低渗-特低渗油藏油水相对渗透率及水驱油效率影响因素研究

了解和掌握低渗-特低渗油藏的相对渗透率和水驱油规律,对于准确认识该油田区块流体渗流特征,合理、高效开发油田有着十分重大的意义。以鄯善油田特低渗储层为例,通过室内岩心实验,分析了不同因素对于低渗-特低渗油藏的油水相对渗透率和水驱油效率的影响。结果表明：岩心渗透率、原油粘度的变化都会影响低渗-特低渗油藏的油水相对渗透率曲线特征。同时,低渗-特低渗油藏的水驱油效率也会随着岩心渗透率、驱替速度和原油粘度的变化而变化。     

低渗透油藏注水开发储层动态特征变化

为了解低渗透油藏长期注水后储层特征的变化及其机理,以马岭油田南二区延9油藏为例,通过室内物理模拟实验法研究注水开发前后储层物性、孔隙特征和渗流特征的变化。研究结果表明:长期注水后,储层渗透率明显增大,孔隙度增加较小,且储层渗透率越高,水洗程度越大,储层物性的增加幅度越大;储层物性的增加主要与水洗后黏土矿物含量的降低有关,其中伊利石和伊蒙混层的相对含量明显降低,高岭石相对含量明显增大;水洗后储层岩石表面油膜脱落,岩石润湿性由亲油性变为亲水性;注入水与储层岩石的相互作用使油水相流动能力增强,两相区范围变宽,水驱油效率提高。可见马岭油田南二区延9油藏注水开发中储层的变化有利于油田的开发。     

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。     

胜坨油田岩石水洗前后物性变化的试验研究

研究了胜油田的油藏岩石用大量水冲刷前后岩石渗透率、毛细管压力及油水相对渗透率曲线的变化。试验结果表明，岩石水洗前后气体渗透率增加、孔隙半径增大的居多；气体渗透率减小、平均孔隙半径减小者也有之，另外还有气体渗透率、平均孔隙半径变化不大的情况。总之，油水相对渗透率变化情况比较复杂。     

胜坨油田岩石水洗前后物性变化的试验研究

研究了胜坨油田的油藏岩石用大量水冲刷前后岩石渗透率、毛细管压力及油水相对渗透率曲线的变化、试验结果表明，岩石水洗前后气体渗透率增加，孔隙半径增大的居多；气体渗透率减小，平均孔隙半径减小者也有之，另外还有气体渗透率，平均孔隙半径变化不大的情况，总之，油水相对渗透率变化情况比较复杂。     

剩余油分布规律的精细数值模拟

以胜二区沙二段８单元为研究对象,建立了该开发单元储层物性和原油物性随不同开发阶段变化的数值模型,并此基础上进行了精细油藏数值模拟研究。研究结果表明,渗透率、原油粘度和密度随不同开发阶段的变化对剩余油分布和油田开发效果影响均较大。对注水开发历史较长的油田,在进行精细油藏数值模拟时,应该考虑渗透率和原油物性随时间的变化,从而为进入注水开发的老油田的挖潜上产提供可靠的决策依据,通过对８单元的精细油藏模拟     

特高含水期整装油藏数值模拟中的几个关键问题

油藏经过长期注水冲刷以后,储层渗透率及油水运动规律发生明显变化,特别是进入特高含水期后,储层的这种变化特征以及夹层和高渗流带对剩余油的影响,是油藏数值模拟需要考虑的重要因素。通过对泥质、灰质、物性夹层参数进行分类赋值,并建立储层物性渗透率时变模型和不同含水阶段相对渗透率模型,实现高精度历史拟合和剩余油描述,为制定开发技术政策界限以及设计优化开发调整方案提供可靠依据。     

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。     

高含水期利用指进现象调整油藏注采结构

注水开发油藏时,储层各小层之间的物性差异会引起水驱前缘的不均匀推进,即形成指进现象。储层渗透率差异、油水黏度差异和储层倾角等都会影响指进的程度。储层渗透率差异和油水黏度差异的增加会加剧孔道内油水流动速度的差异,进而加剧指进现象;而储层倾角的增大则使水驱前缘的含水饱和度增大,移动距离变小,有利于削弱指进现象。在油藏高含水阶段,指进现象十分明显,会严重影响油田水驱的开发效果。通过对指进现象的研究,分析形成指进现象的原因,进而利用指进现象调整油田开发的注采结构模式,为改善高含水期水驱油藏的开发效果提供理论指导。通过实验,进行注采结构调整时,采收率提高2.97%,说明利用指进现象调整油田开发的注采结构模式具有可行性。     

剩余油分布规律的精细数值模拟

以胜二区沙二段８ 单元为研究对象,建立了该开发单元储层物性和原油物性随不同开发阶段变化的数值模型,并在此基础上进行了精细油藏数值模拟研究。研究结果表明,渗透率、原油粘度和密度随不同开发阶段的变化对剩余油分布和油田开发效果影响均较大。对注水开发历史较长的油田,在进行精细油藏数值模拟时,应该考虑渗透率和原油物性随时间的变化,从而为进入注水开发的老油田的挖潜上产提供可靠的决策依据。通过对８单元的精细油藏模拟,掌握了目前该单元的剩余油分布规律和水淹状况,并成功地指导了该单元开发调整方案的设计和实施