,鄂尔多斯盆地长7致密岩心渗吸采收率为30%~35%,最佳渗吸采收率时的Bond数倒数值约为1。对比动态渗吸驱替与静态渗吸试验结果发现,驱替速率越小,大孔喉内原油采收率越低,而小孔喉内的油水饱和度基本相同。鄂尔多斯盆地致密油长7储层渗吸规律的研究,为致密油注水吞吐开发、提高裂缝性水湿油藏的采收率提供理论基础。     

裂缝性致密砂岩油藏渗吸驱油效果影响因素

裂缝性致密砂岩储层物性较差,非均质性强,且发育微裂缝,注水开发效果较差,渗吸驱油作为致密油储层水驱采油的一种主要机理受到越来越多的关注。室内以鄂尔多斯盆地某油田裂缝性致密砂岩储层天然岩心为研究对象,通过自发渗吸实验,评价了原油黏度、注入水矿化度、温度、渗透率、润湿性以及表面活性剂对渗吸驱油效果的影响。结果表明,原油黏度越低,注入水矿化度越低,温度越高,渗透率越大时,渗吸驱油采收率越高;其中润湿性对渗吸采收率的影响最为显著,岩石越亲水,渗吸驱油效果越好;阴离子型表面活性剂ZYL-1能够通过改变岩石表面润湿性和降低油水界面张力来提高渗吸驱油采收率;加入0. 3%ZYL-1后的周期注水最终采收率可以达到45. 6%,远远高于单独水驱时的28. 9%。矿场试验结果表明,注入表面活性剂ZYL-1关井渗吸驱油后,取得了显著的增产效果,说明间歇式周期注水和表面活性剂渗吸驱油相结合的方式能够提高裂缝性致密砂岩油藏的采收率。     

致密砂岩动静渗吸增油机理实验研究

鄂尔多斯盆地长7致密砂岩储层多采用水力压裂造缝后注水开发的开采模式,由于砂岩的亲水性依靠毛管力作用的渗吸采油对致密砂岩储层提高采收率至关重要。为了探明长7致密砂岩储层的渗吸增油效果,本文选取鄂尔多斯盆地长7致密砂岩储层天然岩心进行了静态渗吸、动态渗吸影响因素分析,之后进行了含裂缝天然岩心动态渗吸影响因素研究。结果显示动态渗吸采收率为静态渗吸采收率的2倍左右。静态渗吸主要受到毛管力的作用,存在最佳界面张力使采收率达到最大;动态渗吸采收率由渗吸及驱替两部分组成,渗吸对总采收率的贡献范围为15%~40%,其中小孔隙为主要贡献者。含裂缝天然岩心驱替后焖井渗吸采油提高采收率10%~15%。本次研究能够使人们进一步了解致密储层渗吸增油的控制机理,为现场增油措施的实施提供指导和参考。     

低渗透裂缝性油藏水驱油渗吸窜流指数研究

针对求解裂缝性油藏基质-裂缝渗吸量时需提供每个基质网格块的形状因子而带来的应用难题,引入窜流指数概念,用以描述单位渗吸压差下基质-裂缝渗吸量,通过对产量构成的细分建立了窜流指数与产量、压力的关系式。根据某区块的实际生产测试资料,应用离散裂缝网络模型粗化等效成果,建立基质-裂缝渗吸量与渗吸压差关系曲线,求取了窜流指数。分析油藏合理压力系统,应用窜流指数预测油藏采收率,结果表明:应用窜流指数可以方便的估算基质-裂缝渗吸量,为油藏开发效果动态评价提供理论支持。     

致密油藏动态渗吸实验及主控因素

渗吸作用对于致密油藏的注水开发有着重要作用,目前国内外学者在动态渗吸方面开展大量的室内研究,但由于实验模型设计过于理想,不能真实而全面的反映注水驱替过程中储层特征、裂缝及注水参数对动态渗吸的影响规律。针对以上问题,设计制作了二维平板双重介质模型,定量评价了基质渗透率、储层非均质性、层内天然裂缝、人工裂缝、层间非均质性、隔层发育程度及注水速度对渗吸贡献的大小,明确了影响渗吸贡献的主控因素。结果表明,层内天然裂缝和注水速度是影响基质渗吸贡献的主要因素,基质渗透率和人工裂缝影响次之,隔夹层发育程度影响最小,同时建立了一种适用于双重介质储层的基质-裂缝采出程度贡献估算方法,实现了定量计算并区分基质与裂缝对采收率的贡献率。     

考虑润湿反转效应的相对渗透率动态计算方法

润湿反转剂是化学驱提高采收率常用试剂之一,润湿反转剂驱后将改变原始储层岩石性质,对开发中后期油水渗流能力产生较大影响。针对润湿反转过程中相对渗透率曲线难以确定的问题,综合考虑了润湿反转剂导致的界面张力降低及润湿性变化特征,建立了相对渗透率及毛管压力曲线动态计算方法,并分析了润湿反转过程中相对渗透率及毛管压力变化规律。研究表明：油水两相相渗曲线变化同时受到毛管数和润湿性的影响,低毛管数条件下,相渗曲线形态主要受到润湿性的影响,随着毛管数逐渐增大,润湿性的影响减小,最终可以忽略不计。同时,润湿反转剂使得界面张力和毛管力减小,将对渗吸过程产生显著影响,因此,在渗吸驱油过程中,需要对润湿反转剂进行优选,以实现对驱油速度和采收率目标的相对最优。研究结果明确了润湿反转提高采收率过程中相对渗透率及毛管压力的变化规律,为研究润湿反转提高采收率的计算及油藏数值模拟提供了理论基础。     

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。     

考虑变应力影响的粗糙裂缝油水两相流动能力数值模拟方法

油水两相相对渗透率和毛管力曲线是表征裂缝中流体流动特性的重要指标。基于侵入逾渗模型,建立一种考虑变应力影响的粗糙裂缝内油水两相流动数值模拟方法。通过蒙特卡洛法构建单条粗糙裂缝模型;利用侵入逾渗模型模拟单条粗糙裂缝中的稳态油-水驱替过程,数值求解毛管力及相对渗透率曲线。通过与Mualem解析模型比较验证模型的准确性。借助裂缝所受有效应力与开度间的解析关系,研究变应力影响下油水两相流动能力的变化规律。结果表明:油-水驱替过程中,随着裂缝有效应力增加,毛管力曲线呈整体抬升趋势,其中油相相对渗透率明显减小,而水相相对渗透率基本不变,同时发现油相开始流动对应的含水饱和度和水相基本失去流动能力对应的含水饱和度均随有效应力的增加而减小。     

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。国内外学者研究表明，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。本文基于渗流力学理论，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。     

低渗岩心自发同向渗吸启动压力梯度计算方法

基于Backly-Leverett水驱油理论,考虑自发同向渗吸过程润湿相前缘向前推进突破岩心出口端前、后时的渗流阻力差异,建立了考虑重力、毛管力、粘滞力和启动压力梯度的一维低渗岩心同向渗吸数学模型；利用建立的数学模型,通过调整启动压力梯度表达式中油水相系数和指数,当计算得到的渗吸速度与时间的关系曲线与室内同向渗吸实验实测曲线实现较好拟合时,即可得到渗吸过程中启动压力梯度的大小及变化规律。通过对5组渗吸实验结果拟合表明,该数学模型能够有效进行自发同向渗吸过程启动压力梯度大小的计算,可见该方法的建立对于进一步完善渗吸理论数学模型以及丰富启动压力梯度的计算方法具有重要意义。     

应用压汞资料计算油水相对渗透率的试验研究

对亲水岩心吸吮过程中油相的捕集规律进行了考察.以随机毛管束物理模型为基础,建立了应用压汞毛管力曲线计算油水两相吸吮相对渗透率的数学模型.对该模型进行了试验验证,同时与M.B standing模型作了对比.结果表明,应用压汞资料计算油水吸吮相对渗透率曲线的方法是可行的.     

单一缝洞内油水相对渗透率及其影响因素

将复杂的缝洞系统简化为裂缝和溶洞的基本组合,从分析油水相对渗透率曲线着手探索其两相流动规律。在考虑实际油田碳酸盐岩储层特征的基础上,制作不同溶洞直径的单一缝洞有机玻璃模型,利用稳态法测定模型中的油水相对渗透率研究溶洞直径、缝洞倾角、油水黏度比、注入速度等因素对油水相对渗透率的影响。结果表明:对于单溶洞单裂缝的基本组合,随着溶洞直径的增大,油相相对渗透率曲线由直线型逐渐转变为下凹型,水相相对渗透率曲线呈上凹型且曲率越来越大;残余油饱和度随着溶洞直径、缝洞倾角、注入速度的增大和油水黏度比的减小而降低。     

渤海湾裂缝性稠油油藏开发主控因素分析

渤海湾裂缝性潜山稠油油藏具有稠油、裂缝、花岗岩基质及位于海上等特点,目前国内外尚无开发先例。为明确该类油藏开发中地质静态参数对开发的影响,通过控制变量法,改变单一参数变量,对影响该类油藏开发效果特有的裂缝倾角、裂缝方位角、裂缝密度、裂缝开度、裂储比及基质渗透率等关键地质参数进行了评价分析。研究表明,裂缝开度、裂缝密度和裂储比对裂缝产量影响较大;基质渗透率和裂缝密度对基质渗吸作用影响较大。建议该类油藏水平井与裂缝成45°部署;采油井尽可能部署在裂储比高、裂缝密度大的裂缝发育区,实现高的裂缝产出和基质渗吸贡献,实现最佳单井贡献。     

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。