油层渗透率非均质性判别系数及其应用

油层渗透率非均质性的定量表述参数渗透率级差 (JK) ,渗透率变异系数(VK) ,渗透率突进系数 (TK)三者只是各自反映了一个特定的方面。很难从整体上反映油层渗透率非均质性 ,文中利用判别分析的方法提出了一个新的参数 :油层渗透率非均质性判别系数 (R) ,作为上述 3个参数的一个综合参数来描述油层渗透率非均质性。

非均质多孔介质的地质熵与渗透特性关系研究

为了分析多孔介质孔隙结构非均质性对其渗透特性的影响,基于信息熵原理,提出了多孔介质地质熵理论和非均质性指标-熵尺度,通过建立球心距不同的球形颗粒填充模型,将熵尺度与传统几何参数指标对比分析,验证了熵尺度评价多孔介质孔隙结构非均质性和渗透特性的合理性.采用改进四参数随机生长法和格子-玻尔兹曼方法,建立了非均质程度不同的多孔介质并模拟流体渗流,分析了非均质多孔介质熵尺度与非均质性、渗透特性的相关关系.结果表明:当孔隙率一定时,熵尺度可以考虑孔隙结构的空间排列分布,更准确地描述孔隙结构非均质性对渗透率的影响;平均颗粒等效直径与熵尺度呈正相关关系,非均质性越强,平均颗粒等效直径与熵尺度的变化范围越广,多孔介质渗透性增大,优势流效应更显著,颗粒尺寸的变化与颗粒的随机分布是孔隙结构非均质性增大的根本原因;迂曲度、连通孔隙率与比表面积三者的共同作用是孔隙结构非均质性对渗透率的影响机理,三者的乘积值与熵尺度呈较高的正相关性,熵尺度越大,渗透率越大;熵尺度与渗透率的非线性关系近似满足指数函数.

储层渗透率非均质性表征新参数——渗透率参差系数计算方法及意义

非均质性是储集层客观存在的特征,非均质性影响油气分布、油田产量、最终采收率以及经济效益。如何有效地表征储层的非均质性,一直是地质学家探讨的问题。目前能够表征储层非均质性的参数很多,但每一种方法都有其优缺点。在长期的科研实践中,提出了储层非均质性的表征新参数——渗透率参差系数,该参数能够比较全面、真实、准确地表征储层的非均质程度。计算方法简便,可对比性强,评价标准容易建立,计算精度不受样品数量多少的影响,实际应用中取得了比较好的效果。

渗透系数的非均质性对地下水溶质运移的影响

本文应用贝叶斯推断方法和随机模拟技术,定量研究了渗透系数的非均质性对地下水溶质运移的影响,并进行了二维理想流的分析计算。计算时分别考虑了随机模拟引起的不确定性和随机模型中参数的不确定性的影响。计算结果表明,贝叶斯推断的参数后验分布是不对称的;当条件数据较多时,参数后验分布的标准方差较小,参数分布的集中趋势较明显;地下水溶质运移的不确定程度随着时间的推移而增加,随着条件数据数量的增多而减少;当考虑参数不确定性时,溶质运移的不确定程度明显增加。

煤储层渗透率的非均质性模型

应用马尔柯夫过程的原理和方法，建立起描述煤层形成过程或显微序列的数学模式，进而通过对研究实例中煤层结构以及煤岩分层渗透性的模式拟合，对厚煤层渗透率的非均质性特征作出预测，为煤层气开采地质条件评价提供了一条新的思路．

油层纵向渗透率非均质性对蒸汽驱开采效果的影响

应用数值模拟的方法和渗透率变异系数的概念，研究了３种类型稠油油藏纵向渗透率非均质性对蒸汽驱开采效果的影响规律。结果表明：稠油油藏纵向渗透率非均质性对蒸汽驱开采效果有较大影响，其影响大小不仅与渗透率非均质程度有关，而且与沉积旋回有关。同时指出，要提高纵向渗透率非均质性严重的稠油油藏的蒸汽驱开采效果，应采取有效措施防止蒸汽带过早突破，提高蒸汽波及效率。

一种定量描述油藏渗透率水平非均质性的新方法

基于多孔介质中的渗流过程,定义了一个定量评价油藏渗透率水平非均质性的新参数———非均质系数.均质时非均质系数最小,其值为1,非均质时其值大于1.该参数与渗透率数列的统计性质无关,仅取决于渗透率数列的非均质性.分析表明,它能很好地定量评价渗透率数列的非均质性及其对渗流过程的影响.

塔中4号油藏渗透率分布的非均质性及渗流方向研究

研究油藏内部油水渗流方向时,主要考虑渗透率影响,引入两个水平方向渗透率比、水平与垂向渗透率比参数来分析。前者反映样品所在储层平面上两个水平方向渗流能力的差异,后者反映样品所在储层水平与垂向渗流能力的差异,并经小柱样测试和全岩心测试两种方法确定两个参数。通过对塔中4号油藏CⅠ油组9口井2306个样品两种渗透率比值分布直方图分析,研究了CⅠ油组渗透率的非均质性及其渗流方向:CI油组储层在水平方向的渗流能力有很大差异,具有明显的方向性。储层垂向渗流能力明显小于水平方向的渗流能力。

渗透率非均质性参数计算及代表性分析

渗透率是影响储层性质的主要物理参数之一，根据大量国外研究成果和作者本人的实践，对渗透率非均质性参数进行了系统的研究，包括：对渗透率的分布特征、各种均值参数的计算和比较、参数的合理性和代表性分析、渗透率非均质性参数标定以及地质因素对参数计算的影响等，为油藏模拟和开发过程中渗透率参数的合理选取以及油气储量的计算提供依据。

储层纵向渗透率非均质性对酸压改造效果的影响

随着越来越多的复杂油气藏投入到勘探开发中,储层纵向渗透率非均质性已成为影响或制约酸压改造效果的重要因素。以储层渗透率与岩石溶蚀速率关系为基础,结合数值模拟方法及9口气井改造效果实例,综合分析了储层纵向渗透率非均质性对酸压改造效果的影响规律。结果表明,纵向渗透率分布对酸蚀沟槽的形成及导流能力有重要影响,储层纵向渗透率变异系数在0.8～1之间时,酸压改造模拟效果较好。实践证明当储层渗透率非均质性较强或较弱时,酸压改造效果较差;当储层纵向渗透率非均质性为中等程度时,酸压改造效果较好。

污染场地渗透系数非均质性表征研究

介绍了分区赋值、克里格和序贯高斯随机模拟3种表征渗透系数非均质性方法的原理,对比了不同方法对结果的影响。以某污染场地为例,综合考虑地层、数据采集方法和非均质性表征方法设计了5种方案,研究不同方案对地下水溶质运移模型的影响,探讨了不同表征方法的优缺点及差异性。研究结果表明:序贯高斯模拟法所得的空间分布结果,能反映出存在于局部区域边缘的渗透系数的突变,克服了另外两种方法的局限性。分层序贯高斯随机模拟法能够体现出较为连续的渗透带的分布范围及场地内部渗透性发生变化的位置,较其他几个方案的结果准确性较高。应用分层赋值法能够最大程度地表征污染羽的范围;应用分层随机模拟法能够较为全面地描述出污染羽分布的浓度变化差异。在进行污染场地溶质迁移模拟时,应综合考虑地层岩性、数据采集方法和非均质性的表征方法来描述渗透系数的空间分布。

渗透率和渗透率变异系数对复合体系非均质模型驱油效果的影响

在二维纵向非均质砂岩储层模型上,考察了气测渗透率(0.3,0.7,1.5,2.0μm2)和渗透率变异系数(0.60,0.72,0.80)对三种复合体系驱油效果的影响,实验体系含碱10.0 g/L、表面活性剂3.0 g/L、聚合物1.5 g/L,聚合物相对分子质量2.5×107(模型渗透率为0.3μm2时除外,为1.8×107),实验温度45℃。将模型水驱至含水>98%之后注入0.35 PV复合体系及0.20 PV保护段塞(0.8 g/L聚合物溶液),再水驱至含水>98%。对于所有实验体系,当渗透率不变而变异系数增大时,复合驱采收率增大,总采收率则减小,而当变异系数不变而渗透率增大时(不考虑0.3μm2的情况),复合驱采收率也增大;在同一渗透率、同一变异系数条件下的驱油效果,以甜菜碱表面活性剂BS/聚合物二元体系为最好,碳酸钠/石油磺酸盐Ss/聚合物三元体系次之,氢氧化钠/重烷基苯磺酸盐Sy/聚合物三元体系最差。

主成分分析法评价储层层间渗透率非均质性——以王官屯油田王23-王27断块为例

为解决油田生产中储层层间非均质性评价的不确定性,以黄骅坳陷王官屯油田王23-王27断块为例,应用数理统计中的主成分分析法评价储层层间渗透率非均质性。通过单砂层划分,单砂层层间渗透率非均质程度参数计算,对数据进行主成分分析处理,得出该油藏的层间渗透率非均质程度为中等非均质性的结论。解决了从不同参数角度出发所得出的评价结果相互矛盾的问题,确立了层间变异系数作为该断块渗透率层间非均质性的重要评价参数。

储层渗透率非均质性参数研究

渗透率是影响储层性质的主要物理参数之一。根据大量国外研究成果和本人的实践,对渗透率非均质性参数进行了系统的研究,包括:通过地质统计理论对渗透率平面区域变化特征参数、渗透率的分布特征、各种均值参数的计算和比较,参数的合理性和代表性分析,渗透率非均质性参数标定以及地质因素对参数计算的影响等。它为油藏模拟和开发过程中渗透率参数的合理选取以及油气储量的计算提供依据。

渗透率的非均质性对CO_2地质封存的影响

CO2地质封存可以减少化石燃料燃烧排放的CO2量,有效减缓温室效应。储层渗透率可以决定CO2通道的形成,进而改变其在储层中的运移规律,因而是影响CO2地质封存的重要因素。根据研究区基本地质数据、三维地震勘探结果和统计规律确定了渗透率的分布情况,运用储层多相流模拟软件TOUGH2-MP分析了渗透率的非均质性对CO2地质封存的影响。结果表明:(1)渗透率的分布情况对CO2储存量和注入压力的影响很大,相比于均值模型,CO2的注入总量明显减少,到达最大允许压力积聚所需的时间要比均质模型短;(2)在保证注入速率和压力积聚不超过允许最大值的双重要求下,定压和定量两种注入方案都有待改进,建议考虑如人工压裂等工程措施;(3)渗透率的非均质性使得CO2晕呈现出不规则扩散,经过20年的注入,其最大扩散距离约800m,比均质情况下小150m,须做好相应的监测工作。

考虑矿层渗透系数非均质性和不确定性的砂岩型铀矿地浸采铀过程随机模拟与分析

砂岩型铀矿矿层渗透系数普遍具有空间非均匀性,但受试验和分析手段制约,非均匀渗透系数难以准确刻画,导致地浸采铀过程预测出现偏差,限制了地浸采铀过程精细化管控。针对该问题提出一种矿层非均匀参数分布随机表征方法,在此基础上,开展水盐耦合数值随机模拟,揭示不同渗透系数空间分布条件下,群井抽注所引起的溶浸剂储层内部迁移过程和影响范围。在内蒙古某铀矿床应用结果显示:沿区域地下水流方向渗透系数增加,有利于注入溶浸剂疏散;相反,溶浸剂易出现聚集效应。利用水位监测数据对模型边界条件进行识别与验证后,在均质假设条件下溶浸剂扩散速率为210 m^(2)/d,20 a开采周期波及范围为1.53 km^(2);考虑矿层非均质性和参数不确定性,预测溶浸剂扩散速率为191~228 m^(2)/d,波及范围为1.47~1.74 km^(2)。相比于均质假设,溶浸剂扩散速率和波及范围不确定性显著,分别为17.62%和17.65%。考虑渗透系数非均质性和不确定性,使得溶浸剂迁移转化行为预测结果更具代表性,可为合理制定地浸采铀方案提供更加可靠的依据。

低渗透非均质油藏压敏性及其对流体分布的影响——以CO_2驱油藏为例

非均质油藏各层的渗透率和孔隙结构不同,当有效压力变化时每一层的渗透率压敏性也不同,这必然会影响注入流体的分布。利用并联岩心模型,对低渗透非均质油藏的CO2驱开发过程进行了研究,分别讨论了渗透率和渗透率级差与有效压力的关系以及有效压力对流体分布的影响。研究结果表明,有效压力变化后,不同渗透率的岩心其渗透率压敏性不同,低渗透岩心渗透率压敏性比高渗透岩心的强;有效压力增加,渗透率级差变大,非均质性增强,高渗透岩心中分流率增加,低渗透岩心中分流率减少,波及体积减小。因此,在低渗透非均质油藏开发过程中应该保持合理的地层压力,尽量避免因压敏性而导致的波及体积减小的现象。

平面非均质性对面积波及系数的影响

以五点井网渗流单元为例,应用二维两相黑油模型对均质地层和六种不同平面非均质分布地层的水驱面积波及系数进行了数值模拟计算。结果表明,不同的平面非均质分布可导致非均质地层在同一含水率下的面积波及系数大于或小于均质地层的面积波及系数,并且使其达到完全驱替时的含水率高于或低于均质地层的含水率。在实际的油田开发方案设计中,根据不同平面非均质分布对水驱面积波及系数的影响结果合理地部署注采井网,能够减小平面非均质对开发不利的影响,提高面积波及效率。

井间示踪剂试验及渗透率非均质性

示踪剂试验在石油工业中已被广泛地应用于测定油藏的定性信息,本文用数值技术模拟五点井网法模型产生不同的示踪剂产出曲线和 Arizono 薄层砂岩的切片模型试验进行了对比,论述了从井间示踪剂试验可以获得非均质油藏的定量信息。不但证实了数值模拟技术的正确性,而且也有力的表明在油田和含水层中示踪剂试验能够用于确定渗透率的分布。

考虑基质吸附变形特性的煤岩渗透率演化研究

渗透率是煤层气勘探与温室气体存储中必不可少的参数,准确认识煤层内气体流动不仅能够合理预测煤层气产量,还能提高CO_(2)地质封存的效率。一般的煤岩渗透率预测模型都是从有效应力以及气体吸附的角度出发进行模型的相关理论推导,但在实际情况中,煤岩的基质内部构造复杂不定,与吸附相关的矿物成分分布存在不均匀的现象,这就往往会忽略基质区域非均匀吸附变形这一因素的影响。因此,通过将煤岩的基质区域划分为2个吸附能力不同的区域,重新推导了煤岩渗透率模型,利用现场数据以及实验室数据对提出的模型进行比较验证,并通过有限元软件分析了基质区域的非均匀吸附对渗透率演化的影响,结果表明:①提出的模型与现场及实验室实验数据具有较高的匹配度,不同边界条件下的渗透率预测数据具有较高的可靠性。②基质的非吸附膨胀区域的渗透率会在吸附膨胀区域的挤压效应下降低,并且越靠近吸附膨胀变形区域处,受到的挤压效果越强,非吸附膨胀区域渗透率降低程度越明显。③随着基质吸附区域面积的增加会使相邻基质区域受到的应力扰动越早,并使得受挤压的基质区域平衡时气体渗透率越低。改进的渗透率模型可以更加深入地了解煤岩内部基质区域相互作用对渗透率产生的影响,对煤层气开采具有一定的理论指导意义。