吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油聚集过程模拟及主控因素分析

以芦草沟组为研究对象,采用物理模拟和数值模拟方法,综合铸体薄片、高压压汞和微米CT等分析测试,分析致密储层含油饱和度增长过程,揭示致密油聚集过程及其主控因素。结果表明:致密储层含油饱和度增长模式分3种,相渗曲线和最终含油饱和度存在较大差异;致密油聚集过程及渗流特征主要受充注压力和孔隙结构控制,充注压力是含油饱和度增长的必要条件,孔隙结构是导致含油饱和度增长过程存在差异的主要因素,其中孔喉半径和配位数控制作用明显;孔喉半径增大,水相相对渗透率减小,油相相对渗透率和有效渗透率均增大;配位数增大,水相相对渗透率增大,油相相对渗透率减小,但油相有效渗透率呈指数增大,石油渗流能力增强,储层含油饱和度增长速度呈逐渐增大的趋势,最终含油饱和度也逐渐增大。     

储层孔隙结构对油水两相相对渗透率影响微观模拟研究

油水相对渗透率曲线是表示两相渗流的重要信息,而储层微观孔隙结构特征是影响相对渗透率的重要因素.结合逾渗理论,采用截断威布尔分布作为孔喉分布函数,模拟初次油驱和二次水驱过程,建立了油水两相流的三维准静态孔隙网络模型.利用建立的孔隙网络模型,研究了水湿情况下储层微观孔隙结构参数如孔喉半径、孔喉比、配位数、形状因子等对油水相对渗透率的影响.结果表明:孔喉半径和孔喉比越大、配位数和形状因子越小,残余油饱和度越大,两相共流区越窄;配位数对非润湿相相对渗透率影响较大,而形状因子对润湿相相对渗透率影响较大.     

吐哈低粘低渗-特低渗油田渗流特征研究

在对吐哈油田大量的岩心测试实验分析的基础上,并结合油藏数值模拟技术,研究并确定了低粘低渗-特低渗油田的渗流特征为随着储层物性的变差,压敏性增强,流体可流动区间变小,启动压力梯度增大;在油水两相区,随着含水饱和度的增大,油相相对渗透率下降很快,水相相对渗透率上升很慢,残余油饱和度下水相相对渗透率值很小;在水驱油过程中,对于不同的韵律层,由于油水粘度比小,可以自动调节水淹剖面,导致了层内纵向上活塞式驱替特征十分明显,表现出与中粘中高渗油田的渗流特征有很大的差别.     

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。     

考虑应力敏感的致密储层油水两相相对流动能力分形数值模拟方法

在应用分形理论和毛管束模型的基础上,建立了考虑应力敏感性的致密储层油水两相相对渗透率模型。通过定义归一化油水相对渗透率,研究了有效应力、弹性模量和孔隙度对致密储层油水两相相渗曲线的影响。模型的预测结果与实验数据的吻合程度高,验证了模型的有效性。理论分析结果表明：有效应力与束缚水饱和度、剩余油饱和度呈负相关。随着有效应力的增大,油水两相的相对渗透率向中间收缩,共渗区域减小;随着弹性模量的降低,孔隙介质的变形量、束缚水和残余油饱和度均增大;孔隙度对油水两相的相对渗透率影响较小。建立的模型可以准确描述应力作用下致密储层油水两相的渗流特征。     

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。     

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。     

基于多孔介质中聚合物弹性的相渗曲线研究

聚驱相对渗透率曲线对进一步认识聚合物驱的渗流规律具有重要意义,但现有研究并未充分考虑聚合物在多孔介质中的弹性,因此对传统计算方法的聚合物弹性进行修正。设计了一种弹性恢复实验,测定消除弹性后的纯黏压差,来计算聚合物在岩芯中的弹性黏度。将聚合物的弹性以弹性黏度的形式引入相对渗透率曲线的计算。结果表明不考虑弹性黏度,计算的水相相对渗透率偏小。测定了不同分子量和不同浓度聚合物的相对渗透率曲线。结果表明分子量越大,弹性黏度越大;浓度越高,弹性黏度越大。弹性黏度的增大会使油相相对渗透率增大,水相相对渗透率降低,残余油饱和度也随之降低。另外,此方法与传统J.B.N.方法相比,计算的相对渗透率曲线不受到流速的影响,计算结果更加可靠。     

特低渗透储层渗流特征和影响因素

为了研究特低渗透储层渗流特征及影响因素,以鄂尔多斯盆地白豹油田为例,对特低渗透岩心的单相和两相渗流特征进行分析.结果表明,特低渗岩心单相渗流具有拟启动压力梯度,渗透率越小,拟启动压力梯度越大;其渗流曲线不再为一条直线,而为下凹型曲线,呈现非达西渗流特征;其流变曲线不是直线,而为上凸型曲线,流体为非牛顿假塑性流体,在较小外力作用下不发生流动,只产生弹性变形,只有当外力大于某值时,流体才发生流动,且具有明显的屈服应力;动极限剪切应力与渗透率的关系表明,动极限剪切应力随渗透率减小而急剧增大;随着剪切速率的增大,视黏度逐渐降低,在剪切作用之后,流体浓度具有变小的特性;油水两相渗流曲线说明束缚水饱和度和残余油饱和度偏高,共渗区较窄,且随着含水饱和度增大,油相渗透率快速下降,水相渗透率缓慢增长.岩心的渗透率大小、润湿性、水锁等因素均对渗流特征有影响.     

非均质油藏水驱后剩余油分布实验研究及潜力评价

为更好揭示非均质油藏水驱后剩余油分布规律和动用条件,在冀东油田非均质性强的不同区块中,通过改进电阻率测试含油饱和度的方法,研究了影响电阻率与含油饱和度对应关系的主要因素,开展了在不同非均质性岩心中水驱后聚合物驱的不同位置含油饱和度对比实验。结果表明:渗流速度对饱和水的岩心电阻率曲线影响不大;地层水矿化度对水驱中岩心电阻率影响较大,矿化度从1 629 mg/L增加到3 847 mg/L时,岩心电阻率下降了10~10~2数量级;在矿化度一定条件下,渗透率越低,喉道间彼此连通的概率越小,宏观上的岩心电阻率越高;对于纵向非均质油藏,水驱后开采潜力区域为正韵律分布下中渗层的远井地带和低渗层;且随非均质程度的增强,水驱后该区域开采潜力越大;对于纵向非均质油藏水驱后聚合物驱,使高渗层的含油饱和度从0.55~0.58降低到0.28~0.38,使中渗层含油饱和度从0.87降低到0.58~0.63,降低幅度为33.33%~49.09%;使低渗层的含油饱和度从0.92~0.95降低到0.66~0.83,聚合物驱能很好的携带中高渗层的残余油滴,对低渗层远井地带动用效果较差。     

稠油油藏注聚主要影响因素实验研究

针对渤海典型稠油油藏的非均质特征,建立内置微电极二维纵向非均质物理模型。通过含油饱和度测量技术进行了稠油油藏注聚主要影响因素实验研究,考察了油藏纵向非均质性、注入速度、注入黏度对聚驱剩余油分布规律及开采效果的影响。实验结果表明:对于纵向非均质稠油油藏,随着渗透率级差增加,注聚效果变差,剩余油主要富集在中、低渗透层。提高注入速度等同提高了注采压差。当压力梯度大于中、低渗透层启动压力梯度以后,才能动用中、低渗透层油。为了增加中、低渗透油层的动用程度,可以考虑适当缩小井距或者通过封堵高渗层,提高中、低渗层注采压差。对于非均质严重的稠油油藏,考虑到油层的实际条件,单纯靠增加体系黏度不能满足流度控制需要,必须通过调、堵等措施才能达到流度控制的目的。     

低分功能型聚合物相渗曲线特征研究及现场应用

采用低分功能型、增黏性能更好地低分功能型聚合物是聚合物驱提高原油采收率的重要攻关方向之一。通过大量的岩心实验,测定了低分功能型聚合物驱在各种不同条件下的相渗曲线,并与普通聚合物驱进行了对比。结果表明,低分功能型聚合物驱与普通聚合物驱的相渗曲线具有相似的变化规律,随聚合物溶液浓度、岩心渗透率的增加,残余油饱和度明显减少;但等渗点下含水饱和度有所增大(向右移动),油水两相跨度增大。由于低分功能型聚合物在分子链上引入了功能性单体,在低渗透岩心上的驱油效果要好于普通聚合物,并不是聚合物的分子量越大驱油效果越好,还与聚合物的分子构型相关。     

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。     

水驱后三元复合驱全过程的相渗曲线变化趋势研究

选用大庆油田有代表性某储层天然岩心的平行样,水测渗透率分别在1 000、600、200×10-3μm2左右。采用恒速非稳态法分别测定了水驱、三元复合驱(注入0.8 PV)及后续水驱全过程的相对渗透率曲线。研究结果表明:注入三元复合体系溶液后相渗曲线形态发生明显变化:驱替相的相对渗透率先降后升,油相的相对渗透率先升后降;且相渗曲线的等渗点增加(本实验增加为3个);岩心渗透率越高,第一等渗点与第三等渗点的跨度越大,残余油饱和度越低。     

相对渗透率调节剂的选择性堵水性能研究

针对一种阳离子聚合物型相对渗透率调节剂,研究了RPM 在不同润湿性砂子上的静态吸附以及选择性堵水
性能。实验结果表明：RPM 在油砂和石英砂上均发生单层吸附,且石英砂上的静态吸附量（1 110 μg/g）是其在油砂上
的吸附量的2 倍以上;吸附剂表面润湿性和聚合物链节的带电性是影响吸附量的两个重要因素;RPM 的吸附可以使
油湿石英表面（105°）转变为弱水湿（72°）;采用了岩芯驱替实验研究RPM 的选择性堵水能力：油、水相残余阻力系数
随着渗透率、温度以及矿化度的增加而下降,聚合物吸附层的膨胀/收缩是RPM 选择性堵水的合理解释。     

基于三维网络模型的聚合物驱后微观剩余油研究

摘要：利用三维网络模型模拟了饱和油、水驱和聚驱三个驱替过程,研究了聚驱后的微观剩余油分布状态,分析了孔隙半径、配位数、形状因子、润湿性等孔隙结构参数对聚驱后剩余油分布的影响。结果表明：随着孔隙半径、配位数、形状因子的增大,聚驱后剩余油百分含量降低;水湿油层的聚驱采收率高于油湿油层的聚驱采收率。 关键词：网络模型;聚合物驱;剩余油;微观分布     

化学驱微观机理及体系优选实验研究*

通过微观仿真刻蚀模型,结合河南油田某区块的孔隙结构,在水驱基础上进行表活剂驱、聚合物驱、聚合物/表活剂二元驱。分析研究了每种驱替体系对水驱产生的盲端、膜状、吸附、簇(柱)状、孤岛状的启动机理,同时量化三种化学体系对各类剩余油在模型中的驱替效率。实验结果表明,盲端剩余油适合高黏聚合物体系,针对不同形状盲端不同界面张力的体系作用效果不同;孤岛状剩余油适合高黏体系,界面张力对其影响不大;吸附状剩余油适合聚合物体系的黏度为(10~20)m Pa·s,且降低体系界面张力有利于启动此类型残余油,但在模型中多会形成此类残余油;膜状剩余油在低黏度聚合物体系下即可以很好启动,适宜体系界面张力数量级在10-1~10-2之间;化学驱启动剩余油,后续油启动运移过程中易形成小径簇状油,其含量在剩余油中占的饱和度较大。