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0.1mD,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0.1mD岩样渗流特征曲线为线性,大于0.1mD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。     

砂岩储层孔隙结构分形特征描述

在前人对孔隙结构分形特征研究的基础上,利用分形几何理论,建立了描述储层孔径分布的分形几何公式和储层毛管压力曲线的分形几何公式;利用岩心压汞测试资料,建立了描述孔隙结构的分形几何模型,探讨了砂岩孔隙结构的分形特征.研究表明孔隙的分形特征是分区域的,分形维数可以定量描述孔隙的非均质性,分形维数大,砂岩孔隙分布的非均质性强.依据建立的孔隙分形模型,在考虑孔隙结构、润湿性变化的基础上,根据函数公式和毛管束模型,推导出了油水相对渗透率的理论预测公式.根据所得到的理论预测公式,进行了相对渗透率曲线预测.预测结果表明,预测曲线与理论曲线是一致的.同时,可用于长期水驱后油水相对渗透率的预测和不同储层相渗曲线的归类,指导油田开发.     

低渗火山岩气藏渗吸机理实验研究

为深入研究喷发成岩的强非均质性火山岩气藏渗吸机理,综合使用气水驱替、核磁共振、X-CT成像等实验进行分析。结果表明,火山岩实验样品自发渗吸含水饱和度增加主要发生在渗吸初期的2 h,渗吸24 h已基本达到稳定状态,储层渗透率越小渗吸水饱和度越大。自发渗吸过程中微小孔隙渗吸速度和渗吸水分布比例均大于较大孔隙,约有80%的渗吸水分布在微小孔隙,残余气主要分布在较大孔隙中。而动态渗吸过程中较大孔隙渗吸速度和渗吸水分布比例均大于微小孔隙。复杂火山岩气藏自发与动态渗吸残余气饱和度分别为18.51%和6.55%,渗吸效率分别为48.62%和80.25%,渗透率越小,渗吸效率越高,但残余气饱和度与孔隙度之间不存在明显的对应关系。     

长岩芯驱替中不同位置的相渗曲线计算

相对渗透率是一个解释多相不可压缩流体在多孔介质中流动的复杂影响的重要参数,以便校正达西单相流动
方程。但是影响相对渗透率的因素很多,如：流体饱和度、岩石物性、润湿性、历史饱和度（滞后效应）上覆压力、黏土
及颗粒含量、黏度、温度、表面张力、束缚水饱和度、驱替速度和末端效应等。利用桓冠仁、沈平平的均质岩芯一维渗
流相渗推导结果,考虑长岩芯驱替室内实验中一维岩芯排列的非均质性和长岩芯逐级调和排序的特点,利用Matlab 软
件拟合出逐级调和平均渗透率与岩芯累计长度的关系,并反求出绝对渗透率倒数与累计岩芯长度的关系,将关系式由
离散模型转化成连续模型,并代入一维均质相渗模型,利用WC 油田长岩芯驱替实验数据计算出长岩芯驱替过程中不
同位置的相对渗透率曲线,计算结果是可靠的。     

致密砂岩气藏气水相对渗透率曲线

以分形几何原理为基础,考虑流体润湿性及毛细管内气水两相流动,建立致密砂岩气水相对渗透率计算模型,通过求解得到气水相对渗透率解析计算公式。研究结果表明:本文模型计算结果与文献实验结果吻合度较高,从而验证了本文模型正确性。气水相对渗透率受到束缚水膜厚度、孔隙结构参数(孔隙分形维数、迂曲度分形维数)和气水黏度比影响。气水相对渗透率曲线随着束缚水膜厚度增大而向右平移。孔隙分形维数越大,气水相对渗透率越大,而迂曲度分形维数越大,气水相对渗透率越低。随着气水黏度比的增大,水相相对渗透率曲线几乎不发生变化,而气相相对渗透率曲线向右上方平移。     

一种新的致密气藏平均毛管压力计算模型

利用分形理论建立了新的毛管压力模型,研究致密气藏储层内部孔隙的分布特征。证明了Lekia提出的,在低渗透的致密砂岩气藏中,毛细管压力与含水饱和度在双对数坐标中呈线性关系的结论,而Brooks和Corey基于实验统计提出的毛管压力与归一化含水饱和度之间的线性关系仅仅适用于渗透率较高的砂岩储层。根据所建立的毛细管压力模型,推导出计算平均毛管压力曲线的方法。     

欠饱和煤储层气水有效渗透率动态变化规律

为准确量化正负效应对相渗曲线的影响,采用欠饱和物质平衡方程,将改进的PMG绝对渗透率模型与CPL相对渗透率模型在相同储层压力与含水饱和度下耦合,建立了考虑水侵的欠饱和煤储层有效渗透率动态预测模型,并分析了气水有效渗透率动态变化规律.研究表明:模型将有效渗透率统一为储层压力的函数,能很好反映煤储层正负效应,特别是基质收缩对于气相有效渗透率的改善作用;水侵引起净产水减少,导致含水饱和度降低变缓,抑制气相有效渗透率的升高与水相有效渗透率的下降,但对曲线形态影响微弱;若水侵量不再变化,定速水侵就转化为定量水侵.适当提高排水速度有助于降低水侵的影响.     

基于核磁共振和压汞实验的储层束缚水饱和度计算方法

 为了准确计算新疆某地区砂岩储层的束缚水饱和度,从6口井中分别选取142块砂岩样品进行了核磁共振实验和压汞实验测量。根据核磁共振实验结果,采用T2谱面积比值法、称重法、谱系数束缚水截止值（SBVI）法和统一T2截止值法分别求取束缚水饱和度,认为称重法和T2谱面积比值法更佳,适用于建立研究区储层的束缚水饱和度模型。在核磁共振实验基础上,考察了压汞实验所得到的束缚水饱和度的适用条件,结果表明：对于孔隙度小于15%、渗透率小于1×10-3μm2的样品,6.897×10-3MPa的驱替压力可以将可动水驱替干净,在压汞实验得出的毛管压力曲线上所对应的此驱替压力下的含水饱和度为实际的束缚水饱和度;对于孔隙度大于15%、渗透率大于1×10-3μm2的岩样,6.897×10-3MPa的驱替压力可将部分束缚水驱出,此驱替压力下的含水饱和度不是实际的束缚水饱和度。对于中、高、孔渗储层,利用储层油水密度差所产生的浮力等于毛细管压力这一条件,在纯油层段转化成合适的储层驱替压力,在毛管压力曲线上读取此驱替压力下的含水饱和度即实际的束缚水饱和度。     

复杂断块油田中高含水期油水渗流规律研究

针对冀东油田主力油层2个区块天然岩心的3个不同含水阶段,研究复杂断块油田进入中高含水期后储层物性的变化及油水渗流规律。用分形维数表征孔隙结构参数,采用分段拟合回归分析大孔隙与小孔隙的物性差别,绘制含水率与含水饱和度、驱替效率、无因次采油指数采液指数的关系曲线。分析结果表明:随着注入水的增加,孔隙度渗透率增大,稠油油藏孔隙度增加幅度更大,岩石的亲水性增强,大小孔隙的分形维数均减小,岩心非均质性变弱;随着含水率增加,驱替效率增加,高含水阶段增长变缓;无因次采油指数随着含水率的升高而下降,当至高含水期时,稠油油藏采油指数急剧下降,稀油油藏采油指数趋于稳定;稠油和稀油油藏的无因次采液指数均急剧上升,进入水洗阶段,稀油油藏适合整体提液,稠油油藏应在含水80%前提液。     

储层毛管压力曲线构造方法及其应用

为了连续获取储层毛管压力曲线评价储层孔隙结构,针对储层毛管压力资料非常有限这一问题,以169块不同类型的岩芯压汞资料分析为基础,提出了利用常规孔隙度、渗透率等参数构造毛管压力曲线的新方法,并建立了毛管压力曲线的构造模型。通过与实际岩芯压汞毛管压力曲线的对比,验证了构造模型的准确性,并提出优选综合物性指数模型来连续构造毛管压力曲线。将该毛管压力曲线应用于实际储层评价中以求取平均毛管半径、最大毛管半径和储层含水饱和度等地层参数以及评价储层的孔隙结构,与岩芯分析结果以及油田现场利用测井模型解释获取结果对比表明,新模型计算的结果是真实可靠的。     

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。     

DLH油田低渗砂岩孔隙分形定量表征方法研究

针对常规表征方法难以精确表征低渗砂岩储层孔隙空间分布复杂性和不规则性的问题,提出了适用于低渗砂岩储层的分形维数计算方法,实现了低渗砂岩储层孔隙特征的定量表征。基于不同分形维数计算方法差异性的分析,优选采用MIFA方法求解低渗砂岩储层的分形维数（在2.042~2.324）,相关性最佳;确定了排驱压力、平均孔喉半径、变异系数以及均值系数作为储层孔喉分布复杂程度和非均质程度的综合表征参数;基于恒速压汞分形维数的求解,发现低渗砂岩储层非均质程度呈中小孔喉大于微小孔喉,喉道分布大于孔隙分布的特点;低渗砂岩储层的分形维数与启动压力梯度和应力敏感性损害率的实验结果均存在一定的相互关系,分形维数越大,孔喉分布的非均质性越强,启动压力梯度越大且应力敏感性的损害程度也将加剧。低渗砂岩储层分形维数的计算可用于室内实验结果的定性预测和判断,也可作为油藏工程中应用相渗曲线时的重要判别标准。     

低孔低渗储层评价中数学方法的应用研究

根据毛管压力曲线和相对渗透率的分形几何公式计算孔隙的分维数;以储层测井信息所反应的储层地质特性为基础,利用模糊识别方法,建立了该区块志留系低孔渗储层测井信息的模糊隶属函数和隶属方程;所得隶属度的大小可以用来判断储层的所属类型。在储层四性特征及其关系研究的基础上,应用BP神经网络方法建立了识别储层类型的测井分类模型,并对其预测精度进行了检验。综合这几种方法对目标区块10余口井进行分析处理,取得了很好的应用效果。研究认为孔隙结构分维数能定量表征砂岩的储集性能,并能反映砂岩孔隙结构的成因特征;不同成因的孔隙结构具有不同的分维数,因此可用分维数对砂岩孔隙结构进行分类和评价。     

考虑储气库裂隙储层分形特点的天然气渗流规律分析

考虑储气库裂隙介质分形特点以及临界运移饱和度的影响,根据两相不稳定渗流理论和分形理论,将裂隙储层介质分形参数引入到相对渗透率的预测,建立了储层相对渗透率与裂隙尺寸、典型单元体尺寸、毛管压力之间的关系;并分析了高含水衰竭油气藏裂隙储层改建储气库后的渗流规律及井底压力变化规律。采用计算模型与三维渗流模型所得计算结果进行了对比分析,并研究了分形维数、典型单元体尺寸、裂隙尺寸比、储层厚度、注气速率、排水速率对储气库井底压力的影响。计算结果表明:采用的计算模型考虑了裂隙储层的分形特点,具有较高的计算精度,可以满足实际工程计算需求;气相相对渗透率随着分形维数的增大而增大,水相相对渗透率随着分形维数的增大而减小;储气库井底压力随着裂隙介质分形维数、储层厚度、排水速率的增大而减小;随着典型单元体尺寸、裂隙尺寸比、注气速率的增大而增大。     

一种计算超低渗储层相对渗透率的新方法

相对渗透率曲线是油藏数值模拟的关键参数。超低渗透储层致密,喉道细小,孔隙结构非常复杂,在水驱油实验过程中,毛管压力作用和末端效应非常显著。在超低渗储层水驱油实验的基础上,首先应用传统的JBN方法(忽略毛管压力的影响)计算相对渗透率,发现其是不适用的。为了克服岩心末端效应的影响,应用X-ray CT扫描技术获得含水饱和度剖面数据;并结合两相饱和度剖面理论,推导了一种计算两相相对渗透率的新方法。结果表明:应用模型计算的相对渗透率曲线能够反映超低渗储层毛管压力大的特征。超低渗透岩心的水相渗透率起初上升很慢,随后快速升高;而油相渗透率下降迅速。研究成果对于超低渗储层两相相对渗透率的计算具有重要意义。     

基于Weibull模型的相渗关系表征研究

针对特低含水饱和度和特高含水饱和度时相渗关系表征误差较大的问题,通过对大量岩芯样品的相对渗透率测定实验数据进行详尽分析,发现水、油相对渗透率比值的自然对数ln（K_rw/K_ro）与标准化后的含水饱和度S_wn的双重自然对数ln（ln 1/SS_wn）之间具有良好的线性关系,两者符合Weibull函数关系。在此基础上,基于Weibull模型提出了一种新的相渗关系表征关系式,并以此为基础改进了相渗分流量方程的拟合计算方法。该方法及由其推导的相渗分流量方程较传统油层物理学方法计算的分流量方程在特低中含水期内能大幅度提高产水率的拟合精度。     

用分段回归方法计算孔隙结构的分形维数

储层岩石的孔隙空间具有良好的分形特征,孔隙结构的分形维数可以用来定量描述孔隙结构的复杂程度。应用分形几何的原理,推导了储层岩石不同孔隙分布和毛细管压力曲线的分形几何模型。根据毛管压力曲线资料,用分段回归的方法计算了不同孔隙结构的分形维数。计算结果表明,用分段回归方法计算孔隙结构的分形维数能更好地反映孔隙结构的实际情况。若孔隙大小相差不大,孔隙结构的分形维数相等或比较接近;若孔隙大小相差较大、非均质性较强,得到的孔隙结构分形维数不同。     

苏里格气田致密气层测井精细建模方法

鄂尔多斯盆地苏里格气田是低渗透致密砂岩气藏的典型代表,根据毛细管压力曲线形态,基于自组织神经网络技术,建立了孔隙结构测井自动判别和分类渗透率计算模型,有效提高渗透率计算精度;在储层导电机理研究基础上,建立了基于粘土束缚水、微孔隙水和自由水“三水”并联导电的含水饱和度计算模型,显著提高了储层含气性评价精度。实际测井资料处理解释结果与岩芯分析资料对比,验证了方法的可行性和准确性。     

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。