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.     

ASP驱油体系相对渗透率曲线测定方法研究

通过浏定ASP溶液在孔隙介质中的流变特性,提出了“达西粘度”的概念,并研究了它与戏余阻力系数的关系,从而将ASP/油体来相对渗透率曲线测试中水相粘度的确定问题转化为研究流体的残余阻力系数与表观粘度的关系。实脸结果表明,本文提出的思路和方法是测定ASP驱油休系相对渗透率曲线的可行途径。     

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%。     

微生物驱相对渗透率曲线测定

为了进一步加强对微生物驱油过程及其后续水驱油的多相渗流规律和驱油机理的认识,采用稳态法成功测得了中一区Ng3油藏条件下(温度69℃和压力10 MPa)注微生物(AB-1菌和AB-2菌)前和注微生物后油水相对渗透率曲线.对比分析了注微生物前后岩心的束缚水饱和度、残余油饱和度、绝对渗透率和相对渗透率的变化特征.实验结果表明:与注微生物前相比,注微生物后岩心的束缚水饱和度增大,残余油饱和度明显减小,而岩心的绝对渗透率变化不大;等渗点明显右移,含水上升率明显减缓;两种菌均能较大幅度提高原油采收率,其中,AB-1菌提高采收率平均为8.7%,AB-2菌平均为9.2%.     

用毛细管压力曲线计算相对渗透率曲线的方法综述

相对渗透率曲线对研究地下流体的渗流规律及驱替特征具有重要的意义。利用毛细管压力与饱和度的关系来计算相渗曲线的方法进行了综述。叙述了相渗曲线的计算原理,及引入分形理论的原理。按照公式相似性及继承关系,分组介绍了毛细管压力法的研究历程,及主要研究成果。认为提出Kr-S关系来简化算法和分形理论的引入,推动毛细管压力法的发展;认为各方法没有优劣之分,只是适应性不同;利用特定的实验数据,对各方法的优劣进行评价,本身有一定的局限性。据此将毛细管压力法分为三个时期。通过对比评价各方法的特点及相互关系,阐释算法发展规律。最后提出毛细管压力将有三个主要发展方向:1测定非常规储层的相对渗透率曲线;2测定特殊流体的相对渗透率曲线;3与其他岩心检测手段相结合来检测岩心。希望对今后的研究起到参考的作用。     

油水相对渗透率曲线的形态特征分析

本文阐述了油水相对渗透率曲线与岩石的孔隙结构、岩石的润湿性之间的关系。以S油田低渗透砂岩储层为例,以油田36块岩心的相对渗透率曲线数据为基础,将相渗曲线形态分为水相下凹型和水相上凸型两种类型。并对两种类型相对渗透率曲线形态特征进行分析,得出水相下凹型相对渗透率曲线更有利于注水开发。     

聚合物驱相对渗透率曲线的特征研究①

本文在研究聚合物溶液流经多孔介质时的流变性基础上,确定了聚合物溶液在多孔介质的有效粘度与分流量和相饱和度之间的关系式。从而解决了聚合物吸附/滞留及非牛顿流效应的影响,建立了稳定法测定聚合物驱相对渗透率曲线的实验技术和方法。成功地测得了油/聚合物溶液体系的相渗曲线和注聚合物段塞后的油/水体系的相渗曲线,并确定了适当的相渗曲线经验方程。讨论了聚合物驱相渗曲线的特征,分析了水相中的自由聚合物分子和岩石中吸附/滞留的聚合物对相渗曲线的影响,真实地反映了聚合物驱过程中的多相渗流规律。     

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。     

温度对相对渗透率影响的探讨

本文提供了单家寺油藏的温度-相关相对渗透率,就温度对油水相对渗透率的影响作了解释,并就文献上已发表过的温度对油水相对渗透率的影响的两种主要对立观点作了论述,对计算温度-相关相对渗透率的表达式提出了一些看法。     

注水开发油藏油水相对渗透率变化规律

我国很多油田已注水开发多年,油井进入中高含水期,在注水开发油藏中,由于各种因素影响引起地层油水相对渗透率变化,这是大家十分关注的问题.本文根据多相渗流的理论应用大量试井资料解释结果得出注水开发油藏油水相对渗透率变化变化规律.为油田开发提供有价值信息.     

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。     

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.