黏度比对稠油-水相对渗透率曲线的影响

相对渗透率是描述多孔介质中多相流的基本参数,也是评价油藏特征、制订开发方案等的重要依据,通常可由室内实验获得。针对胜利油田某区块稠油,本文采用稳态法测定了油水黏度比相同和不同时的稠油-水相对渗透率曲线,并利用核磁共振技术替代传统称重法测定不同时刻的岩心含水饱和度,结果表明:黏度比对稠油-水相渗曲线具有显著影响。当油水黏度比一定时,相渗曲线不随实验条件的改变而变化;随油水黏度比的增大,油相、水相的相对渗透率均大幅降低,两相渗流区变小,等渗点的含水饱和度降低但幅度较小,束缚水饱和度和残余油饱和度增大,其中,油水黏度比为1861的残余油饱和度比40的高出达10.59%,而采收率则低了近20%,说明油水黏度比对残余油饱和度也有很大影响,且残余油饱和度与油相黏度的对数值呈线性关系。     

粘度比对稠油-水相对渗透率曲线的影响

相对渗透率是描述多孔介质中多相流的基本参数,也是评价油藏特征、制定开发方案等的重要依据,通常可由室内实验获得。针对胜利油田某区块稠油,本文采用稳态法测定了油水粘度比相同和不同时的稠油-水相对渗透率曲线,并利用核磁共振技术替代传统称重法测定不同时刻的岩心含水饱和度,结果表明：粘度比对稠油-水相渗曲线具有显著影响。当油水粘度比一定时,相渗曲线不随实验条件的改变而变化;随油水粘度比的增大,油相、水相的相对渗透率均大幅降低,两相渗流区变小,等渗点的含水饱和度降低但幅度较小,束缚水饱和度和残余油饱和度增大,其中,油水粘度比为1861的残余油饱和度比40的高出达10.59%,而采收率则低了近20%,说明油水粘度比对残余油饱和度也有很大影响,且残余油饱和度与油相粘度的对数值呈线性关系。     

温度对稠油/热水相对渗透率的影响

针对热采稠油油藏不同温度带的油水相对渗透率研究较少、油水运动规律认识不清的问题,开展了不同温度（100~280℃）条件下的稠油/热水相对渗透率实验研究。探究了温度对稠油/热水相对渗透率曲线端点饱和度及其对应的单相渗透率的影响规律,并从微观角度对变化规律进行了机理分析。实验结果表明,随着温度升高,束缚水饱和度先增大后减小,束缚水条件下的油相渗透率逐渐降低;残余油饱和度降低,其对应的水相渗透率逐渐增大。不同温度的残余油条件下的水相渗透率均较低。各温度条件下稠油/热水相对渗透率的变化规律,深化了对热采油藏流体渗流特征的认识,指导下一步开发方案调整。     

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%。     

油水相对渗透率曲线预测模型建立及应用

油水相对渗透率曲线是油藏数值模拟中提高历史拟合精度和准确预测开发指标的关键参数。数值模拟中不同储层物性采用不同的相对渗透率曲线是十分必要的。以目标油田具有代表性的52条非稳态油水相对渗透率曲线为样本,利用交替条件期望方法,建立了束缚水饱和度、残余油饱和度、束缚水下油相渗透率和残余油下水相渗透率等端点值模型,结合油藏归一化平均相对渗透率曲线,形成了油水相对渗透率曲线预测模型。基于所建立的预测模型,可以得到目标油田不同储层物性对应的相对渗透率曲线,并应用于历史拟合过程中。历史拟合结果表明,历史拟合精度尤其是含水率急剧变化段的拟合精度有明显提高。该预测模型可广泛应用于相渗资料丰富的老油田的历史拟合和指标预测过程中,同时也为相对渗透率曲线网格化奠定了基础。     

低渗油藏的两相相对渗透率计算方法

在考虑启动压力梯度的影响,以质量守恒方程为基础,得到了低渗油藏中计算水、油两相相对渗透率的方法,编制了相应的应用软件,并给出了两个实例进行应用说明。新方法与原有的ＪＢＮ方法的推广。分析表明：①以束缚水饱和度下的油相渗透率为基准渗透率时,启动压力梯度不影响油相的相对渗透率,只影响水相的相对渗透率;②油相启动压力梯度增大时,油相相渗曲线不变,水相相对渗透率减小;③由于水相的启动压力梯度远小于油相,因此     

苏里格气田致密砂岩气水相渗曲线特征与分类

为解决苏里格气田致密砂岩气水相渗曲线指导气井产液调整的实际问题,对致密砂岩气水相渗曲线进行详尽分析,提出了符合气井分类的量化气水相渗曲线分类方案。苏里格地区盒8、山1段共83块岩样非稳态法气驱水相渗实验结果表明,致密砂岩气水相渗曲线具有束缚水饱和度S_(wi)、残余气饱和度S_(gr)和等渗点含水饱和度Sx较大,束缚水饱和度下气相相对渗透率K_(rg)(S_(wi))、残余气饱和度下水相相对渗透率K_(rw)(S_(gr))、等渗点相对渗透率K_(rx)(S_x)和气水两相共渗区面积S较小的特征,属于水相优势型相渗曲线。最终提出了以储层渗透率K、特征点参数K_(rg)(S_(wi))、K_(rw)(S_(gr))和K_(rx)(S_x)以及曲线特征为依据的气井量化分类方案,将致密砂岩气水相渗曲线分为Ⅰ—Ⅲ类,分类结果与气井类型一一对应,总体符合率达到89.7%。     

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。     

低渗油藏的两相相对渗透率计算方法

在考虑启动压力梯度的影响,以质量守恒方程为基础,得到了低渗油藏中计算水、油两相相对渗透率的方法,编制了相应的应用软件,并给出了两个实例进行应用说明．新方法与原有的ＪＢＮ 方法类似,主要区别是：在注入能力公式中加入启动压力梯度的影响,可以看作为ＪＢＮ 方法的推广．分析表明：①以束缚水饱和度下的油相渗透率为基准渗透率时,启动压力梯度不影响油相的相对渗透率,只影响水相的相对渗透率;②油相启动压力梯度增大时,油相相渗曲线不变,水相相对渗透率减小;③由于水相的启动压力梯度远小于油相,因此水相启动压力梯度的影响可以忽略不计．     

复杂裂缝网络系统油水相渗曲线特征实验研究

裂缝系统油水相对渗透率曲线的研究对指导裂缝性碳酸盐岩油藏注水开发起至关重要的作用。以实际裂缝 性碳酸盐岩油藏储层地质特征为基础,设计并制作了裂缝系统逐渐由简单到复杂状态的多组大尺寸裂缝型渗流物理 模型。参照行业标准,采用非稳态法水驱油相渗实验测试方法,研究了裂缝系统中不同裂缝宽度与不同缝网结构和缝 网密度对油水相对渗透率曲线形态的影响。结果表明,裂缝系统平均裂缝宽度越大,油水相渗曲线形态越向交叉斜直 线形态靠近,两相共渗区范围越大;缝网密度越大,结构越复杂,相渗曲线中的束缚水饱和度就越大,两相共渗区范围 就越小,等渗点位置则逐渐向右移动。     

温度对不同黏度稠油油水相渗的影响规律

为了研究油层温度和原油黏度对稠油油水相渗的促进机制,基于NB35-2稠油油藏一维岩心流动模拟系统,模拟了不同黏度原油在不同环境温度下的水驱渗流特征.结果表明,稠油油水相渗曲线表现出水相渗透率非常低的特点;当含水饱和度大于50%后,油层中形成联通的水流通道,导致水加剧突进;温度升高,油水两相共流区范围增大,残余油饱和度降低,但高于油藏温度时,随着温度继续升高,油水相渗曲线变化较小;原油黏度增大削弱了油水的流动性,降低了采收率.对比温度和黏度对油水相渗的影响规律,认为温度主要是通过改变油水黏度比而影响油水相渗曲线.     

考虑储层参数时变的相对渗透率曲线计算方法

针对目前水驱油藏相对渗透率曲线计算方法未能考虑储层参数时变的问题,开展了理论研究。基于新型的近似理论水驱曲线,推导建立了油相指数、水相指数、残余油饱和度下的水相相对渗透率等相对渗透率曲线关键参数的数学表征公式,同时结合残余油饱和度计算方法,构建了一种广泛适用的考虑储层参数时变效应的油水相对渗透率曲线动态计算方法,可直接根据生产数据计算长期水驱后的油藏相对渗透率曲线。应用实例表明,新方法求得油水相对渗透率曲线可有效反映油藏动态规律,为油田可采储量标定、剩余油分布规律研究、特高含水期油藏数值模拟历史拟合等提供了理论支持。     

东坪基岩气藏气水相对渗透率的确定方法

东坪基岩气藏储层岩性差异大,非均质性强。孔缝发育区岩石松散,无法钻取完整的岩芯,而致密带几乎不渗透,无法通过驱替实验获取相对渗透率曲线,这成为困扰气藏动态分析和开发指标计算的难题。基于水驱气藏物质平衡原理,建立了不依赖水侵量的储层含水饱和度计算方法,避免了水侵量计算方法中的不确定因素,提高了含水饱和度计算的准确性。建立了基于储层孔隙结构分形维数和生产水气比历史拟合相结合的气水相对渗透率计算方法。根据该气藏毛管压力曲线的分类确定孔隙结构分形维数的界限,通过生产水气比拟合确定具有代表性的储层孔隙结构分形维数,进而计算气水相对渗透率曲线。该方法克服了因毛管压力曲线多样化而导致分形维数难以确定的难题,所获得的相渗曲线更能代表气藏的整体渗流特征。该方法为无法通过岩芯驱替获取相渗曲线的气藏提供了有效途径,对于其他基岩气藏及严重非均质气藏具有借鉴意义。     

相渗曲线对凝析气井动态影响研究

采用新疆吉拉克气田真实油气流体、生产井段岩芯,测试了高温高压平衡油气相渗曲线、常规相渗曲线以及改进的考虑束缚气影响常规相渗曲线;建立了单井模型,分析了不同相渗曲线对凝析气井生产动态的影响。研究表明：采用不同油气相渗曲线（平衡相渗、改进相渗、未考虑束缚气影响的常规相渗）对单井动态进行预测,所得结果表明三种相渗预测的气采收率相近,油采收率依次下降,近井地带凝析油饱和度依次上升;对正确选择相渗曲线认识气田开发,指导气田的后期开发方案部署具有重要意义。     

考虑差异化相渗的致密气藏开发效果分析

压裂改造是低渗致密气藏增产的重要措施，而考虑地质—工程一体化的气藏开发动态预测是致密气藏开发的热点问题。大规模水力压裂也会造成改造区相渗与未改造区相渗出现差异，并且不同储集层类型也对应着不同的相渗关系。因此，基于差异化相渗的致密气藏一体化模拟研究具有重要意义。从工程—地质一体化建模流程入手，考虑基质和裂缝的相渗差异，并结合3种储层地质及相渗关系形成了考虑差异化相渗的模拟流程，该模拟方法能有效解决前期返排阶段产水量拟合效果较差的问题。通过考虑差异化相渗的一体化模拟对低渗致密气藏3种储层类型的开发特征和开发效果进行了分析，并建立无因次压降与采出程度的关系图版，用于评价气藏不同时期的开发效果。研究表明，残余气饱和度的高低决定了气井开始产气的滞后时间，残余气饱和度越低，气井返排期越长；在考虑差异化相渗的情况下，含水饱和度对采收率影响最为显著、渗透率次之，孔隙度与有效厚度影响较小。通过本文的研究揭示了不同储集层物性对开发效果的影响规律，对指导致密气藏高效开发具有重要的理论及实践意义。