共查询到20条相似文献，搜索用时 15 毫秒
1.
《东北石油大学学报》2015,(5)
为分析剩余油微观分布特征,以毛细管束渗流模型为基础,建立柱状残余油微观渗流模型,推导毛细管中油水微观运动方程,进而导出基于微观渗流模型条件下油水相对渗透率表达式,分析毛细管半径、毛管力和原油黏度对油、水相对渗透率的影响.结果表明:随着毛细管半径增大,相对渗透率曲线向右平移;当驱替压力较高时,毛管力的影响可忽略不计;水湿条件下,驱替压力较低时,随着毛管力的增大,油的相对渗透率增大;随着原油黏度的增大,油相相对渗透率曲线下降.该结果为分析高含水期残余油渗流机理及提高采收率提供指导. 相似文献
2.
《东北石油大学学报》2019,(5)
在多孔介质分形理论基础上,建立低渗透储层油水相对渗透率数学模型,研究储层孔隙结构、驱替压力、油相剪切应力、毛细管压力对油水相对渗透率曲线形态的影响。结果表明:随驱替压力的增加,油相相对渗透率逐渐增加,对水相相对渗透率影响较小;水相剪切应力对相对渗透率曲线的形态影响较小;油相剪切应力对相对渗透率曲线的形态影响较大,随油相剪切应力的增加,油相相对渗透率减小;迂曲度对水相、油相相对渗透率影响较大,迂曲度越大,水相和油相相对渗透率越小;毛细管压力越大,油相相对渗透率越小,水相相对渗透率越大。该结果为认识储层流体的渗流规律提供指导。 相似文献
3.
沥青质沉积不仅会伤害储层物性还会对流体饱和度分布和渗流特征产生影响。通过开展不同开发方式下的长岩心驱替实验,分别测定了有或无沥青质沉积影响下的油水、油气和三相相对渗透率曲线,研究了沥青质沉积对原油相对渗透率和岩石润湿性的影响。研究结果表明,沥青质沉积导致水驱、CO2非混相驱和水气交替（WAG）驱的采收率分别降低了12.2%,5.9%,15.3%。并会引起驱替压差上升,岩石润湿性向亲油性转变,加速水或气突破时间。水驱中沥青质沉淀会使油水两相共渗区左移,含水饱和度对油相相对渗透率的影响增大。CO2非混相驱中沥青质沉淀对气相渗透率影响较小,而油相渗透率更容易受到含气饱和度变化的影响。在三相渗流中沥青质沉淀会降低油相渗透率,加快油相相对渗透率的下降速度,增大残余油饱和度,减弱WAG驱效果。在注入水中添加JCF-1非离子表面活性剂后,能够降低驱替压差,延缓水或气突破时间,增大油相相对渗透率,降低残余油饱和度,弥补沥青质沉积产生的伤害。研究成果为富含沥青质油藏的高效开发提供了依据。 相似文献
4.
对鄂尔多斯盆地王盘山长６油层组低渗透储层的微观渗流特征及驱油效率影响因素进行了深入研究,室内模拟油田储层注水开发过程开展了真实砂岩微观模型水驱油渗流实验,结合薄片鉴定、物性分析、扫描电镜、恒速压汞等测试资料研究了储层微观水驱油特征,探讨了储层物性、微观孔隙结构、润湿性、驱替压力、注水倍数等参数与水驱油效率的关系.研究表明:王盘山区块长６储层微观渗流特征以均匀驱替、网状驱替为主,指状－网状驱替次之,少见指状驱替,在相同实验条件下不同驱替类型对应不同的驱油效率,均匀驱替类型驱油效率最高,平均值为６３．０８％,指状驱替类型驱油效率最低,平均值为２７．７２％;残余油８０％以簇状、膜状形式存在,角隅状、孤立状分布较少;储层物性中渗透率的变化对驱油效率的影响较大,孔隙度次之;注水倍数增大,驱油效率亦增大,注水倍数增大至３PV 时,驱油效率增大幅度减弱,趋于平缓、稳定;喉道半径＜０．４９μm 时,驱油效率呈指数倍数趋势增加,喉道半径＞０．４９μm 时,驱油效率呈线性倍数趋势增大. 相似文献
5.
根据渗流力学和传热学原理,建立水驱油多孔介质流固耦合换热控制方程.考虑热水驱过程中原油密度、黏度随温度的变化关系,对微尺度模型水驱油过程进行数值计算,分析不同模型内岩石部分润湿对水驱油微观相态分布的影响.结果表明:在水驱过程中注人水一侧岩石润湿性对含油饱和度起着决定性影响;驱替过程结束后,随着停驱时间的延长,剩余油、水... 相似文献
6.
低渗储层中启动压力梯度导致流体渗流规律呈现非线性特征,使得低渗储层的开发方式与中高渗储层不同。为了研究新立油田低渗储层中的非线性渗流现象,以新立油田天然低渗岩心为研究对象,通过精密压力测试多孔介质渗流实验分析超低界面张力体系对新立油田低渗岩心中单相及两相流体启动压力梯度的影响。研究结果表明:对于任何流体,新立油田低渗岩心均表现出非线性渗流特征,存在着一定启动压力梯度;低渗岩心拟启动压力梯度的值高于启动压力梯度,且两者均随着渗透率的提高而降低且与渗透率之间均为幂关系;超低界面张力体系可以明显地降低低渗岩心最小启动压力梯度与拟启动压力梯度;对于不同渗透率的岩心,两相临界启动压力梯度与含水饱和度的关系均表现出相似的变化规律,即两相临界启动压力梯度随着平均含水饱和度的上升先上升后降低;在不同渗透率下,对比水驱和超低界面张力体系驱的临界压力梯度最高点,超低界面张力体系下的临界压力梯度最高点明显小于水驱,这表明界面张力的减小可以明显地降低驱油时产生的两相临界压力梯度,超低界面张力体系改善了油藏的注入性。本研究对新立低渗储层水驱后开发方式的选择提供了参考。 相似文献
7.
《东北石油大学学报》2015,(4)
克拉玛依砾岩油藏目前处于高含水开发阶段,储层精细分类特征研究及不同油藏类型水驱油机理和影响因素分析成为油藏提高采收率的基础和关键.首先利用储层综合对比技术,从沉积物源、岩石学特征、物性特征、渗流特征及孔隙结构等方面分析三类油藏,明确导致不同类型砾岩油藏水驱油机理存在差异的根本原因;然后基于核磁共振岩心分析技术进行微观水驱油机理研究.实验结果表明:水驱过程中大孔隙中的原油采出程度最高,而渗吸过程中主要动用中小孔隙中的原油,水驱方式与渗吸作用的结合可有效提高砾岩油藏采收率.分析三类砾岩油藏储层物性、孔隙结构、微观非均质性、润湿性及原油黏度对水驱油效率的影响,其中物性及微观孔隙结构的不同导致微观水驱油机理的差异,而在宏观上储层的非均质性、润湿性和原油黏度又对注入水的渗流体系和驱替路径起决定作用.综合分析结果表明:Ⅰ类油藏水驱油效率最高,Ⅱ类的次之,Ⅲ类的最差.最后结合测井与生产动态资料,讨论水驱油特征对储层整体水淹规律的控制作用.当储层性质相似时,注水条件越强,水淹程度越高;当注水条件相似时,储层物性越好,水淹越强,另外,相同油藏类型物性较差的Ⅲ、Ⅳ类流动单元储层在非强水洗条件下,一般表现为弱水淹层,甚至为油层,成为剩余油富集的有利区. 相似文献
8.
为了更加深入地探究特低－超低渗透储层油水的微观流动特征及其表现出差异性的因素,以马岭油田长８１ 储层为代表,对典型样品进行了微观渗流实验,并结合物性、铸体薄片、扫描电镜、恒速压汞及核磁共振等多种实验测试结果对储层流体的微观驱替机理及导致驱油效率高低不同的因素进行了研究.结果表明:研究区块长８１ 油藏按微观渗流通道类型可分为溶孔－粒间孔型、溶孔型、微孔型３类,其驱油效率逐类降低,不同微观渗流通道类型样品的渗流特征表现出较大的差异性,其中溶孔－粒间孔型样品平均驱油体积为０．０１０cm３,最终平均驱油效率高达４５．６０％,驱替效果最为理想.储层微观条件中,喉道半径大小及分布状况对驱油效率的大小起决定性的作用,物性和可动流体饱和度两者对驱油效率的大小均具有较低程度的控制作用;外部实验条件中,对驱油效率产生较大控制作用的为注入水体积倍数和驱替压力.因此,在油藏实际水驱采油过程中应当采用较为合理的注水压力和注入水体积倍数. 相似文献
9.
倾斜层状砂岩油藏具有倾角大、纵向非均质性强、厚度大等特点,而准确预测层状油藏的水驱效率可以为合理开发油田提供重要的依据。目前所研究的层状模型忽略了油藏倾角和重力的影响,为此针对层状油藏倾角大、受重力因素影响等情况,同时考虑油藏倾角、层内窜流及重力分异驱替条件,引入拟相对渗透率曲线,将物性按厚度进行加权平均,结合水驱油理论,建立了倾斜层状砂岩油藏水驱效率模型。计算结果表明,新模型计算结果与生产实际数据基本吻合,从而证明了新模型的可靠性和适用性。敏感性分析表明,当油藏倾角增大时,重力作用使得水沿油藏下部渗透率较小的油层流动,延缓了上部渗透率较大油层的见水时间,从而增大了驱替效率;流度比和渗透率变异系数越小,驱替效率越大。 相似文献
10.
安塞油田侯氏－杏河地区长６油藏属于低渗－特低渗油藏,针对导致该油藏注水开发过程中一系列问题的复杂多变的渗流特征,利用油水相渗实验与核磁共振实验,通过分析曲线特征与重要渗流参数分布将研究区油藏储层分为３类,并结合物性测试、恒速压汞、X衍射等实验结果,分析物性、孔喉结构、黏土矿物以及注水方式对渗流特征的影响.结果表明:３类油藏的渗流参数依次变差,渗流能力减弱;束缚水饱和度受黏土矿物含量的影响程度较大;驱油效率与渗透率和喉道半径呈正相关,与孔喉半径比呈负相关,且受微观均质程度以及注入压力以及注入水体积影响;可动流体饱和度随渗透率的增大而增大,主要受控于孔隙与喉道分布及二者的空间配置关系.从好到差的３类油藏对应的初期产量、稳产周期依次降低.储层因素通过影响渗流特征,进而对开发特征产生影响. 相似文献
11.
为认识特低渗透储层成岩相分布以及微观渗流特性,尤其是孔隙结构对岩石渗流能力的控制作用,以合水地区长6层为研究对象,利用油水相渗、真实砂岩微观水驱油、核磁共振等实验,分析了不同成岩相储层的渗流特征,并结合恒速压汞、高压压汞实验测试结果及产油能力,探讨了不同成岩相孔隙结构与渗流规律的内在联系。结果表明,储层岩石孔隙中的油能否被驱出主要取决于连通孔隙的喉道参数,优势成岩相储层孔喉半径及有效喉道体积大,流体易于流动,驱油效率高;孔喉半径比大、孔喉分布范围窄、孔隙结构非均质性强是不利成岩相储层渗流能力差和驱油效率低的主要原因。 相似文献
12.
基于两相流低渗油藏合理注采井距确定方法 总被引：1，自引：1，他引：0
目前确定低渗油藏合理注采井距的方法,主要以启动压力梯度为判断基础,而实际生产过程中两相渗流阻力也有影响.从渗流力学出发,考虑非活塞驱替两相流及启动压力梯度,分别以油相区、油水两相区及纯水区的渗流数学表达式为基础,得出基于两相渗流低渗油藏合理注采井距的新方法,并通过实例计算与结果对比证实其理论的合理性与可靠性.实例计算得出注采压差为40.0MPa,渗透率为1.0×10-3μm2时油藏合理注采井距为130m.考虑两相渗流确定的合理注采井距随渗透率增大而增大,但增长幅度随渗透率的增大而减缓,且渗透率与井距呈近似幂函数关系;随渗透率增大,新旧方法确定的井距相差越来越大,因此计算合理注采井距时,应考虑启动压力梯度与油水两相渗流阻力共同作用,以使其计算结果更加合理可靠. 相似文献
13.
为了探索高-特高含水期稠油油藏不同提液方式下提高剩余油采出程度的机理, 设计不同提液方式、不同原油黏度下的海相砂岩稠油油藏驱替实验, 采用在室内搭建长岩心物理模拟实验, 研究高含水期、特高含水期时不同提液方式、原油黏度等因素对提高采收率的影响, 结合核磁共振成像和T2图谱研究不同注水方式下剩余油分布。研究表明, 提液相比于恒定低速驱, 可提高11%左右的采出程度; 以驱替至含水率大于99%作为驱替结束条件, 高含水期油藏通过多次控幅提液采出程度最高; 岩心低速水驱至特高含水期后, 岩心核磁共振图像饱和度明显降低, 随着驱替的进行, 孔隙度分量逐渐降低, 即剩余油逐渐减少; 高含水期多次提液对不同孔径动用程度比一次大幅提液效果好, 微孔、小孔和中孔均有不同程度波及, 整体采出程度提高17.01%, 其中, 中小孔导致采出程度提高13.31%, 占提高幅度的78.2%;特高含水期, 多次提液比一次大幅提液原油采出程度提高9.2%, 其中中孔采出程度的提高作出主要贡献, 占提高幅度的97.2%, 微小孔波及程度较小。研究成果可为高-特高含水期稠油油藏提高采收率提供技术支持。 相似文献
14.
通过微观砂岩模型对鄂尔多斯盆地姬塬地区长6油层组微观渗流特征进行了研究,并结合铸体薄片、扫描电镜、恒速压汞等对物性、孔喉等与驱油效率之间的关系进行了分析。结果表明,研究区长6油层组渗流分为指状渗流、网状渗流和均匀状渗流,研究区岩石可分为剩余粒间孔型、溶孔型和溶孔-剩余粒间孔型3种,不同类型岩石渗流特征不同,其驱油效率也不同。溶孔-剩余粒间孔型岩石驱油效率高,溶孔型岩石驱油效率低。非均质性是影响驱油效率的主要内部因素,物性、孔喉等对驱油效率的影响较弱。外部因素中注水压力和注入水倍数对驱油效率影响大,相比于注入水倍数,提高注水压力对提高驱油效率效果更好。 相似文献
15.
针对西峰油田长8油层较厚而干层、水层等夹层较多,分层射孔难度大,射孔后实施笼统注水的实际,为明确注水过程中油层、水层、干层吸水的差异性,搞清油层吸水特征,选用30块岩心进行了并联水驱流动实验。研究结果表明,当油、水层渗透率相近岩心低压并联驱替时,早期产出水是水层水,后期产出水既有水层水也有油层水;在油层渗透率大于干层条件下合注水驱时,最早的产出水来自于油层,在干层出水后,产出水仍主要是油层水;在k油=k水>k干条件下合注水驱,最早出现的产出水来自于水层,而不是油层或干层,随着驱替过程的进行,干层水和油层水相继产出;在k油>k水>k干条件下在低压驱至残余油之前,最早的产出水是油层和水层共同产出的,之后干层水才产出。研究结果对于正确认识油层、水层及干层在互层合注条件下油层水淹规律与剩余油分布规律,制定合理开发措施有重要指导意义。 相似文献
16.
塔河油田西南地区古生界低渗砂岩油气层业已证明具工业油气潜力,但实际测试表明,砂岩油层产能低、变化大、含水
高,这种特点与油气显示相矛盾。综合实际流体分析化验、岩心含油性描述、含油饱和度测试以及荧光薄片观察分析资料,开展了
流体宏观和微观分布研究,建立了流体微观分布模式,探讨了流体分布与低渗砂岩油层润湿性、相渗性的关系,进而阐明了低渗砂
岩油层复杂产出特征的内在主控因素。研究表明,工区古生界低渗砂岩油气层利用薄片荧光颜色划分出4类含油沥青类型,建立
了两类流体分布模式,并分别对应两类润湿性特征。相渗性实验表明,流体分布模式I(亲水模式)相对模式Ⅱ(混合润湿模式)的
相渗曲线具有相对较高束缚水饱和度、较高最大含水饱和度、较低残余油饱和度、较大两相渗流饱和度范围、较高等渗点含水饱和
度以及较高最终驱油效率的特点。因而,在相同含水饱和度的情况下,亲水模式(模式Ⅰ)相对混合润湿模式(模式Ⅱ)油层的油相
相对渗透率较高,具有较高的产能、较低的含水率和较高的采收率。实际测试资料证实上述分析是可信的。 相似文献
高,这种特点与油气显示相矛盾。综合实际流体分析化验、岩心含油性描述、含油饱和度测试以及荧光薄片观察分析资料,开展了
流体宏观和微观分布研究,建立了流体微观分布模式,探讨了流体分布与低渗砂岩油层润湿性、相渗性的关系,进而阐明了低渗砂
岩油层复杂产出特征的内在主控因素。研究表明,工区古生界低渗砂岩油气层利用薄片荧光颜色划分出4类含油沥青类型,建立
了两类流体分布模式,并分别对应两类润湿性特征。相渗性实验表明,流体分布模式I(亲水模式)相对模式Ⅱ(混合润湿模式)的
相渗曲线具有相对较高束缚水饱和度、较高最大含水饱和度、较低残余油饱和度、较大两相渗流饱和度范围、较高等渗点含水饱和
度以及较高最终驱油效率的特点。因而,在相同含水饱和度的情况下,亲水模式(模式Ⅰ)相对混合润湿模式(模式Ⅱ)油层的油相
相对渗透率较高,具有较高的产能、较低的含水率和较高的采收率。实际测试资料证实上述分析是可信的。 相似文献
17.
聂振霞 《东北石油大学学报》2011,(3):81-84
为解决低渗透油藏生产过程中由于物性条件差导致的注水效果差、驱替能力弱问题,以胜利石油磺酸盐作为表面活性剂,研究油水界面张力和压降因数等,分析胜利石油磺酸盐对储层渗流的改善作用.结果表明:降低油水界面张力有利于减小水驱毛管阻力,从而降低水驱压差;胜利石油磺酸盐与史深100区块的原油具有良好的相似相容性能,质量浓度为4 g... 相似文献
18.
刘海龙 《东北石油大学学报》2012,(3):90-95,10,11
为研究常规砂岩油田注水开发过程中的多油层开采动态、层间干扰、开发效果分析等,对一维水驱油恒压驱替渗流过程进行理论推导.结果表明:在采出端见水前,通过油水两相区压力、纯油区压力及总压差之间关系,结合Buck-ley-Leverett方程,建立累计注入量与注入时间的关系,以及见水前位置、时间、含水饱和度之间的数学关系,求解前缘位置、前缘压差、注入速度等参数随时间的变化;在采出端见水后,分析注入速度与采出端含水饱和度关系、累计注入量与采出端含水饱和度关系,以及采出端含水饱和度与时间的关系,建立见水后位置、时间、含水饱和度之间的数学关系,求解见水后出口端含水饱和度、注入速度等参数随时间的变化.该结果为驱替过程中各物理量随时间的变化、含水饱和度的分布、各物理量之间的理论关系等研究提供指导. 相似文献
19.
为了研究水敏效应对低渗油藏微观孔隙结构特征的影响,将CT在线扫描技术和岩心驱替实验相结合,开展了低渗油藏不同渗透率岩心水敏性评价实验,对水敏过程中孔、喉半径分布特征、配位数、孔隙变化特征、物性参数变化及对储层渗流能力的影响进行了实验研究,并绘制了水敏前后极限注采井距对比图版。结果表明,随着渗透率降低,水敏效应对孔隙、喉道伤害程度越大、平均孔喉配位数减少越多。两者共同作用是造成储层启动压力梯度增加的主要原因;水敏效应对储层喉道伤害程度远大于对孔隙伤害程度;水敏效应造成黏土膨胀、颗粒运移几乎发生在所有孔隙中,但对岩心整体孔隙结构和分布特征影响不大。通过极限注采井距可知,水敏效应造成新沟嘴组低渗油藏极限注采井距减少了153 m,需要通过加密井来调整注采井距,改善注水波及范围。该研究结果对长期注水的水敏性低渗储层开发调整具有现场指导意义。 相似文献
20.
为解决化学驱油体系中无机碱引起地层黏土膨胀、注采系统结垢等问题,充分发挥碱的作用,降低由传统无机碱带来的不利影响,以乙二胺(EDA)作为碱剂,与十二烷基苯磺酸钠(SDBS)复配,与孤东油田原油制备乳状液,考察温度、含水率、SDBS及EDA单独使用和复配使用时的质量分数、乙醇助剂等因素对乳状液的影响,使用析水率和微观结构观测相结合的方法分析乳状液的稳定性.结果表明,当温度低于70℃时,随着温度的升高,原油黏度下降很快;乳状液黏度随含水率的增大先升高后降低,含水率为50%时的黏度最高;50℃、油水质量比为1∶1时,质量分数不超过0.100%的SDBS和EDA单独使用时乳状液的析水率达到50%以上,乳化油滴数量较少;二者复配使用时乳状液的析水率可降至38%,且乳化油滴数量多,稳定性增强;质量分数为0.100%的乙醇助剂的加入可进一步使乳状液的析水率降至30%. 相似文献