低渗透储层水驱油渗流阻力特征

低渗透储层物性差、孔喉细小,水驱油过程中渗流阻力较大,注采井间难以形成有效的驱替压力梯度,建立渗流阻力的描述方法、研究渗流阻力的影响因素和变化特征对低渗透储层注水开发具有重要意义。在油水流动质量守恒定律的基础上,建立了低渗透储层水驱油渗流阻力梯度数学模型,应用水驱油渗流阻力梯度变化率函数分析水驱油渗流阻力梯度的变化特征,为低渗透储层中水驱油渗流阻力梯度的描述提供一种宏观表征方法。理论分析表明:低渗透储层水驱油渗流阻力梯度呈非线性特征,随着含水饱和度的增加水驱油渗流阻力梯度先增加后减小。低渗透储层注水开发存在最大渗流阻力梯度,与油相粘度、储层渗透率和注入速率相关;低渗透储层注水速率越大,需要克服的最大渗流阻力越大;油相粘度越大,最大渗流阻力越大;储层渗透率越低,最大渗流阻力越大。

特低渗油藏渗流阻力梯度的非线性特征

根据边界层理论,运用三次函数形式对特低渗岩心试验曲线进行拟合分析,在此基础上,运用微分线性描述方法,建立考虑边界层及启动压力梯度影响的特低渗储层渗流阻力梯度的数学模型,得到渗流阻力梯度与驱替压力梯度及渗透率的关系图版。结果表明,渗流阻力梯度随驱替压力梯度增加而降低,随渗透率减小而增大,且渗透率越小,渗流阻力梯度增幅越大,其非线性变化特征越明显。

应用等值渗流阻力法建立面积井网水平井产能方程

水平井的广泛应用使水平井的问题日益受到重视。实际上在海上油气田开发中,总是尽可能多地采用水平井开采。考虑面积 井网条件下水平井和直井联合开采的情形,假定中心一口直井作为注入井,而周围部署若干口水平井作为采油井。文中利用等值渗 流阻力法导出多口水平井开发单元的产能方程,为水平井开发部署和产能预测提供了简捷有效的方法。

基于动态渗流阻力的注水调整方法

特高含水后期储集层油水两相渗流能力差异大,储集层动态非均质性强,以渗透率等静态参数作为主要指标的注水井层段细分方法和以经验分析为主的层段配水方法,难以满足多层砂岩油藏精准开发的需求。通过理论分析、物理模拟及数值模拟,深化了对特高含水后期油田渗流特征认识,构建油藏小层渗流阻力计算模型,以单井渗流阻力变异系数最小为目标,建立近阻注水井层段优化组合方法;构建层段剩余储量系数、合理注采比系数、相对注水效率系数及含水率上升速度系数,形成特高含水后期层段注水定量调整方法,解决了多井、多层、复杂注采关系条件下定量注水的难题。在典型区块应用,试验237井次,初期含水率下降0.14%,增油控水效果较好。

水平井与直井联合面积布井水驱油的渗流阻力研究

该文考虑到水平井与直井联合面积布井水驱油的非活塞性，运用等值渗流阻力法将渗流区域分成３个阻力区，推导出了联合井网的产量计算通式及油井见水时间公式，并研究了水平井井长和井距对油井见水时间的影响。通过对安塞油田的应用，将所提出的理论计算方法与数值模拟进行比较，理论计算值与数值模拟结果基本一致，最大相差２０％ 。该文推导的公式比较简单，使用方便，能满足工程计算需要。

求解水平井和直并联合面积布井产量的等值渗流阻力法

等值渗流阻力法是经典渗流力学理论中，求解多井布井产量的简单而有效的方法。本文应用等值渗流阻力法得到了水平井和直井各种联合面积布井方式下的产量。通过比较证明，应用本方法得到的产量公式具有很高的精度，可以进行水平井开发的油藏工程计算。

基于渗流阻力系数的特高含水油藏分层注水研究

对于特高含水多层砂岩油田,经过多年注水开发后,储层非均质特性发生变化的同时流体特性也发生了一定的变化,尤其是随着含油饱和度的变化流体黏度与初始状态差别较大,而这些变化直接影响了分层渗流阻力计算结果。因此,为了更精确地制定特高含水期分层注水方案,在分析层间干扰程度时,不能仅考虑静态参数的影响。基于油藏工程理论、室内实验和数值模拟研究方法,建立了综合考虑地质参数和原油黏度动态变化的渗流阻力计算模型,明确了基于渗流阻力的特高含水期分层注水界限。

疏水缔合聚合物在孔隙介质中的渗流阻力模拟分析

对疏水缔合聚合物驱油机理及其在多孔介质流动中物化现象的进一步研究发现,该类聚合物渗流特征与普通高分子聚合物有较大不同。研究以收缩流道作为孔喉模型,采用渤海区块现场试验数据,使用数值计算方法,分析了缔合聚合物溶液流动阻力随流变参数和喉道直径的变化规律。并以此为理论基础,探讨其在多孔介质中的流动阻力特性,为疏水缔合聚合物驱的理论研究和现场分析提供依据。

基于等值渗流阻力的非均质油藏水驱前缘计算——以非洲R油田为例

为了明确注水开发油藏注水井水驱前缘的推进状况,本文以非洲R区块油藏为例,基于油水两相等值渗流阻力理论,在考虑储层纵向非均质性基础上,建立了反九点井网水驱前缘计算模型,以区块内两口单向注水受益井为例,选取同一时间步,计算水驱前缘推进距离为215～439m。利用油藏数值模拟软件,在历史拟合计算上计算水驱前缘推进距离在300～450m,两种计算结果接近且与生产实际吻合,表明该计算方法可靠。研究成果对预测油井见水时间、及时开展井网及注采剖面调整具有重要作用,对同类油田的开发有一定的借鉴意义。

用于多层油藏层间干扰预测的渗流阻力计算方法

通过计算多层油藏水驱过程中各层渗流阻力与层间阻力差异,可直接表征层间干扰程度及其在开发过程中的变化,但目前渗流阻力公式存在计算复杂或精度不高的问题。基于Buckley-Leverett理论,提出一种新的一维油水两相渗流阻力计算方法,并验证了其准确性。基于该方法进一步提出了多层油藏水驱过程中层间阻力差异计算流程,可用于预测和分析开发过程中层间干扰变化特征。结果表明:本文方法与数值模拟结果一致性较好,相对误差低于12%,渗流阻力变化可分为线性、渐缓和近平缓3个下降阶段,分别对应无水采油期、中-高含水期和特高含水期;多层油藏水驱过程中层间阻力差异在高渗透层进入特高含水期后达到峰值,可作为调控措施转换节点;渗透率级差增加将使层间干扰程度迅速增大,因此多层合注油藏及早实施调控措施至关重要。

基于致密砂岩储层气水渗流阻力系数的产能新模型

致密砂岩储层气水两相渗流规律复杂,实验难度大、目前的两相渗流方程具有一定的局限性。为此,在常规气水相渗测试实验的基础上改进流程,实现了不同压力条件下的气水两相渗流模拟,通过数学分析从系数拟合和减少参数2个角度出发建立了2个渗流阻力系数数学模型,并采用数值模拟的方法验证了2个数学模型的正确性与适用性,然后推导出新的产能方程。研究结果表明:①不论是水驱气还是气驱水过程,同一块岩样在高孔隙压力条件下的渗流阻力系数都比常压实验条件下的数值都要大,说明高孔隙压力对于气水两相渗流有一定的影响;②孔隙压力的持续增大对于气水两相渗流阻力的影响变小,气水两相的渗流能力在一定阶段后并不随孔隙压力的增大而发生明显变化;③不论是纯水驱、水驱气还是气驱水过程,渗流阻力系数与孔隙压力之间都有着较好的对数关系,与渗透率之间则为反比关系;④从系数拟合和减少参数2个角度出发建立了2个渗流阻力系数数学模型,进而推导了全新的产能方程,气井实例计算的IPR曲线与传统方程计算结果基本一致。结论认为,渗流阻力系数消除了实验岩样几何尺寸与驱替速度的影响,推导的致密砂岩气藏新的产能计算模型可靠、准确,该认识对于高效合理开发致密砂岩气具有重要意义。

特低渗储层降低渗流阻力改性注入剂研究与应用

长庆油田渗透率为0.3mD左右特低渗储层(长8)具有孔喉中值半径小(<0.1μm)、水驱压差高(15～30MPa)、见水前的平均采油速度小(<0.1mL·min-1),现场实际产能低(1.2t·d-1)、注水压力高(17～20MPa)等特点,为有效开发此类油田,经室内一系列的性能评价实验,确定最佳注入技术,研制出经济有效的降低注水流动阻力的BCD-08改性注入剂。室内实验结果表明,该剂可改善相渗特征,降低渗流阻力。长庆西峰油田注水地层(长8)现场试验结果表明,BCD-08可有效提高储层渗流能力,明显改善吸水剖面。

基于等值渗流阻力法的注采井网波及系数研究

油田注采井网的结构复杂,环境恶劣,研究其波及系数等参数具有重要意义但尚无有效合理的方法。为此研究提出使用等值渗流阻力法考虑非活塞式水驱油推导出多分支水平井注采井网产能以及见水时刻波及系数。利用等值渗流阻力的方法,以非活塞式水驱油为研究载体,将注采井的渗流区按照3个阻力区的形式划分,合理推导出产能公式和波及系数的计算公式。仿真结果表明,穿透比和分支数是具有线性相关的关系,并随着穿透比的增加而使得分支数也在增加。数模仿真结果显示了较好的低误差性能,提高了采井网波及系数的计算精度,为提高油藏和采油工程精度具有重要的实践意义。

两相渗流阻力法在转注井吸水能力研究中的应用

由于未考虑平面上相态的变化和两相渗流阻力,吸水指数常规计算方法得出的值均为一个定值,与实际生产不符。为了研究注水井吸水指数随注水量的变化规律,在考虑平面上相态变化的基础上,应用两相渗流阻力法,建立了米吸水指数和米累计注水量关系模型。实例应用表明,运用该模型计算的理论米吸水指数与实测值相差不大,且变化趋势一致。在注水初期,井底附近含水饱和度迅速增加,水相相对渗透率迅速上升,因此注水井米吸水指数迅速上升;当米累计注水量达到一定数值后,注入水波及区含水饱和度上升速度减小,水相相对渗透率缓慢上升,导致米吸水指数上升缓慢。该方法为注水井的合理配注提供了理论依据。

特高含水期基于渗流阻力的注水层段重组及配注界限确定方法

针对已进入特高含水期油田注水层段内部的吸水差异和动用程度差异不断增加,原有由渗透率、有效厚度等静态数据决定的注水层段组合及配水方式已满足不了开发后期油田生产需求的问题,建立了基于渗流阻力的注水层段重组和配注界限确定方法,即根据油层属性、沉积相接触模式等特征的差异,对不同层段采用不同的注水方式和注水量,实现不同油层动用更加均衡,提高薄差层动用能力、减缓产量递减的目标。研究结果表明,依据渗流阻力和阻力系数进行注水层段分级可以有效挖掘分层注水潜力。实践表明,该方法有效改善了X开发区典型区块的开发效果,达到了减缓产量递减和含水上升的目的。建立的特高含水期基于渗流阻力的层段组合和确定配水界限方法,可以有效控制产量递减和含水上升,配水方式及调整方法对开发后期水驱油田具有较高的借鉴意义和参考价值。

基于动态渗流阻力的产量劈分新方法

进入高含水期的层状油藏油水运动规律日益复杂,其剩余油分布除了受地层物性的影响,还受到渗流阻力等动态参数的影响,常规的KH值劈分产量方法已不再适用。为满足开发后期层状油藏精细挖潜的要求,建立多层活塞式水驱油并联模型,考虑动态渗流阻力对层间干扰的影响,运用油藏工程方法计算多层水驱油藏各小层的产量。通过在实际区块的应用,并通过油藏数值模拟技术进行验证,结果表明:采用该方法进行产量劈分,精确度高,适用性强,可满足现场应用需求。

井筒内沉积砂柱对流体的渗流阻力分析

本文通过对垂直井筒内固液两相流运动规律和摩阻损失研究,建立井筒物理模型,找出砂柱高度和产量之间的对应关系。经油田现场数据验证表明,预测方法简单,计算结果较准确,为油田高效生产提供了参考。

抽采钻孔孔周煤体渗流阻力分布特征试验研究

瓦斯抽采钻孔孔周煤体的孔隙结构变化是影响其渗流阻力的重要因素之一。为研究钻孔孔周粉碎区和裂隙区煤体渗流阻力的演化特征,采用稳态渗流法,研究了三轴压实状态下初始孔径大小对破碎煤样内部孔隙压力的影响规律,并对渗透过程中试样分层界面对孔隙结构属性参数的影响进行了分析。结果表明:单一孔径试样在同一渗流速度下,随着孔径的增加,渗透状态逐渐由层流过渡到紊流,渗流阻力由黏滞阻力为主发展成惯性阻力为主,双重孔径组合试样最小孔径大小是影响孔压梯度变化的先决条件;双重孔径组合煤体平均颗粒粒径介于0.1~1.025 mm,孔喉比分布在2~4,且渗透压降随孔喉比的增加呈二次曲线规律增长;孔径大小的变化对渗透率的影响较大,随着初始孔径的增大,其影响瓦斯通过煤体的能力增强;单一孔径试样与双重孔径组合试样非达西流因子分别与粒径的倒数和粒径差的倒数呈线性关系,且随着非达西流因子的增加,非达西渗流效应越来越明显,说明非达西流β因子增长趋势受孔径大小的影响,且孔径大小突增导致流体与渗透骨架的相对接触面积减小,非达西流β因子进一步增加;可见,在瓦斯运移过程中,钻孔孔周煤体的破碎程度与煤层渗透性具有良好的一致性,结合渗透率与非达西影响因子,可以对试样孔隙几何结构参数作出定量描述,从而揭示孔隙结构变化对渗流阻力的影响。

川中地区侏罗系致密储层渗流规律

川中地区侏罗系致密油藏主要依靠地层的天然能量进行开发,原油溶解气油比较高,具有较好的气驱能力,因储层渗流主要受喉道和微裂缝控制,渗流阻力大,油气井产量小,一次采收率低。为了提高油藏储量动用程度,需要更深入了解川中地区特低渗储层气驱油过程中的渗流机理。通过岩心人工造缝,对基质岩心和造缝后裂缝岩心的渗透率、相渗、饱和度等进行分析,并开展同一束缚水条件下的油气相对渗透率测试和溶解气驱渗流阻力实验研究。研究结果表明:(1)基质岩心和裂缝岩心均随岩心渗透率升高,两相共渗区饱和度升高,残余油饱和度降低;(2)岩心渗透率越低,流体渗流阻力影响时间就越早,脱气形成的气泡大小对其影响也越早;(3)当井底流压高于渗流阻力拐点对应回压时,溶解气驱存在有利压力区,且原油脱气对原油流动影响较小,可有效利用溶解气驱能量;(4)根据溶解气驱模型试算,依靠溶解气驱开采的油井,泄油半径较小,越靠近井筒,压力下降越快,压力分布呈非线性分布。通过对致密油藏储层渗流机理的研究,为致密油藏的开发方式优选和提高油井的稳产高产具有一定的借鉴意义。

润湿性对油水渗流特性的影响

为了研究润湿性对不同渗透率岩心中油水渗流及水驱油效果的影响，利用低、中、高三种不同渗透率的人造露头砂岩心，通过甲基硅油、模拟油等化学剂将其润湿性由亲水改为中性和亲油性，研究了不同渗透率岩心，当润湿性改变为亲油和中性润湿条件后油水渗流特性的变化，岩心润湿性的反转程度通过动态接触角法来确定。实验结果表明，将岩心的润湿性由亲水和亲油状态转向中性润湿条件，均有利于增加油的流动能力，同时增加水的流动阻力，从而降低流度比，改善水驱效果。低渗油藏孔隙表面的亲油性润湿条件是注水压力高的原因之一，建议将其润湿性转为中性润湿条件以提高水的注入能力。