砂岩微观孔隙模型两相驱替实验
岩石中两相流体相对渗透率测定方法
2009年5月
中国石油勘探开发研究院采收率所
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五、油-水相对渗透率测定
3)实验步骤
建立束缚水饱和度
用油驱水法建立束缚水饱和度，先用低流速（一般为0.1mL/min）进行油驱
水，逐渐增加驱替速度直至不出水为止。束缚水饱和度按下式计算：
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三、岩样和流体准备
1、岩样的保存和钻取
选择有代表性的岩样，钻成直径为2.50cm或3.80cm的圆柱，长度不小于
直径的1.5倍。 新鲜胶结岩样在岩心出筒后先用聚乙烯膜包好，再用锡箔纸包裹后浸蜡
密封，不允许长时间暴露在空气中，以避免氧化改变岩石的润湿性。
1）在地层温度、压力下用保存完好的新鲜岩样，活油； 2）在地层温度、压力下用清洗过的岩心（在活油中老化6天），活油； 3）在常温常压下用清洗过的岩心，精制油。
结论是前两种条件下测量的相对渗透率几乎完全一致，都具有弱亲水性 质，而第三种条件下的测量结果与前两种差别较大，具有强亲水性质。
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绝对渗透率－绝对渗透率是指当只有一相流体(气体或单一液体)
在岩石孔隙中流动而与岩石没有物理化学作用时所求得的渗透率 。通常则以气体渗透率为代表，又简称渗透率。它是岩石的自身 性质，与岩石孔隙结构有关。
有效渗透率－多相流体共存和流动于地层中时，其中某一相流体
在岩石中通过能力的大小，就称为该相流体有效（相）渗透率。 它既和岩石自身的属性有关，又和流体饱和度及其在孔隙中的分 布有关，而后者又与润湿性以及饱和历史有关。
非稳态法油－水和气－油相对渗透率测定适用于空气渗透率大于
微观剩余油仿真实验研究
ｗａｅ ｌ ｏ ｉｇａ ｄｐ ｌｍ ｅ ｌ ｏ ｉｇｗｅｅｓｕ ｉ ．］ｅｍａｎａ ｖ ｎａ ｅｏ ｔｅｅ ｌｔ ｎ ｌ ｒ ｍｏ ｅ ｉ ｔ ｏ ｄｖ ｓｂｌｙａ ｔｒｆ ｄｎ ｎ ｏ ｙ ｒｆ ｄ ｏ ｏ ｎ ｒ ｔｄｅ １ｈ ｄ ｉ ｄ ａ ｔｇ ｆ ｍｕａｉ ａ ｐ ｅ ｄ ｌｓｉ ｈ ｏ ｏ ｓｇ ｏ ｉｉｉｔ ｓ ｉ
摘 要 ：针对仿真孔隙模型、 人造砂岩模型和砂岩微观孔隙 模型， 通过模拟实 验对 微观剩余油 分布进行了综 合研究． 探 讨 了水驱油微观机理 ，归纳出水驱后剩余油的分布规律，研究了活性水以及聚合物驱后的剩余油分布规律。研究认为： 仿真孔隙模型是根据孔喉网络结构通过光化学刻蚀的方法制作而成，可视性强；人造砂岩模型具有真实砂岩储层介质的 条件 ，可重复使用；砂岩微观孔隙模型保留了砂岩的原始孔隙结构 ， 也保存了大部分胶结物和填隙物，具有真实性。
4.4.3 物理模拟方法研究油气运移
第四章石油和天然气的运移4.4.3 物理模拟方法研究油气运移（1）初次运移物理模拟●主要模拟油气从烃源岩排出的条件、方式、相态、临界排烃饱和度、排烃数量和排烃效率等方面的情况。
●早期的初次运移模拟大多数从属于生烃模拟实验，即利用生烃模拟所获得的气相和液相产物，通过换算可以得到某一温度下各相的数量或最终排烃量和排烃效率。
●20世纪90年代，我国胜利油田地质科学研究院研制出油气生成运移物理模拟系统装置，该系统可模拟地下5～6km深处油气生成和运移情况。
●排烃饱和度模拟研究成果：许多学者认为临界排油饱和度为0.1%～10%之间（Levorsen ，1967；Dickey ，1975等）。
5%~10%1%~10% 0.1%0.35% 0.3% 0.9% 根据成熟母岩抽提的烃含量推测排烃饱和度： 0.1%～0.35%（Hunt ，1961；Philip ，1965；Tissot ，1971；Momper ，1971）。
Welte （1987）认为油要占据页岩孔隙中有效空间的25%才能排出。
李明诚，汪本善（1991）认为一般泥质生油岩临界排油饱和度在5%左右，并取决于泥岩中较大孔隙所占的比例。
●研究内容：（2）二次运移物理模拟孔隙介质中油气运移和聚集的物理模拟流动水对石油二次运移和聚集的影响利用高温高压岩心驱替装置研究油气运移不同输导层的油运移模拟：均质和非均质砂层、碳酸盐岩地层、断层、不整合●油气二次运移模拟实验内容：孔隙介质中油气运移模拟：Lenormand（1989）等利用微观模型，研究了孔隙介质中非混溶驱替过程，并利用毛细管数和黏性比值系数将毛细管力对油气运移的影响概括为三种形式。
油驱水的过程所呈现的三种形式：黏性指进毛细指进稳定驱替有缘学习更多＋谓ｙｇｄ３０７６或关注桃报：奉献教育（店铺）优势式路径指进式路径活塞式路径3种运移模式在不同运移时刻的路径特征（侯平，2010）运移时间（min）模型:装满玻璃珠或河沙的玻璃管，强亲水模型。
微观非均匀双重介质混相驱扩散传质规律
微观非均匀双重介质混相驱扩散传质规律张晨朔;范子菲;许安著;赵丽莎【摘要】裂缝型碳酸盐岩油藏具有裂缝-基质双重介质,裂缝的非均质性使混相驱流体扩散传质机理变得更加复杂.基于Navier-Stokes方程和对流-扩散方程,利用有限元方法建立裂缝-基质双重介质的数值模型;研究了非均质性、分子扩散系数和流体速度对溶剂段塞混相驱扩散传质的影响规律.研究表明:在非均匀双重介质中,非均质性、分子扩散系数和流体速度对扩散传质的影响具有关联性;介质非均质性使对流作用增强,裂缝中溶剂的指进加速了溶剂向基质的扩散.【期刊名称】《科学技术与工程》【年(卷),期】2016(016)002【总页数】4页(P154-157)【关键词】混相驱;双重介质;数值方法;扩散规律;微观尺度【作者】张晨朔;范子菲;许安著;赵丽莎【作者单位】中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国石油勘探开发研究院,北京100083【正文语种】中文【中图分类】TE3572015年8月24日收到中国石油集团公司重大科技专项(2011E-2504)资助裂缝型碳酸盐岩油藏在世界原油储量所占比重超过40%[1]，其中对于气源充足，满足混相驱条件的油藏采用混相驱方法可以极大的提高采收率[2](驱油效率高达90%以上)。
富气混相驱通过注入的富气与原油的多次或一次接触，形成混相。
但在驱替前缘的位置，富气与原油的传质，会降低富气段塞中间分子量烃气的浓度，可能把段塞稀释到其中某些组成位于两相区的程度，从而导致非混相驱的产生[3]。
由扩散稀释造成的采收率降幅最高可达15%[4—6]。
因此，扩散传质对富气混相驱的驱替效果起着尤为重要的作用。
裂缝型碳酸盐岩油藏表现为裂缝-基质双重介质，与砂岩多孔介质相比具有很大不同。
其中基质的孔隙度和渗透率都很低，通常只作为储集空间，但不具备渗流能力；而裂缝具有较高的导流能力(比基质高2～3个数量级)，是双重介质的渗流通道[7]。
利用孔隙级网络模型研究油水两相流
以用来代表真 实岩样 的， 可以作 为一个平 台更深入地研 究流体在 多孔介质 中的流动。
关键词 ： 隙级 网络模型； 孔 模拟退火算法 ； 字岩心 ； 数 渗流机理 ； 导率 传
中图 分 类 号 ：Ｆ ２ Ｔ＿ ３１ 文献标识码 ： Ａ 文 章 编 号 ：０ ９— ６ ３ ２ ０ ）２— ０ ４一 ４ １０ ９ ０ （０ ７ ０ ０ ７ ｏ
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第１ ４卷
第 ２期
陶军等 ： 利用孔隙级 网络模 型研究油水两相流
・ ５・ ７
由岩心 二维 薄片分 析 得 到 的孔 隙 度 相 同； 然后 以像 素点 为基础 ， 利用模 拟 退 火 算 法 对 ２种体 系的像 素 点进 行演化 ， 即通 过 交换 体 系之 间 的 像素 点 来 改 变 整个 系统 的状 态 。在演 化 过 程 中孔 隙 度保 持恒 定 ， 拟合 的 目标 函数 为 与 孔 隙 空 间 结 构 有 关 的统 计 函 数， 如两 点相关 函数 等 。经模 拟 退 火 法 演化 达 到 稳 定 状态后 最终 可 得 到 三维 的数 字 岩 心 （ ２ ） 图 ａ 。从 数 字岩 心 中任 取一个 二维 薄 片 （ ２ ） 比较 数字 岩 图 ｂ， 心薄 片与实 际岩 样 薄 片 的两 点 相 关 函数 可 以发 现 （ ３， 图 ）两者 之 间拟合 得非 常好 ， 明由模 拟退 火算 说 法得 来 的数 字岩 心可 以很好 地反 映实 际岩样 的空 间 结构 特点 。弦 长分布 函数 和路径 分 布 函数 亦有类 似
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油
２０ ０ ７年 ３月
气
地
质
与
Hale Waihona Puke 采收率 第 １ ４卷 第 ２期
ＰＴ Ｅ ＲＯＬ ＥＵＭ ＯＬ ＧＥ ＯＧＹ ＡＮ Ｃ Ｄ ＲＥ ＯＶＥ Ｆ Ｉ Ｉ Ｎ ＲＹ Ｅ Ｆ Ｃ Ｅ ＣＹ
驱替实验中油相核磁共振T2谱表征方法
石油地质与工程2022年1月PETROLEUM GEOLOGY AND ENGINEERING 第36卷第1期文章编号：1673–8217（2022）01–0078–03驱替实验中油相核磁共振T2谱表征方法王果，董永久，郑永仙，王妍芝，苏绍华，毛建英（中国石油天然气股份有限公司青海油田分公司，甘肃敦煌736200）摘要：利用核磁共振T2谱可以直观地反映出岩心的孔喉大小、分布及岩心中流体的分布状态、可动流体含量等信息，是研究孔隙结构及流体分布的一种重要的实验方法，而渗流实验是研究储层渗流能力、残余油分布、驱油效率等重要的开发实验。
结合油–水两相渗流实验和核磁共振T2谱，用MnCl2溶液（锰水）对岩心进行驱替，发现用锰水驱替后可以较好地屏蔽岩心中水的核磁信号，且锰水驱替相比于锰水浸泡具有更好的屏蔽效果，锰水驱替实验还可以反映出饱和油和残余油的核磁信号，为研究残余油的分布提供一种较为直观的实验方法。
关键词：核磁共振T2谱；锰水；驱替实验；屏蔽中图分类号：TE125 文献标识码：ACharacterization method of oil phase NMR T2 spectrum in displacement experiment WANG Guo, DONG Yongjiu, ZHENG Yongxian, WANG Yanzhi, SU Shaohua, MAO Jianying(PetroChina Qinghai Oilfield Company, Dunhuang, Gansu 736200, China)Abstract: Nuclear magnetic resonance T2 spectrum can directly reflect the size and distribution of core pore roar, the distribution state of fluid in rock core and the content of movable fluid. It is an important experimental method to study pore structure and fluid distribution, while the seepage experiment is an important development experiment to study reservoir seepage ability, residual oil distribution, oil displacement efficiency and so on. Combined with the oil-water two-phase seepage experiment and nuclear magnetic resonance T2 spectrum, the core is displaced with a solution of MnCl2 (manganese water). It was found that the nuclear magnetic signal of water in the core can be better shielded by manganese water displacement, and manganese water displacement has better shielding effect than manganese water immersion. Besides that, manganese water displacement experiment can also reflect the nuclear magnetic signals of saturated oil and residual oil, which provides a more intuitive experimental method for studying the distribution of residual oil.Key words: NMR T2 spectrum; manganese water; displacement experiment; shielding核磁共振技术是实验室中常用的研究孔隙结构及流体分布状态的一种实验方法[1]，目前主要用于核磁共振测井及解释和室内岩心分析[2–3]。
鄯善油田东区油藏注水开发的油水运动规律
第19卷 第3期石油与天然气地质OIL &G AS GEOLO GY 1998年9月 收稿日期:19980316鄯善油田东区油藏注水开发的油水运动规律孙 卫 曲志浩 岳乐平 刘林玉 朱玉双(西北大学,陕西西安710069)王洪建 陈杨艾 元连喜 朱永贤(吐哈油田开发事业部,新疆鄯善838202) 随注水开发的深入,三间房组油藏产液呈现出含水上升、产量下降、注采关系长期不平衡的现状。
分布于主河道砂体中的油井砂层厚、物性好、单井初产高、采出程度大、油层压降也大。
注水开发中,注入水主要沿砂体延伸方向向压降大、物性好的油井突进。
受沉积旋回控制,油藏中的Ⅰ,Ⅱ类储层多分布于每一油层组的中、下部,即第3或第4小层。
这些小层产液量高、吸水强度大,造成开发中多为单层、单向含水上升。
在油藏内,注入水主要是沿砂体展布方向由西向东、由低渗向高渗形成主渗通道。
油藏产液量的变化与注水效果关系直接,主力产区含水上升是导致油藏产量下降的主要原因。
关键词 注水开发 产量变化 油水规律 注采关系 油藏 鄯善油田第一作者简介 孙卫 男 45岁 副教授 石油地质与油田开发地质学1 概况鄯善油田位于吐哈盆地台北凹陷鄯善构造带弧顶偏西部位,为一轴向呈NW 方向的穹窿背斜。
构造北翼较缓,南翼略陡,沿长轴方向存在东西两个高点。
根据油田构造特征,习惯上以鄯善油田鞍部中央断层为界,将油田分为东西两部分,以东称“东区”,又细分为东Ⅰ,Ⅱ,Ⅲ区;以西为“西区”,分4个小区。
三间房组是鄯善油田的主力含油层,上部为一套灰绿色、杂色泥岩,灰白色砂岩、砂砾岩等不等厚互层的扇三角洲辫状河三角洲沉积;下部为灰绿、棕红色的湖沼相泥岩沉积,与下伏西山窑组呈整合接触。
三间房组为油田主要产层,单砂层厚2～14m ,平均814m ,最厚可达3013m ;平均孔隙度1316!+,平均渗透率为7×10-3μm 2,属低孔低渗油层。
根据地层沉积特征,将三间房组划分上、下2个油组、5个砂层组和24个小层(表1),其中S 1和S 2砂层组为上油组,S 3,S 4和S 5砂层组为下油组。
长期注水开发油藏的孔隙结构变化规律
图! 表!
岩样 部位 中 上 部 中 下 部
水驱实验前后孔隙特征的变化 （ "!# 井， $!#% & ’%(） 不同含水阶段的孔隙特征参数平均值对比表
形状 比表面 孔隙半径 因子 （ (） ( ) ! ） （! ! % & $* % & +’ ,$ & + % & $, % & $. % & +! % & $’ % & $# % & +$ % & $+ % & !* % & !% % & $# % & !# % & !$ ## & % !++ & # !%! & ! !%’ & # !,! & + 孔喉比 , & -# , & ’$ - & +’ - & %# & .’ , & $$ - & %, 配位数 + & $’ + & +# + & ,% + & #, + & ’% + & *! + & $% 均质 系数 % & $# % & +$ % & +* % & *+ % & +% % & ++ % & *!
孔喉半径中值 水驱后 相对变化 （! (） （ ! ） - & ## , & $! , & ’% , & -$ , & #. + & %* + & ++ + & -# + & ,’ * & %, .&* !% & * !% & $ #&’ * & #’ * & %$ ! & -% + & ’* 最大 喉道半径 （! (） !- & $$ !- & -’ !. & *$% & !! $% & $! # & ’+ . & #+ . & #’ . & ,# . & ,. 平均孔喉半径 水驱后 相对变化 （! (） （ ! ） , & -% , & ,$ # & !! # & ’, # & ,’ + & $# + & -+ +&# + & ., * & $, !% & , * & -# * & *, , & ’! & ’’ & %. ’ & -, $ & %-