Orinoco泡沫油的油气相对渗透率测试方法

参考中国石油天然气行业标准SY／T6339—1998,采用衰竭式开采的非稳态法测定了Orinoco泡沫油的油气相对渗透率,并建立了试验条件下油、气体积的计算方法。对泡沫油的油气相渗特殊性进行了描述和解释,并利用一维模型进行了检验和验证。结果表明：在泡沫油的油气相对渗透率曲线上,含气饱和度低,气相渗透率很低;压力高于拟泡点压力时,油气两相曲线没有交点,以油相渗流为主,这也是泡沫油产油量高的主要原因。模拟计算结果验证了泡沫油油气相对渗透率曲线的合理性。     

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.     

委内瑞拉奥里诺科泡沫油油藏多分支井加密方式研究

针对委内瑞拉奥里诺科泡沫油油藏部分油井出现了产量递减加快、生产气油比升高的问题,通过加密多分支水平井以延长冷采时间.以5组分2动力学方程泡沫油模型反映泡沫油油藏渗流机理,以室内实验相态和压力衰竭实验拟合确定泡沫油组分性质参数与泡沫油相渗曲线,建立了泡沫油油藏数值模拟模型,进而研究了泡沫油油藏多分支水平井加密方式.研究表明:上述方法可较好地模拟泡沫油油藏生产特征;多分支水平井加密原有井网可以改善油藏开发效果,最佳加密方式为水平方向加密2口主井筒长900 m、分支间距300 m、分支长度210 m、分支数为2的多分支水平井,垂直方向加密2口井筒长300 m、分支间距180 m、分支长度210 m、分支数为4的多分支水平井.     

相对渗透率调节剂提高采收率优化控制条件研究

相对渗透率调节剂(relative permeability modifier,RPM)可以选择性降低油水相渗透率以提高注入水的波及系数;并改变岩石表面的润湿性,提高采收率。研究了一种阳离子聚合物型的相对渗透率调节剂,测定了RPM对表面润湿性以及油水相渗透率的影响。通过岩心驱油试验考察了不同油藏渗透率、地层润湿性、原油黏度、RPM注入时机、注入水注入速度等条件下RPM驱的驱油效果。实验结果表明,RPM可以将油湿的石英表面润湿性改变为弱水湿,且对水相渗透率降低程度更大;RPM驱适合渗透率大于50×10-3μm2地层;RPM在油湿岩心中具有更高的采收率增值;原油黏度在20 mPa·s时,采收率增值幅度最大;在相似的渗透率条件下,注入速度增大时,水驱采收率与最终采收率均增大;较早注入RPM有更好的最终采收率效果。     

泡沫油流渗流规律数学模型及其数值解

为了准确模拟泡沫油流在储层内的流动规律的从渗流力学基本方程出发,推导处泡沫油流渗流基本方程。利用有限差分方法求得其数值解。将计算结果与黑油模型以及室内实验进行了对比,结果表明,所提出的模型更接近实验结果。     

泡沫油衰竭开采后续水驱提高采收率实验研究

通过物理模拟实验研究转驱压力和水驱速度对泡沫油衰竭开采后续水驱开发效果的影响,考察泡沫油水驱机制。结果表明:泡沫油流阶段是稠油溶解气驱过程中的主要产油阶段,在这一阶段的采出程度占最终一次采收率的90.91%;衰竭开采后续水驱中,溶解气驱采收率随转驱压力的降低而逐渐增大,水驱采收率随转驱压力的降低而呈阶梯式规律逐渐减小,总采收率在拟泡点压力3.1 MPa附近的开发效果最好,可达35.71%;转驱压力可能通过影响泡沫油流中油气两相在孔隙介质中的分布影响水驱稳定性,并且这种影响在高含水期前较为明显,对高含水期影响较小;水的渗吸作用是水湿性多孔介质中见水后水驱泡沫油的主要动力,水驱速度越小,渗吸作用相对越强,水驱采收率越高,水驱速度由2.5降为0.01 mL/min时水驱采收率可提高13.11%。     

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。     

拟合恒压驱替实验数据计算相对渗透率方法研究

针对利用恒压驱替实验数据解析计算油水相对渗透率过程中数据拟合难度大的问题 ,首次借鉴 Sarma和 Bentsen拟合恒速驱替实验数据计算油水相对渗透率中使用的多元回归通式 ,经变形后用来处理恒压驱替实验数据 .研究结果表明 ,用这种方法来拟合实验数据不仅可以满足实验规律 ,而且可以提高实验数据的回归质量 ,从而为准确测定油水相对渗透率提供可靠的基础     

混凝土气体渗透性试验方法

研究了含水率、试件厚度、附加压力及真空度等实验参数对混凝土气体渗透系数的影响,分析了气体在混凝土中的扩散机理.研究表明,多孔材料的曲折度可通过不同厚度的渗透性来研究.随着试件厚度的增大,气体渗透系数增大,而渗透系数的增长系数为曲折度因子;由于试件含水率、附加压力和真空度等对实验结果影响很大,实验时应严加控制;当将含水率取为小于5.5%,试件厚度取30 mm,真空度取0.096~0.090 M Pa,外加压力取0.3~0.5 M Pa,并采用本征渗透系数时,可在缩短试验时间的同时,确保试验结果的准确性和可靠性.     

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.     

中国低渗透油气的现状与未来

中国低渗透油气资源丰富,具有很大的勘探开发潜力。近20年来,在低渗透砂岩、海相碳酸盐岩、火山岩勘探方面取得了很大发现,形成了国际一流的开发配套技术,实现了低渗透油气藏的规模有效开发,低渗透油气产量持续上升,其在产量构成中所占比例逐年增加。无论从近几年新增探明储量还是从剩余油气资源量看,低渗透油气都是今后勘探开发的主要对象,低渗透油气是中国未来油气工业的勘探开发主流,对保障国家能源安全具有重要的战略意义。     

泡沫油注气吞吐参数影响规律实验分析

冷采后期稠油油藏泡沫油现象逐渐消失,开发效果变差。从注气形成二次泡沫油的角度出发,以非常规实验与压力衰竭实验为依据,揭示泡沫油特性,分析各类泡沫油油藏模拟模型的适用性,系统评价注气吞吐提高该类油藏采收率的可行性,研究注采工艺等参数的影响规律。研究表明,泡沫油存在拟泡点压力,且随静止时间的减小而减小,泡沫油压缩系数在10～0.012 MPa -1之间,高于常规原油。6组分泡沫油模型的拟合精度最高,对该类油藏的适用性最强。泡沫油油藏注气吞吐开发存在最佳的注气时机及焖井时间;增加注气速度、注气压力和采液速度有利于改善注气吞吐开发效果;出砂冷采及注气吞吐开发过程中应尽可能加快溶解气及注入气向分散气的转化速度。     

裂缝各向异性油藏孔隙度和渗透率计算方法

裂缝性油藏介质由基质和有效裂缝组成。利用岩心分析、测井、地震、薄片分析等静态描述手段测试并计算了基质的孔隙度和渗透率，得到裂缝的宽度、密度和方位等参数。以油藏流体流动模型为基础，利用生产、试井、试采或试油数据求出油藏总渗透率，再结合裂缝参数确定裂缝系统的各向异性渗透率。采用随机裂缝模型，由裂缝渗透率和裂缝宽度计算得到裂缝孔隙度。该方法给出了裂缝和基质系统的渗透率与孔隙度间的定量关系，确定的参数分布合理而完善；考虑了油田各种基础资料数据采集的成本和可行性，具有经济、高效、实用的特点。该方法的应用较好地解决了辽河油田小22块火山岩裂缝性油藏预测模型难以建立的问题。     

裂缝各向异性油藏孔隙度和渗透率计算方法

裂缝性油藏介质由基质和有效裂缝组成.利用岩心分析、测井、地震、薄片分析等静态描述手段测试并计算了基质的孔隙度和渗透率,得到裂缝的宽度、密度和方位等参数.以油藏流体流动模型为基础,利用生产、试井、试采或试油数据求出油藏总渗透率,再结合裂缝参数确定裂缝系统的各向异性渗透率.采用随机裂缝模型,由裂缝渗透率和裂缝宽度计算得到裂缝孔隙度.该方法给出了裂缝和基质系统的渗透率与孔隙度间的定量关系,确定的参数分布合理而完善;考虑了油田各种基础资料数据采集的成本和可行性,具有经济、高效、实用的特点.该方法的应用较好地解决了辽河油田小22块火山岩裂缝性油藏预测模型难以建立的问题.     

基于分形模型油水相对渗透率计算的新方法

相对渗透率曲线是油藏工程分析及油藏数值模拟中重要的参数,目前相对渗透率的预测主要通过实验获取,本文提出利用分形维和实际生产数据计算出油水相对渗透率曲线。并通过油藏实例计算出相对渗透率曲线,并和油藏岩心实际测得相渗曲线进行对比,发现符合性较好,说明分形方法计算出的相对渗透率具有可靠性。     

低渗透油藏油井产能预测新方法

为了准确预测低渗透油藏油井的产能,基于达西公式,考虑高压和低压状态下油藏流体性质以及启动压力梯度对渗流规律的影响,推导了新的低渗透油藏油井组合型产能预测模型。给出了极限井底流压和产量拐点的求解方法,分析了启动压力梯度、流体性质等因素对低渗透油藏油井产能的影响。将新模型与现有模型的预测结果进行了对比,并用实测数据进行了验证。结果表明,新模型预测出的流入动态关系更接近于实测数据,准确度较高,能用于工程计算。     

考虑渗透率张量的各向异性油藏流线模拟方法

针对各向异性油藏,考虑全张量形式渗透率,建立三维两相不可压缩流体流线模拟方法。采用十九点差分格式对压力方程差分离散并进行求解得到压力场,对全张量渗透率下运动方程求解得到速度场,采用Pollock方法确定并追踪流线,最后根据一维水驱油理论得到任一流线内的含油饱和度分布。不同渗透率张量油藏模型计算结果表明:油藏压力沿最大主渗透率方向传播较快;由于流速计算时交叉项的引入,流线与压力梯度方向一般不一致;注采井方向与最大主渗透率方向垂直布置可有效减轻注入水沿最大主渗透率方向的突进,使流线在整个油藏中分布更加均匀,改善水驱开发效果。     

利用岩电参数计算聚合物驱相对渗透率

常用的聚合物驱相渗曲线测试方法稳态法以及非稳态法都须精确确定聚合物黏度,而聚合物溶液具有明显的非牛顿流体特征,表现为其黏度随剪切速率变化而变化。针对现有的聚合物黏度修正模型计算结果差异较大、缺乏普适性的问题,提出一种从电阻率数据中计算聚合物驱相对渗透率的新方法,并通过相对渗透率-电阻率联测试验对该方法进行验证,与传统方法以及黏度修正法进行对比分析。结果表明,通过新方法计算得到的聚合物相相对渗透率数据较为准确、合理,可以解决传统方法计算得到的聚合物相相对渗透率值偏大的问题。     

考虑非达西渗流及毛管力的低渗油藏油水相对渗透率计算新方法

油水相对渗透率是描述储层多孔介质油水渗流的重要参数,而低渗油藏的油水相对渗透率不能用已有的公式计算获得。通过考虑低渗储层多孔介质中油水渗流特征,建立了考虑启动压力梯度及毛管力影响的低渗油藏非稳态油水相对渗透率计算方法。进行了非稳态油水相对渗透率实验。计算了不同影响因素下的油水相对渗透率曲线,并分析了各因素对油水相对渗透率的敏感性。研究表明,启动压力梯度作为油水渗流的阻力,对油水相对渗透率的影响更为显著。毛管力作为动力,仅对油相相对渗透率有影响,对水相相对渗透率无影响。当考虑启动压力梯度及毛管力作用时,计算的产油量及产水量最为准确,误差仅为2.41%和3.51%。     

油气区块勘探程度划分方法研究

由于不同勘探程度的油气区块面临的地质勘探风险不同,资源评价的主要矛盾不同,为了准确划分研究区块的勘探程度,正确评价区块的勘探潜力,调研了现有勘探程度划分方案,统计分析了A探区截至2012年的勘探数据,结合A探区实际勘探资料,提出了定性与定量方案相结合的划分方法。