致密砂岩克氏渗透率测定仪

使用致密砂岩克氏渗透率测定仪 ,完全克服了气体滑脱效应的影响 ,可以快速准确地测定致密砂岩的克氏渗透率。整个测试过程由微机控制 ,主要包括压力、气体流量和时间参数的自动采集、数据处理、测定结果计算和显示等 ,实现了全部测试过程的自动化 ,克氏渗透率测定范围为 5× 1 0 - 3μm2 ～ 1× 1 0 - 6μm2 。实际应用结果表明 ,该仪器是目前国内测定致密砂岩克氏渗透率的理想仪器。

残余油岩心汽—水相渗透率测定技术:CT扫描饱和度

本文介绍在原始状况下,天然岩心有汽驱残余油饱和度时,蒸汽—水相渗透率的测试技术。通过 CT 扫描测定天然岩心每一平衡点的饱和度。压降测试技术与目前公开发表的液—液系统中的测试方法是相类似的。在驱动过程中,进出口端允许有一定的热量散失,汽—水相渗透率的计算则是采用压力数据和进出口端的温度。在多孔介质中,蒸汽相的相对渗透率在考虑误差后与公开发表的气相相对渗透率很接近,而水的相对渗透率似乎低于由菜弗里特在非胶结砂子中所测定的值。由于岩心中粘土矿物的膨胀和微粒的迁移,使压力和饱和度的测定变得复杂化。而本文所介绍的测定多孔介质中蒸汽相相对渗透率的方法则是可行的,但多孔介质的绝对渗透率必须是不变的。

煤层渗透率测定成功

煤层由于自身结构的特殊性，裂隙非常发育，易碎，箭样问题一直难以解决。近几年来。随着国内外煤层气工业的兴起，煤岩渗透率的测定成了国内的一大难题。研究院化验室薛国盘同志凭着他多年来积累的丰富经验和掌握的渗透率测定技术，经过多次反复试验，改变了传统的制样方法。终于制成了两块样品，初步测定出了煤岩的水平渗透率和垂直渗透率。解决了一大难题。

二氧化碳驱条件下气,油,水三相相对渗透率测定

在二氧化碳驱条件下，用碳酸盐岩心测定气、油、盐水三相稳态相对渗透率。实验结果表明每相的相对渗透率大小仅与该相的饱和度有关，而不是象以前许多研究得出的结论那样依赖于两相的饱和度。以前所有报道的气、油、盐水相对渗透率研究都是晨低压的氮气或空气条件下进行的。本项研究在温度７１℃和压力９．６５ＭＰａ条件下将二氧化碳气体、油和盐水一同泵入碳酸盐岩心，以使其相态特性和流动特性与油藏条件下相似。结果表明。

煤层割理孔隙度和相对渗透率特征的测定

经过一系列试验和误差分析之后，制定出了用于实验室分析的煤层岩心样品切割、处理、备制的选择方法；寻求出全直径煤层岩样测定相对渗透率的非稳定方法，并取得满意的结果；开发出一种新型的不损坏样品的简单的实验室技术，估算出与煤层割理网络相关的孔隙度和残余水饱和度。文中以桑珠安（SaJnuan）和华里尔（Warrior）煤田的煤岩样品试验结果为例进行了叙述。实验室所测得的煤层相对渗透率曲线、孔隙度和残余水饱和度对于数值模拟和其它煤层气工程研究都具有重要的价值。

基于高斯过程回归和高压压汞测定致密砂岩渗透率:以鄂尔多斯盆地长7段致密砂岩为例

致密砂岩由于滑脱效应的存在,其气测渗透率存在一定误差,测定绝对渗透率对明确致密砂岩渗流特征有重要意义。高斯过程回归方法是目前最先进的机器学习算法,在处理石油领域非线性和多维数复杂问题具有优势。以鄂尔多斯盆地姬塬地区长7段致密砂岩为研究对象,将平方指数(SE)和马特恩(Matern)函数作为高斯过程回归模型中两个协方差函数,通过高压压汞测试的孔隙度、未饱和汞体积比、门槛压力和分形维数来预测致密砂岩的绝对渗透率,并结合误差分析来研究不同协方差模型预测渗透率的效果。结果表明,马特恩协方差(Matern)模型的相对误差均值(MMRE)、均方根误差(RMSE)、标准偏差(STD)分别为32%,0.16和0.57,准确度较高,尤其当渗透率小于0.1×10^(-3)μm^(2)时,马特恩协方差(Matern)模型精度明显好于平方指数协方差(SE)模型和Winland经验公式。致密砂岩用马特恩模型预测渗透率精度更高。此外,敏感性分析表明孔隙度对渗透率正影响最大,门槛压力对渗透率负影响最大;杠杆值和标准化残差证明高斯过程回归模型预测渗透率的有效性。综上,马特恩协方差(Matern)模型对渗透率小于0.1×10^(-3)μm^(2)致密砂岩适用性好,对微纳米级孔喉发育的致密砂岩勘探评价有重要意义。

页岩岩心活性水浸泡前后渗透率变化规律实验研究

运用非稳态脉冲超低渗透率测量仪对页岩储层渗透率进行测量,得到页岩渗透率随孔压、轴压和围压的变化规律并且确定了页岩的应力敏感性和各向异性,为页岩储层渗流特性研究提供了理论基础。通过页岩在特定的工作液中污染不同的时间前后的渗透率变化,来反映工作液对页岩储层的伤害程度。研究成果可为页岩气井钻完井、增产改造和开采过程中储层保护提供基础参数。

聚驱相对渗透率曲线变化规律实验研究

聚驱相对渗透率曲线是聚驱油田进行开发指标预测的重要基础。针对海上L油田因缺乏聚驱相对渗透率实测资料导致的数值模拟精度不高的现状,采用非稳态法测定了聚驱相对渗透率曲线,对比不同岩心渗透率和聚合物浓度下相对渗透率曲线的形态特征,总结聚驱相对渗透率曲线的变化规律。实验结果表明,聚驱相渗曲线随着岩心渗透率升高,相同含水饱和度时的油相相对渗透率降低,残余油饱和度降低;随着聚合物浓度升高,相同含水饱和度时的油相相对渗透率升高,残余油饱和度降低;聚驱冲刷前期,残余油饱和度迅速下降,中后期残余油饱和度下降速度明显变缓。研究成果可为海上聚合物驱油田精细油藏数值模拟、开发方案编制提供指导和依据。

沙特阿拉伯乌斯曼尼亚油田阿拉伯-D储集层中岩性及区域性孔隙度—渗透率的分布

对阿拉伯-D碳酸盐岩油藏而言,与孔隙度曲线相比,渗透率间的相互关系较差。因此渗透率测定仍是一个待讨论的问题。在本文中,我们将基本岩心测量与地层学和岩石学分析相结合,以确定孔隙度和渗透率的分布,并且在达西有效范围内,确定高渗透性与岩性和已知储集层区域上的关系。在阿拉伯-D储集层中的碳酸盐岩类型可分为三种岩相:晶(颗)粒状的,泥质—粒状的和泥质的。其中粒状岩相的孔隙性和渗透性最好,达西系列中所有的渗透率测定者与其有关。泥质岩相则反映了较低的孔隙度和渗透率。泥质—粒状岩相的孔隙度和渗透率則在泥质岩相和粒状岩相两者所代表数值之间分布。阿拉伯-D带的孔隙度和渗透率分布模式是由不同岩性的类型和排列所控制的。由粒状岩相组成的带均表现为较高的孔隙度和渗透率分布,显示出最大的渗透空隙。以泥质—粒状和泥质岩相为代表的带则显示了较强的非均质性,且孔隙度和渗透率大部分呈双峰型的分布特征。

适度出砂技术在海上疏松低渗油田适应性实验评价

南海西部×油田珠江组为大套泥岩、粉砂质泥岩夹粉砂岩/泥质粉砂岩,泥质含量20%和伊蒙混层高达50%以上,油层渗透率23.829.1 m D,孔隙度22.3%,地层取心疏松,呈散砂状,属于低孔低渗疏松储层。油组开发过程中油井产能普遍偏低,稳产期短,易于出砂。造成油井低产的原因包括储层低渗透性以及防砂完井表皮系数的影响,为了探寻油井提产空间,解放过度防砂造成的产能下降,通过室内实验,优选了筛管挡砂精度和砾石充填尺寸,疏松低渗储层砾石充填防砂方式下,测定了防砂层渗透率,为该类储层选择合适的防砂方式进行了系列研究。

JB型气井低伤害工作液的研制与应用

针对新场气田蓬莱镇组和沙溪庙组储层水锁、水敏等伤害问题 ,采用先进的微交联技术 ,研制开发了JB型低伤害工作液。室内试验和 4口井的现场应用表明 ,该体系具有低滤失、易返排、低成本等特点 ,岩心渗透性恢复率在 70 %以上 ,能明显降低产层的伤害 ,值得推广应用。