基于Kozeny-Carman方程的水相相对渗透率计算方法

岩石孔隙中流体的相对渗透率是储层评价、油气田开发的关键参数之一,与流体性质、岩石的润湿性、孔隙结构等有关。一般通过稳态法与非稳态法实验获得。由于相渗实验的周期长、成本高,且条件较为苛刻,难以在现场中进行大量的应用。以Kozeny–Carman方程和阿尔奇公式为基础,将复杂的孔隙结构及流体分布进行简化,得到了毛管渗流中外油内水和外水内油状态下水相的相对渗透率模型。并通过G油田4块岩心的实验数据对模型进行了分析。研究表明:外油内水状态下的水相相对渗透率模型与孔隙中油水渗流规律相符,用该模型计算的水相相对渗透率与实测数据较为吻合。     

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%。     

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。     

润湿反转机理的研究进展

介绍了近年来国外针对润湿反转作用提高采收率的研究进展.首先介绍了一种测定润湿角的方法——双滴双晶法(DDDC).对比了近几年国外常用的几种润湿反转剂.研究表明:阳离子、阴离子以及非离子表面活性剂在有效作用浓度以及作用机理上存在明显区别.综合各种试验结果,认为含有聚氧乙烯(丙烯)基的阴离子或是非离子活性剂具有较好的应用前景.最后通过分析固体表面润湿反转导致的油珠剥离过程,以及不同阶段的力学变化规律,发现润湿反转作用主要受到固液界面张力的影响,而油水界面张力并不是决定性的影响因素.因此,有必要进一步研究表面活性剂对固液界面张力的影响规律.     

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。     

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     

低渗-特低渗油藏非稳态油水相对渗透率计算模型

考虑低渗-特低渗储层多孔介质中油水渗流特征,建立考虑启动压力梯度、重力及毛管力影响的低渗-特低渗油藏非稳态油水相对渗透率计算模型,进行非稳态油水相对渗透率试验,计算不同影响因素下的油水相对渗透率曲线。结果表明,启动压力梯度作为油水渗流的阻力,对油水相对渗透率、储层压力、剩余油饱和度、产油及产水等影响最为显著,其次是重力,毛管力仅对油相相对渗透率有影响,对水相相对渗透率无影响。     

华北裂缝油藏岩石相对渗透率的计算

本文应用裂缝岩心资料以及将相对渗透率普遍方程引入裂缝—基质双重孔隙系统的方法,对华北裂缝油藏岩石的相对渗透率进行了计算。计算结果比华北油田提供的试验结果更能表达该油田裂缝岩石的特征。     

计算聚合物驱相对渗透率的新方法

根据聚合物溶液在多孔介质中的流变性，提出了计算聚合物溶液驱相对渗透率的新方法，通过实例说明了该方法的正确性，同时证实了聚合物驱提高采收享的机理在于提高了非均质油藏的波及体积，而并非减小了最终残余油饱和度。     

预润湿对管道润湿性的影响

针对成品油管道的内腐蚀问题,通过测量有机玻璃和钢材表面的接触角,对无机盐离子、表面粗糙度及润湿历史在油水固三相体系中的作用进行了研究。实验结果显示：碳钢具有憎油性,有机玻璃具有憎水性。在两种材料表面,预润湿的一相均表现出阻碍另一相润湿固体表面的倾向;离子浓度的增加提高了固体表面的憎油性,以上两种现象在碳钢表面表现的更为明显。此外,固体材料既影响最终的润湿接触角,也影响液体在固体表面的润湿进程,碳钢表面润湿稳定所需的时间远远大于有机玻璃表面润湿所需的时间,该现象会对含水输油管道中腐蚀位置的分布产生影响。     

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。     

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。     

二氧化硅材料的表面润湿性改性研究

本工作中,我们采用3-氨丙基三乙氧基硅烷(KH550)、钛酸酯偶联剂Tc-114、1H,1H,2H,2H-全氟癸基三氯硅烷(FDTS)、十八烷基三氯硅烷(OTS)对氧化硅材料进行表面改性,研究了不同改性剂及其用量对氧化硅材料表面润湿性的影响。表面润湿性采用水滴在表面的接触角(CA)来评价。通过傅里叶红外光谱仪(FT-IR)、接触角测量仪对氧化硅材料表面改性的性能进行了表征,结果表明,几种改性剂均能与氧化硅表面的羟基发生反应,成功改性得到不同表面润湿性的氧化硅材料,润湿性从亲水到疏水可控,提高了氧化硅材料应用范围.     

石油污泥润湿性的研究

本文介绍了中原油田污水处理产生的污泥在不同表面的接触角以及在污泥中加入化学剂后接触角的变化,应用热力学粘附功和内聚功的概念,解释了实验结果。     

基于接触角法计算固体表面张力的研究进展

固体表面张力的测定始终是表面科学和工程领域中的热点问题。综述了Young方程推出以来基于接触角法计算固体表面张力的各种方法,分析了这些方法形成的假设条件及在计算固体表面张力时存在的问题,并介绍了该领域的最新研究成果,比较了不同方法计算固体表面张力的值的特点,最后指出当前研究尚存在的问题。     

毛细压差影响下的未饱和多孔介质的相对渗透率

以未饱和多孔介质微观结构的分形特性为基础,建立了毛细压差影响下的相对渗透率的分形模型.结果表明:相对渗透率是一个关于饱和度、分形维度、流体特性和毛细压差的函数,并且该函数中无经验常数.并将以该模型为基础计算出的相对渗透率与现有的实验数据进行比较,结果吻合得比较好.     

校正致密岩心中末端效应及相渗计算误差的计算方法

室内相渗曲线测试常采用非稳态方法。传统测量方法未考虑末端效应及相渗曲线的计算误差。基于末端效应机理研究,建立了考虑致密砂岩末端效应的数学模型;并分析了末端效应和JBN计算方法对致密砂岩岩心非稳态法相渗测试结果的误差。研究表明:增大驱替压差或提高岩心长度可有效降低末端效应导致的测试误差;但降低幅度存在极限值。同时,仅改变实验条件无法完全消除JBN计算方法导致的测试误差。因此,得到考虑末端效应的致密砂岩岩心非稳态法测定相渗曲线的校正图版,能够保证相渗曲线测试结果的准确性、提高油田生产动态预测的可信度。