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复杂类型储气库多周期注采相渗变化规律
被引量:
1
1
作者
唐康
廖新维
+3 位作者
闵忠顺
李滨
高旺来
董鹏
《西安石油大学学报(自然科学版)》
CAS
北大核心
2023年第3期81-87,共7页
为了明确复杂油藏型储气库建库及多周期注采运行过程中气水、气油相渗曲线变化规律,采用非稳态测试方法开展了储气库天然岩心多周期相渗实验,分析了多周期注采对油、气、水相对渗透率的影响,并建立了多周期气水、气油相渗曲线模型。研...
为了明确复杂油藏型储气库建库及多周期注采运行过程中气水、气油相渗曲线变化规律,采用非稳态测试方法开展了储气库天然岩心多周期相渗实验,分析了多周期注采对油、气、水相对渗透率的影响,并建立了多周期气水、气油相渗曲线模型。研究表明:在多周期相渗实验中,气相和油相呈现出周期性滞后效应,其中气相相对渗透率逐渐降低,油相相对渗透率逐渐升高,而水相相对渗透率变化较小;此外,伴随注采周期增加,束缚水饱和度降低,残余气饱和度增加,残余油饱和度逐渐降低,因此多周期注采有利于储气库排液扩容,但是同时伴随气体损失,其可动用库存量会减少。在此实验数据基础上,建立了储气库多周期注采气水、气油相渗曲线模型,并绘制了相应图版,可为储气库数值模拟和库容参数计算提供参考。
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关键词
地下储气库
多周期注采
相
渗
滞后
相渗模型
下载PDF
职称材料
低张力体系油水相渗特征的研究
被引量:
12
2
作者
李贤兵
刘莉
朱斌
《石油勘探与开发》
SCIE
EI
CAS
CSCD
北大核心
2004年第B11期44-51,共8页
油水相对渗透率曲线是对油藏油水两相渗流过程的综合描述。建立了常温、常压下的稳态相渗曲线测定方法,实现了对低张力体系(油水界面张力最低达到10^-3mN/m)油水相对渗透率曲线的直接测量。用此实验方法研究的结果表明:①随着总驱替...
油水相对渗透率曲线是对油藏油水两相渗流过程的综合描述。建立了常温、常压下的稳态相渗曲线测定方法,实现了对低张力体系(油水界面张力最低达到10^-3mN/m)油水相对渗透率曲线的直接测量。用此实验方法研究的结果表明:①随着总驱替速率的提高,油水相渗曲线形态没有显著变化。②在水相黏度为0.8~10mPa.s的条件下,无论水相中是否存在表面活性剂,油相的相对渗透率没有显著变化,水相的相对渗透率明显下降。③存在2个临界界面张力σC1和σC2,对应2个临界毛细管准数NC1和NC2,对于所研究的岩石-流体系统.σC1为3mN/m(对应NC1为5×10^4),σC2为10^-2mN/m(对应NC2为0.1)。④临界界面张力(或临界毛细管准数)将体系划分为3个渗流规律不同的区间,对于油水界面张力大于σC1(或毛细管准数低于NC1)的体系,其油水两相渗流特征可用常规理论描述;而对于油水界面张力小于σC1(或毛细管准数高于NC1)的低张力体系,两相渗流特征已显著改变,必须对相渗模型进行必要的修正。⑤油水相对渗透率是饱和度、油水间界面张力对数及孔隙结构参数的函数,根据实验数据建立的低张力体系油水相渗模型与实验测量结果符合得很好。建立低张力体系油水相对渗透率曲线的直接测定方法以及相渗模型,对于化学复合驱过程中预测水驱规律以及相关的数值模拟研究均具有非常重要的意义。
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关键词
毛细管准数
油水
相
对
渗
透率
低张力体系
相渗模型
稳态实验法
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职称材料
中国东海气区初始产水评价图版的建立
被引量:
7
3
作者
鹿克峰
蔡华
+3 位作者
王理
石美雪
何贤科
范洪军
《天然气工业》
EI
CAS
CSCD
北大核心
2019年第5期63-70,共8页
为了揭示东海盆地不同区域气藏气井初始产水特征存在差异的原因,以便于筛选有利的低渗透储层改造目标,应用气水两相毛细管压力及J函数定义式、幂函数型相渗模型、分流量方程,建立不同气柱高度下初始生产水气比的计算方法,再以东海气区...
为了揭示东海盆地不同区域气藏气井初始产水特征存在差异的原因,以便于筛选有利的低渗透储层改造目标,应用气水两相毛细管压力及J函数定义式、幂函数型相渗模型、分流量方程,建立不同气柱高度下初始生产水气比的计算方法,再以东海气区标准毛细管压力、标准相渗实验数据为基础,计算并建立东海区域气藏不同气柱高度下初始生产水气比评价图版。在此基础上,由东海区域气藏已测试或投产井的数据对所建立的评价图版进行验证,并依据评价图版确定东海区域低渗透气藏适合储层改造的气藏物性条件。研究结果表明:①所建立的评价图版反映出各参数间的相关性与实际生产表现出的规律相似,且与实际数据匹配较好,验证了该图版建立方法及关键参数求取方法的正确性与可靠性;②以生产水气比小于1 m^3/10~4m^3作为筛选条件,东海盆地西次凹、中央隆起带及裙边的低渗透气藏(气柱高度一般在50 m左右)适合进行储层改造的储层渗透率应大于0.65 mD,中央隆起带中北部大型低渗透气藏(气柱高度一般大于100 m)适合储层改造的储层渗透率应大于0.26 mD;③在原位油气藏成藏条件下,气藏中不存在气水界面,所提出的方法及建立的评价图版则不适用。结论认为,所提出的初始产水评价图版建立及关键参数求取方法可以为国内其他气区的开发评价提供借鉴。
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关键词
中国
东海盆地
气藏
毛细管压力
相渗模型
水气比
评价图版
储集层改造
参数求取
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职称材料
题名
复杂类型储气库多周期注采相渗变化规律
被引量:
1
1
作者
唐康
廖新维
闵忠顺
李滨
高旺来
董鹏
机构
中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室
辽河油田勘探开发研究院
出处
《西安石油大学学报(自然科学版)》
CAS
北大核心
2023年第3期81-87,共7页
基金
国家科技重大专项资助项目(2017ZX05009004-005)
国家自然科学基金资助项目(52074322,U762210)。
文摘
为了明确复杂油藏型储气库建库及多周期注采运行过程中气水、气油相渗曲线变化规律,采用非稳态测试方法开展了储气库天然岩心多周期相渗实验,分析了多周期注采对油、气、水相对渗透率的影响,并建立了多周期气水、气油相渗曲线模型。研究表明:在多周期相渗实验中,气相和油相呈现出周期性滞后效应,其中气相相对渗透率逐渐降低,油相相对渗透率逐渐升高,而水相相对渗透率变化较小;此外,伴随注采周期增加,束缚水饱和度降低,残余气饱和度增加,残余油饱和度逐渐降低,因此多周期注采有利于储气库排液扩容,但是同时伴随气体损失,其可动用库存量会减少。在此实验数据基础上,建立了储气库多周期注采气水、气油相渗曲线模型,并绘制了相应图版,可为储气库数值模拟和库容参数计算提供参考。
关键词
地下储气库
多周期注采
相
渗
滞后
相渗模型
Keywords
underground gas storage
multi-cycle injection and production
relative permeability hysteresis
relative permeability curve model
分类号
TE972 [石油与天然气工程—石油机械设备]
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职称材料
题名
低张力体系油水相渗特征的研究
被引量:
12
2
作者
李贤兵
刘莉
朱斌
机构
中国石油勘探开发研究院
出处
《石油勘探与开发》
SCIE
EI
CAS
CSCD
北大核心
2004年第B11期44-51,共8页
基金
国家基础研究发展规划(973)项目(G199022510)
文摘
油水相对渗透率曲线是对油藏油水两相渗流过程的综合描述。建立了常温、常压下的稳态相渗曲线测定方法,实现了对低张力体系(油水界面张力最低达到10^-3mN/m)油水相对渗透率曲线的直接测量。用此实验方法研究的结果表明:①随着总驱替速率的提高,油水相渗曲线形态没有显著变化。②在水相黏度为0.8~10mPa.s的条件下,无论水相中是否存在表面活性剂,油相的相对渗透率没有显著变化,水相的相对渗透率明显下降。③存在2个临界界面张力σC1和σC2,对应2个临界毛细管准数NC1和NC2,对于所研究的岩石-流体系统.σC1为3mN/m(对应NC1为5×10^4),σC2为10^-2mN/m(对应NC2为0.1)。④临界界面张力(或临界毛细管准数)将体系划分为3个渗流规律不同的区间,对于油水界面张力大于σC1(或毛细管准数低于NC1)的体系,其油水两相渗流特征可用常规理论描述;而对于油水界面张力小于σC1(或毛细管准数高于NC1)的低张力体系,两相渗流特征已显著改变,必须对相渗模型进行必要的修正。⑤油水相对渗透率是饱和度、油水间界面张力对数及孔隙结构参数的函数,根据实验数据建立的低张力体系油水相渗模型与实验测量结果符合得很好。建立低张力体系油水相对渗透率曲线的直接测定方法以及相渗模型,对于化学复合驱过程中预测水驱规律以及相关的数值模拟研究均具有非常重要的意义。
关键词
毛细管准数
油水
相
对
渗
透率
低张力体系
相渗模型
稳态实验法
Keywords
capillary number
water-oil relative permeability
low tension system
relative permeability model
steady-state test
分类号
TE357.46 [石油与天然气工程—油气田开发工程]
下载PDF
职称材料
题名
中国东海气区初始产水评价图版的建立
被引量:
7
3
作者
鹿克峰
蔡华
王理
石美雪
何贤科
范洪军
机构
中海石油(中国)有限公司上海分公司勘探开发研究院
出处
《天然气工业》
EI
CAS
CSCD
北大核心
2019年第5期63-70,共8页
基金
国家科技重大专项"东海厚层非均质性大型气田有效开发关键技术"(编号:2016ZX05027-004)
中海石油(中国)有限公司科技联合攻关项目"东海海域典型气田储量动用关键问题研究"(编号:YXKY-2017-ZY-13)
文摘
为了揭示东海盆地不同区域气藏气井初始产水特征存在差异的原因,以便于筛选有利的低渗透储层改造目标,应用气水两相毛细管压力及J函数定义式、幂函数型相渗模型、分流量方程,建立不同气柱高度下初始生产水气比的计算方法,再以东海气区标准毛细管压力、标准相渗实验数据为基础,计算并建立东海区域气藏不同气柱高度下初始生产水气比评价图版。在此基础上,由东海区域气藏已测试或投产井的数据对所建立的评价图版进行验证,并依据评价图版确定东海区域低渗透气藏适合储层改造的气藏物性条件。研究结果表明:①所建立的评价图版反映出各参数间的相关性与实际生产表现出的规律相似,且与实际数据匹配较好,验证了该图版建立方法及关键参数求取方法的正确性与可靠性;②以生产水气比小于1 m^3/10~4m^3作为筛选条件,东海盆地西次凹、中央隆起带及裙边的低渗透气藏(气柱高度一般在50 m左右)适合进行储层改造的储层渗透率应大于0.65 mD,中央隆起带中北部大型低渗透气藏(气柱高度一般大于100 m)适合储层改造的储层渗透率应大于0.26 mD;③在原位油气藏成藏条件下,气藏中不存在气水界面,所提出的方法及建立的评价图版则不适用。结论认为,所提出的初始产水评价图版建立及关键参数求取方法可以为国内其他气区的开发评价提供借鉴。
关键词
中国
东海盆地
气藏
毛细管压力
相渗模型
水气比
评价图版
储集层改造
参数求取
Keywords
China
East China Sea Basin
Gas reservoir
Capillary pressure
Relative permeability curve
Water–gas ratio
Evaluationchart
Reservoir reconstruction
Parameter calculation
分类号
TE37 [石油与天然气工程—油气田开发工程]
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职称材料
题名
作者
出处
发文年
被引量
操作
1
复杂类型储气库多周期注采相渗变化规律
唐康
廖新维
闵忠顺
李滨
高旺来
董鹏
《西安石油大学学报(自然科学版)》
CAS
北大核心
2023
1
下载PDF
职称材料
2
低张力体系油水相渗特征的研究
李贤兵
刘莉
朱斌
《石油勘探与开发》
SCIE
EI
CAS
CSCD
北大核心
2004
12
下载PDF
职称材料
3
中国东海气区初始产水评价图版的建立
鹿克峰
蔡华
王理
石美雪
何贤科
范洪军
《天然气工业》
EI
CAS
CSCD
北大核心
2019
7
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职称材料
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