低渗透砂岩石油渗流的微观模拟实验研究_朱志强
基于数字岩心的低渗透率储层微观渗流和电传导数值模拟
基于数字岩心的低渗透率储层微观渗流和电传导数值模拟王平全;陶鹏;刘建仪;黄丽莎【摘要】The research of microscopic percolation mechanism in pores based on digital cores is the development trend of fine reservoir description, also is the inevitable choice to carry out the technique of increasing the oil recovery factors on the micro scale.In order to characterize the pore space structure in detail and visualize digital cores rebuilt by CT scanning method with the advanced visualization Avizo software, thus, observed are the porosity, size and location of pore throat, pore space area, skeleton volume, the bridges between digital core geometry model and micro seepage simulation is set up through surface simplification of data body, triangular surface repair and triangular mesh optimization.Numerical simulation of fluid flow and electrical conductivity in micro pores are realized.%以数字岩心为基础的孔隙微观渗流机理研究是精细油藏描述的发展趋势,也是在微观尺度上开展提高原油采收率技术的必然选择.为详细表征孔隙空间结构,利用高级可视化软件Avizo对由CT扫描法重建的数字岩心进行可视化,直观形象地考察了孔隙度、孔喉大小和方位、孔隙空间面积、骨架体积等的定量分布,通过数字岩心数据体表面简化、三角形表面修复和三角网格优化架起了数字岩心几何模型到微观渗流模拟的桥梁,实现了微观孔隙中流体渗流和电传导数值模拟.【期刊名称】《测井技术》【年(卷),期】2017(041)004【总页数】5页(P389-393)【关键词】岩石物理方法;Avizo;COMSOL;数字岩心;三维重构;微观渗流;电传导【作者】王平全;陶鹏;刘建仪;黄丽莎【作者单位】西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川成都610500;西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川成都 610500;西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川成都 610500;长江大学资源与环境学院,湖北武汉 430100【正文语种】中文【中图分类】P631.84;TE190 引言合理进行页岩气勘探开发,必须研究其孔隙微观渗流特征。
低渗气藏微观孔隙结构三维重构研究
低渗气藏微观孔隙结构三维重构研究储层岩石微观孔隙结构异常复杂,岩石孔隙结构等价孔隙网络模型和微观尺度渗流研究是目前国际学术界研究的热点,具有十分重要的意义。
数字岩心和孔隙网络模型是开展微观渗流模拟研究的基础平台；本文针对低渗气藏开展了微观孔隙结构三维重构研究,采用微CT扫描法建立真实岩心的数字岩心,使用基于最大球算法的孔隙网络抽取方法建立与数字岩心等价的孔隙网络模型,借助孔隙级流动模拟理论和方法预测孔隙网络模型的孔隙度和渗透率。
通过上述研究,主要获得了以下认识：(1)微CT扫描法是构建数字岩心的一种非常有效的物理实验方法,具有精度高、不破坏原始岩样的优点,其建模质量的好坏主要取决于CT机的扫描精度(分辨率)(2)本文在二维中值滤波算法的基础上提出的三维中值滤波算法在图像滤波处理中可以很好地去除系统噪声,使得图像中孔隙和岩石骨架之间的过渡变得自然,灰度分布区间化更加明显,有利于划分孔隙和岩石骨架,同时可以剔除大部分的孤立孔隙和岩石骨架。
(3)基于立方体孔隙度的REV分析方法与自相关函数均可以度量数字岩心的表征体元尺寸；通过数字岩心尺寸与表征体元尺寸的对比,可以选取能够表征岩石孔隙结构和宏观特性的数字岩心,使得后续渗流模拟研究具有物理意义。
(4)基于最大球算法的孔隙网络抽取方法可以有效地将岩心孔隙空间划分为孔隙和喉道,建立与数字岩心等价的孔隙网络模型,保留了数字岩心孔隙空间拓扑结构及几何特征。
(5)使用真实岩心压汞实验数据确定岩心孔隙结构参数,与孔隙网络参数进行对比分析,并分别对实验孔隙结构参数和模型孔隙结构参数进行分形表征对比,可以很好地评价孔隙网络模型的准确性。
(6)以孔隙网络模型为基础开展微观流动模拟研究,预测孔隙网络模型的孔隙度和绝对渗透率,预测结果与数字岩心的分析结果及真实岩心的实验结果高度吻合,进一步验证了孔隙网络模型的准确性；同时利用孔隙网络模型预测油水(气水)两相水驱过程的相对渗透率,预测结果符合相渗曲线特征,说明预测结果的正确性,具有一定的参考价值。
(1+++)油藏出砂对渗透率影响及出砂规律实验模拟
文章编号:100020747(2005)0620105204SZ 3621油藏出砂对渗透率影响及出砂规律实验模拟曾祥林1,2,何冠军3,孙福街1,王平双1(1.中国海洋石油研究中心;2.北京大学;3.西南石油学院)基金项目:“十五”国家项目“渤海稠油油田少井高产开发可行性研究”部分内容(海总科[2001]194号)摘要:油井出砂给油田生产带来消极影响,也在一定程度上提高油层渗透率,从而提高油井产能。
为深入认识适度出砂提高油井产能机理并为现场实施提供理论依据,通过物理模拟实验研究出砂对储集层渗透率的影响和出砂规律。
以渤海SZ3621油藏砂样为研究对象,进行砾石充填和金属筛网防砂实验,分析不同完井方式下压差、出砂与产能之间的关系以及蚯蚓洞及其网络形成情况。
实验结论是:适度出砂开采时宜采用筛管或割缝管完井方式;出砂提高了地层渗透率并形成蚯蚓洞网络,能提高油井产能;压力扰动对出砂有显著影响,出砂量与产油量相互依存,随着砂粒不断采出,原油产量不断增加。
图5参8关键词:疏松砂岩;出砂;渗透率;模拟实验中图分类号:TE345 文献标识码:A SZ3621油田位于渤海辽东湾的辽西低凸起,皇岛市102km 。
该油田储集层为东营组下段,主体部位厚达200m 以上,层数多,岩石结构疏松,油黏度大,地层微粒运移和油井出砂是该油田开采过程中的主要矛盾。
为深入认识适度出砂提高油井产能机理,本文通过物理模拟实验,研究出砂对储集层渗透率的影响和出砂规律。
实验内容包括:人造岩样制作,砾石充填防砂效果评价实验以及简易防砂条件下岩样出砂规律实验。
1实验设计在研究国内外出砂模拟实验的基础上,研制了岩样出砂模拟实验装置,该仪器主要由长岩心多点夹持器系统、流动及回压系统、控制采集系统、操作面板集成等,实验装置见图1。
设计的出砂模拟管长2.3m ,岩心最长可达2m ,上有多个测压管,可在实验模拟井底地应力下的出砂情况过程中实时监测压力分布情况,研究出砂造成的距井眼不同位置的储集层渗透率变化,模拟多种防砂方式下出砂对渗透率的影响。
特低渗透砂岩油藏储层微观孔喉特征
第30卷 第4期2009年7月石油学报A CT A PETROLEI SINICAV o l.30JulyN o.42009基金项目:国家重点基础研究发展规划(973)项目(2006C B 705800)资助。
作者简介:王瑞飞,男,1977年1月生,2007年获西北大学矿产普查与勘探专业博士学位,现为西安石油大学副教授,主要从事油气田开发地质学方面的教学与科研工作。
E -mail:s irw rf 2003@1631com文章编号:0253-2697(2009)04-0560-04特低渗透砂岩油藏储层微观孔喉特征王瑞飞1 沈平平2 宋子齐1 杨 华3(1.西安石油大学石油工程学院 陕西西安 710065; 21中国石油勘探开发研究院 北京 100083;3.中国石油长庆油田公司 陕西西安 710021)摘要:通过岩心样品的恒速压汞测试,对特低渗透砂岩油藏储层微观孔喉特征进行的研究结果表明,储层有效喉道半径、有效喉道体积、有效孔隙半径、有效孔隙体积及孔喉比等特征参数与孔隙度、渗透率之间具有较好的相关性;对于孔隙度、渗透率较高的岩样,有效喉道、有效孔隙发育程度较高,孔喉比较低;特低渗透砂岩油藏储层孔隙结构具有中等孔隙和小喉道发育、孔喉连通性差及孔喉性质差异大的特点,开发过程中可能存在潜在的贾敏效应伤害。
特低渗透砂岩油藏储层性质主要由喉道控制,喉道半径分类明显。
渗透率越低,喉道半径与渗透率的相关性越好。
喉道控制储层渗透性,进而决定开发难度和开发效果。
关键词:特低渗透砂岩储层;孔喉特征;孔喉比;孔隙结构;特征参数;储层性质中图分类号:T E 125 文献标识码:ACharacteristics of micro -pore throat in ultra -low permeability sandstone reservoirWANG Ruifei 1SH EN Pingping 2SONG Ziqi 1YANG H ua3(1.Colleg e of Petroleum E ngi neer ing ,X i .an Shiy ou Univer sity ,X i .an 710065,China;2.Petr oChina Ex p lor atio n and D evelop ment Resear ch I nstitute,Beij ing 100083,China;3.PetroChina Changqing Oilf ield Comp any ,X i .an 710021,China)Abstract :T he features o f micr o -por e thr oat in the ult ra -low permeability sandstone r eser vo ir wer e analy zed by using t he constant -r ate mercur y inject ion techno log y.T he effect ive thr oat radius,the effectiv e thro at v olume,the effective po re radius,the effectiv e por e volume and the po re -to -throat r atio ar e cor relativ e w ith the por osity and permeability o f r eservo irs.F or t he ro ck samples w ith higher po rosity and per meabilit y,the effectiv e thro at and por es are better ,while the po re -to -t hr oat ratio is low er.T he ultra -low permeabil-i t y sandstone reserv oir s are cha racterized by medium por e,fine thro at,poo r connect ivit y o f po re w ith thr oat as well as g reat differ -ence in pr operties o f po re and thro at.T her e w ill be the Jamin effect in t he develo pment of the ultr a -lo w permeability r eser vo ir.T he qualit y of this kind of r eser vo ir is mainly contro lled by thro at,and the radius o f t hr oat has the obvious classif ication features.When the permeability of reserv oir g ets low er,the co rrelatio n of throat r adius w ith per meabilit y gets better.T he thro at contr ols the perme -ability of r eser voir and also det ermines the development effectiv eness.Key words :ultra -low permeability sandsto ne reservo ir ;po re throat features;po re -to -throat rat io;por e tex ture;char acteristic param -eter ;r eser vo ir pro per ty目前,压汞技术仍是获取储层微观孔、喉特征参数的重要途径。
低渗砂岩储层数字岩心构建及渗流模拟
低渗砂岩储层数字岩心构建及渗流模拟刘洋;王春生;孙启冀;梁超;陈达;王鑫【期刊名称】《断块油气田》【年(卷),期】2017(024)006【摘要】基于CT扫描的数字岩心技术是研究低渗砂岩储层内部微观孔喉特征及孔隙尺度渗流机理的有效途径.为直观、深入研究低渗砂岩储层微—纳米尺度流体输运特征,先通过Micro-CT扫描技术获取低渗介质多尺度三维灰度图像,统计轴向截面孔隙率分布整体考察岩心非均质程度;再结合三维重构及逆向工程技术,精准构建低渗介质复杂孔隙三维数字模型后并转换成CAD实体模型;再利用COMSOL建立多组表征单元体有限元模型,数值计算不同边界条件下微—纳米孔隙内流体输运特征;然后通过三维流线及孔隙压力分布场,动态可视化再现低渗介质渗流过程;最后对比常规渗流实验与数值模拟结果,分析两者差异的产生原因,并提出应用数字平台研究低渗岩石物性及渗流机理的深入关注点.文中研究成果为低渗油藏多尺度数字岩心建模及深层次微观渗流机理研究提供了思路.【总页数】5页(P817-821)【作者】刘洋;王春生;孙启冀;梁超;陈达;王鑫【作者单位】东北石油大学石油工程学院,黑龙江大庆163318;东北石油大学石油工程学院,黑龙江大庆163318;东北石油大学石油工程学院,黑龙江大庆163318;东北石油大学石油工程学院,黑龙江大庆163318;东北石油大学石油工程学院,黑龙江大庆163318;大庆油田有限责任公司采油工程研究院,黑龙江大庆163318【正文语种】中文【中图分类】TE311【相关文献】1.基于数字岩心的低渗透率储层微观渗流和电传导数值模拟 [J], 王平全;陶鹏;刘建仪;黄丽莎2.低孔低渗裂缝-孔隙型砂岩储层的分类评价--以川中公山庙油田沙一储层为例 [J], 赵永刚;陈景山;蒋裕强;雷卞军;赵明华3.南海西部油田高泥质疏松砂岩储层数字岩心渗流特征 [J], 李文红;李英蕾;雷霄;杨朝强;劳业春4.储层压力条件下低渗砂岩气藏气体渗流特征 [J], 叶礼友;高树生;熊伟;朱光亚;胡志明5.基于数字岩心技术研究低渗砂岩渗流特征 [J], 王春生;刘洋;孙启冀;张凯;梁超因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
低渗透油藏微观孔隙结构分析
大庆石油学院学报第30卷第3期2006年6月J OU RNAL OF DAQ IN G PETROL EUM INSTITU TE Vol.30No.3J un.2006收稿日期:20051024;审稿人:付 广;编辑:王文礼 基金项目:中石油股份有限公司科技部重大攻关项目(050118-7) 作者简介:胡志明(1977-),男,硕士生,主要从事油藏开发实验等方面的研究.低渗透油藏微观孔隙结构分析胡志明1,把智波2,熊 伟1,高树生1,罗 蓉3(1.中国科学院渗流流体力学研究所,河北廊坊 065007; 2.玉门油田公司(局)勘探事业部,甘肃玉门 735200; 3.西南油气田分公司川中油气矿,四川遂宁 629001) 摘 要:不同地区渗透率相近的低渗透油藏在开发动用难度、生产特征上存在很大的差异,主要原因是微观孔隙结构不同.利用恒速压汞技术研究了大庆和长庆低渗透油藏岩心的孔隙结构.结果表明:长庆低渗透油藏平均喉道半径、主流喉道半径均大于大庆低渗透油藏;大庆低渗透油藏喉道分布范围窄,峰值半径较高,而长庆则相反,存在数量较大的喉道,喉道均质性较差.单根喉道对岩心的渗透率贡献结果表明,喉道分布范围较宽,均质性较差比喉道分布集中,均质性好的油藏渗流能力强,这与所研究的低渗透油藏开发特征相吻合.关 键 词:低渗透油藏;孔隙结构;喉道半径;分布规律;峰值中图分类号:TE311 文献标识码:A 文章编号:10001891(2006)030051030 引言我国陆上油藏已探明未动用储量主要为低渗透、特低渗透油藏,占总未动用储量的56%以上.加深对低渗透油藏的认识,对开发和利用低渗透油藏具有重要意义[1-3].目前,不同地区低渗透油藏开发、动用程度相差很大.例如,长庆油田和大庆油田的油藏厚度、黏度接近,但长庆油田低渗透油藏的采液能力和开发效果明显好于大庆油田.原因是低渗透油藏不仅仅是渗透率低,而主要是其有独特的孔隙结构.勘探、开发结果表明,深入认识低渗透油藏的孔喉特征,是正确评价和开发、改造低渗透油藏的关键[4-6].不同低渗透油藏的开发特征表现出的差异与孔隙结构复杂密切相关[7].因此,笔者采用亚洲惟一的一台恒速压汞孔隙结构分析仪[8],定量分析大庆与长庆地区低渗透油藏的喉道和孔道的大小及其分布规律,研究其微观孔隙结构,对比结构特征,分析低渗透油藏开发效果存在差异的原因.1 孔隙结构分析1.1 大庆油区针对大庆油区某油藏,选取8块有代表性的低渗透岩心,并进行洗油、洗盐处理,以排除盐结晶对孔隙结构的影响.孔道半径和喉道半径分布曲线[8]见图1和图2.由图1和图2可以看出,不同渗透率级别的岩心其孔道大小及分布性质差别并不大,差别主要体现在喉道大小及分布上,说明低渗透、特低渗透储层性质主要受喉道控制,并影响开发效果.1.2 长庆油区针对长庆油区某油藏,选取12块有代表性的低渗透岩心,应用同样的方法研究其孔隙结构.孔道半径及喉道半径分布曲线见图3和图4.由图3和图4可以看出,孔道半径及喉道半径分布曲线与大庆低渗透油藏相似,低渗透油藏的孔道半径分布较为接近,但是喉道半径分布差异非常大.・15・图1 大庆低渗透岩心样品孔道半径分布曲线图2 大庆低渗透岩心样品喉道半径分布曲线图3 长庆低渗透岩心样品孔道半径分布曲线图4 长庆低渗透岩心样品喉道半径分布曲线2 孔隙结构对比2.1 平均喉道、主流喉道半径分布大庆和长庆样品的平均喉道半径与渗透率K 的关系见图5和图6.实验结果表明,当K <1×10-3μm 2时,平均喉道半径与渗透率的关系曲线几乎重合;但是当K >1×10-3μm 2时,这2个地区低渗透油藏的平均喉道半径显示出较大的差异,长庆低渗透岩心样品的平均喉道半径大于大庆低渗透岩心样品.从主流半径分布曲线可以看出,在相同的渗透率下,长庆样品主流喉道半径比大庆样品大,K <1×10-3μm 2时差异较小,K >1×10-3μm 2时差异较大,而且其差距基本保持恒定.主流半径是对整个岩心样品渗透率贡献达到95%时的喉道半径.因此,主流喉道半径反映了控制主要渗流能力的半径.主流半径越大,渗流能力越大.由此可见,主流喉道半径分布规律从微观角度表明喉道半径的大小及其分布是低渗透油藏的渗流能力决定性因素.2.2 喉道对渗透率贡献根据喉道分布结果,在泊謖叶公式的基础上,推导单根喉道对岩心的贡献公式ΔK i =r 2i αi 6r 2i αi ,其中,ΔK i 为喉道半径对整个岩心的渗透率贡献;r i 为喉道半径;αi 为喉道半径归一化的分布频率密度;i 为喉道半径的级别,i =1,2,…,n.利用该公式计算单根喉道对测试样品的渗透率贡献,比较不同地区的渗透率相近的岩心喉道大小对渗透率贡献,部分典型结果见图7.图7表明,大庆低渗透油藏对渗透率起主要贡献的喉道半径主要集中在峰值喉道半径附近很窄的区间内,且峰值半径对渗透率的贡献较大.而长庆・25・大 庆 石 油 学 院 学 报 第30卷 2006年低渗透油藏对渗透率起主要贡献的喉道半径虽然也集中在峰值喉道半径,但是存在2个方面的差异,即长庆低渗透油藏峰值半径对渗透率的贡献较小;长庆稍大的喉道对渗透率的贡献比大庆低渗透油藏要大.图5 大庆、长庆样品平均喉道半径对比图6 大庆、长庆样品主流喉道半径对比图7 大庆、长庆相近渗透率岩心喉道半径与渗透率贡献对比4 结论(1)喉道是控制低渗透、特低渗透油藏储层性质的决定因素,也是决定开发难度和开发效果的主要因素.(2)平均喉道及主流喉道差异是引起大庆及长庆油田低渗透油藏不同渗流能力的决定性因素.大庆低渗透油藏喉道分布范围窄,而长庆低渗透油藏喉道分布范围宽.参考文献:[1] 裘怿楠,陈子琪.油藏描述[M ].北京:石油工业出版社,1996:58-59.[2] 沈平平.油层物理实验技术[M ].北京:石油工业出版社,1995:43-451.[3] 耿龙祥,曹玉珊,易志伟,等.濮城油田砂岩储集层物性下限标准研究[J ].石油勘探与开发,1999,26(1):81-83.[4] MORROW W N R.Physics and t hermodynamics of capillary action in porous media [J ].Industrial and Engineering Chemist ry Re 2search ,1970,63:32-56.[5] 黄述旺,蔡毅,魏萍,等.储层微观孔隙结构特征空间展布研究方法[J ].石油学报,1994(增刊):76-80.[6] 赵跃华,王敏.双河油田储层孔隙结构特征分类及影响因素[J ].石油学报,1994,15(14):31-39.[7] 周宏伟,谢和平.孔隙介质细观渗流DL A 效应的实验研究[J ].石油学报,2001,22(3):52-57.[8] 于俊波,郭殿军,王新强.基于恒速压泵技术的低渗透储层物性特征[J ].大庆石油学院学报,2006,30(2):22-25.・35・第3期 胡志明等:低渗透油藏微观孔隙结构分析perimentatio n and t he mo st app ropriate pour point dep ressant was selected.The effect factor of charac2 ter which Daqing crude oil adding pour point depressant was discussed,including t he temperat ure and quantity of pour point dep ressant s,t he dosage of pour point depressant,cooling velocity and shearing rate,etc.And t he adding met hod of pour point dep ressant was optimized.K ey w ords:Daqing crude oil;pour point depressant;solidifying point;applicability;optimizeOptimization of energy saving and operation plan for large scale oilf ield injection system/2006,30(3):43-46L IU Yang,YUAN Zhen2zho ng,WEI Li2xin(Key L aboratory f or Enhanced Oil Recovery Ef f iciency,D aqi n g Pet roleum I nstit ute,D aqi n g,Hei2 long j i ang163318,Chi na)Abstract:In oilfield injection system,t he system efficiency is low and energy consumption is high.Wit h t he minimum of injection energy consumptio n as t he objective f unction,t he hydraulic equilibrium,injec2 tion rate and injection p ressure as t he const rained conditio ns,an operation plan optimization mat hematic model for oilfield injection system is constructed.The model is a hybrid optimization design wit h dis2 perse and continuous variables.According to it s characteristics,a solving met hod for hybrid genetic sim2 ulated annealing algorit hm which combines GA,SA and separated optimization is worked out.0-1cod2 ing for chromosome,improved adaptive intercro ss and variation mode in operation and optimized reser2 vation st rategy are adopted.The application in an injection system indicates t hat t he injection unit loss drop s by0.32kW・h・m-3,and elect ricity power is saved by2.32×104kW・h・d-1.K ey w ords:oil field injection system;energy saving;hybrid optimization;model;genetic algorit hm;simulated annealing algorit hm;separated optimizationDynamic detection of derrick damage structures/2006,30(3):47-50ZOU Long2qing,C HI Li2yuan,GUO Feng,SUN Xue2mei(Mechanical S cience and Engi neeri n g College,D aqi ng Pet roleum I nstit ute,D aqi ng,Heilong j i ang 163318,Chi na)Abstract:In t his paper,st ruct ure kinetic detection met hods for damaged st ruct ures were investigated to monitor damage instance of JJ160/41-K oil derrick.The flexibility difference met hod,t he curvat ure mode met hod and t he flexibility curvat ure met hod were used in t he struct ure kinetic detection met hods. The limitation of t he flexibility difference met hod and t he curvat ure mode law were analyzed,and t he ad2 vantage of flexibility curvat ure met hod was also analyzed.The applicatio n of derrick showed t hat t he de2 tection precision of t he flexibility difference met hod was low when t he space of t he damage point s was near and t he damage degree was slight.The interaction of damage point s and t he influence of t he damage point s to t he undamaged point s would make t he p recisio n of curvat ure mode met hod lower.The flexibil2 ity curvat ure could reflect damage existence,size,location,and damage point s were not interactional, t he detection precisio n was high.It was suited to use and generalized in on2line test of derrick st ruct ure damage.K ey w ords:damage detection;flexibility difference;curvat ure mode;flexibility curvat ureAnalysis of micro pore structure in low permeability reservoirs/2006,30(3):51-53HU Zhi2ming1,BA Zhi2bo2,XION G Wei1,GAO Shu2sheng1,L UO Rong3(1.I nstit ute of Porous Flow&Fl ui d M echanics CA S,L ang f an g,Hebei,065007,Chi na;2.Ex2 ploit ation De p artment of Yumen Oil f iel d Com p any,Yumen,Ganshu735200,Chi na;3.S out hw est Oil ・・148and Gas Fiel d B ranch,Cent ral S ichuan Oil f iel d,S ui ni n g,S ichuan629001,Chi na)Abstract:For different low permeability reservoirs wit h t he similar permeability,t here is much differ2 ence in develop ment degree and production feat ures.The main reason is t hat t hey have different micro2 pore struct ure.Pore st ruct ure of Daqing and Changqing low permeability reservoirs is f urt her st udied u2 sing rate-cont rolled mercury penet ration technique.The result s indicate t hat t he average t hroat radius and mainst ream t hroat radius of Changqing cores are bigger t han t hose of Daqing cores.The pore t hroat dist ributio n of Daqing low permeability reservoir is narrow and t he peak value radius is higher.On t he cont rary,t here are lot s of bigger t hroat dist ributions in Changqing,and t he t hroat homogeneity is poor. For t he cont ribution of single t hroat to t he rock permeability,t he reservoir wit h wider t hroat distribu2 tion and poorer homogeneity is more penet rative t han t hat wit h cent ralized t hroat dist ribution and better homogeneity,which is consistent wit h t he develop ment characteristics of low permeability reservoirs.K ey w ords:low permeability reservoir;pore st ruct ure;t hroat radius;dist ribution;peak valuePhase state characteristic after gas injection into formation oil based on computational method/2006,30(3): 54-56HUAN G Xiao2hong,ZUO Long(Recovery Testi ng Com p any,D aqi n g Oil f iel d Cor p.L t d.,D aqi ng,Heilong j i an g163412,Chi na) Abstract:After t he comp utatio nal met hod determination of initial oil in place gas injection p hase state characteristic,t he co st is low,t he speed is high.We have p roduced t he st rat um p hase state chart com2 p utation,t he plan flow and t he parameter determination met hod has st udied t he f ragrant48fault blocks oil deposit gas injection to t he initial oil in place p hase state and t he high-pressured nat ural influence. The result indicated t hat,po urs into t he nat ural gas to be po ssible to increase t he initial oil in place t he volume coefficient,reduces t he oil t he viscosity,causes t he crude oil t he sat uration pressure to elevate; Along wit h t he initial oil in place in t he gas mole of score increase,p t he T p hase diagram critical point shift s to t he left,t he p hase diagram shift s to t he left,two areas area increase,t he liquid p hase area is small,is advantageous mixes in t he realization gas drives,to enhance t he crude oil recovery ratio.K ey w ords:fault blocks48;t heoretical calculation;p hase state characteristic;gas injectionAnalysis of the effect of the change of permittivity of the medium on the heating process of electromagnetic f ield/2006,30(3):57-58ZHAN G Han2qiao(College of Elect ronics and I nf orm ation Engi neeri n g,S ichuan U ni versit y,Cheng d u,S ichuan610064 Chi na)Abstract:The effect of t he changing complex permittivity of t he medium on t he heating process is ana2 lyzed based o n t he existing mat hematical oil recovering model.The heating p rocess of water,illuminated by a plane wave at t he microwave f requency of2450M Hz wit h an incident power density of1W/cm2, was simulated in t he BJ-22waveguide by means of t he FD TD met hod.The result shows t hat t he tem2 perat ure rising rate becomes slower because t he parameters of t he medium changes simultaneously dur2 ing t he heating p rocess.This paper aims to perfect t he existing mat hematical oil recovering model and p rovide a reference for t he f urt her work.K ey w ords:elect romagnetic wave;t hermal recovery;permittivity・・149。
特低渗透油藏变渗透率场油藏数值模拟研究_于荣泽
可知， 在一定压力梯度下， 特低渗透多孔介质中仅 有部分喉道能够参与流动； 参与流动的喉道数目随 压力梯度的变化而变化， 从而导致多孔介质的渗透 率也随之发生变化。多孔介质的渗透率是岩芯中已 参与流动的所有喉道允许流体通过的一种宏观平均 的性能参数。
是指一定压力梯度下， 岩芯的瞬时有效渗透率与绝 对渗透率的比值。从图中可以看出： 当压力梯度较 小时， 岩芯中只有较大喉道中的水能够参与流动， 较小喉道中的水难以动用， 此时岩芯水测渗透率较 小； 当压力梯度增加时， 岩芯中参与流动的喉道数 目增多， 岩芯水测渗透率也随之增大； 当压力梯度 达到某个特定值时， 岩芯中所有可动用喉道全部参 与流动， 参与流动的喉道数目不再发生变化， 岩芯 的水测渗透率趋于恒定， 此时的压力梯度称为岩芯 的临界压力梯度， 是变渗透率渗流与拟线性渗流的 交点； 当压力梯度大于临界压力梯度时， 水测渗透 率不再随压力梯度的变化而变化， 流体的流动遵循 拟线性渗流规律； 随岩芯渗透率降低， 变渗透率渗 流区间逐渐变宽， 临界压力梯度逐渐增大。特低渗 透多孔介质的临界压力梯度主要受流体类型、 固液 界面张力及多孔介质的孔隙结构影响， 临界压力梯 度越大， 变渗透率渗流区间越长， 实现Leabharlann 线性渗流 过程的难度越大。图1
Fig. 1
不同气测渗透率岩芯喉道半径分布
The throats distribution of cores with different gas - log permeability
图 2 是 6 块不同气测渗透率岩芯的无因次水测 渗透率与压力梯度的关系曲线， 其中无因次渗透率
100
西南石油大学学报 （ 自然科学版 ）
储层岩石微观孔隙结构的实验和理论研究
储层岩石微观孔隙结构的实验和理论研究张雁(大庆石油学院地球科学学院黑龙江大庆163318)【摘要】储层岩石的微观孔隙结构直接影响着储层的储集渗流能力,并最终决定油气藏产能分布的差异。
因此,对其详细地研究,探寻各种储层岩石的微观孔隙结构的特点及其分布规律,从而为油气藏的勘探、开发及准确确定注水开发油田不同开发阶段剩余油分布提供科学的依据,具有重要的研究意义。
本文介绍了实验上和理论上研究储层岩石微观孔隙结构的方法及进展,并且对其研究的发展趋势和用纳米科技关键仪器-扫描探针显微镜表征储层岩石微观孔隙结构进行了展望。
【关键词】储层岩石;微观孔隙结构;扫描探针显微术大量的勘探开发实践表明,储层岩石的微观孔隙结构直接影响着储层的储集渗流能力,并最终决定着油气藏产能的差异分布。
不同类型的储层具有不同的微观孔隙结构特征,储层岩石孔隙结构参数、含油气性是储层评价的重要指标,如何客观地确定这些参数,是很多石油学家一直努力解决的问题。
储层岩石的微观孔隙结构不仅对油气储量,而且对油气井的产能和最终采收率都有影响。
详细研究储层的微观孔隙结构特征,有利于对储层进行合理的分类评价,有助于查明储层的分布规律,从而为油气藏的勘探开发提供科学的理论依据。
在油气田开发后期,储层的渗流能力的强弱直接受微观孔隙结构特征及其分布规律的影响,因此,确定储层内部微观孔隙结构的特征及分布对了解剩余油形成机理,查明剩余油分布规律具有极为重要的意义。
1.岩石孔隙结构特征的描述方法孔隙结构是岩石所具有的孔隙和喉道的几何形状、大小、分布及其相互连通关系的总和。
孔隙反映了岩石对流体的储集能力,而喉道的形状、大小、孔喉比则控制了孔隙对流体的储集和渗透能力。
由于不同沉积相的水动力条件不同,导致砂体的粒度、分选、组成以及发育程度的差异性,加之后期成岩作用对沉积物原始孔隙改造强烈,因此,微观孔隙结构具有复杂多样性。
尤其对于孔渗性差、非均质性强的储层而言,详细研究微观孔隙结构特征一方面有利于经济有效地开发低渗透油气资源,另一方面在开发后期的油气挖潜工作中,有助于查明剩余油分布规律,设计提高采收率方案。
测试压力对低渗透砂岩气测渗透率影响规律实验研究
12CPCI 中国石油和化工地质勘探测试压力对低渗透砂岩气测渗透率影响规律实验研究李超玥（大庆油田第五采油厂第一油矿 黑龙江大庆 163513）摘 要：气测渗透率是油田开发的最基本的参数之一，但是由于低渗透储层孔隙结构复杂，微裂缝发育，气测渗透率误差较大、可重复性差。
文章通过室内实验研究了压力梯度和净围压对某低渗区块渗透率测定的影响，发现气测渗透率随压力梯度的增加而降低，且岩样渗透性越差，降低幅度越大；随着净围压的增加而降低，且净围压小于15MPa时，渗透率随围压的增加迅速降低。
因此，气测渗透率为测试压力的函数，必须不标明测试压力梯度和净围压值才具有绝对数值意义才可以进行横向对比。
关键词：气测渗透率 压力梯度 净围压 低渗透砂岩通过气体测定低渗砂岩渗透率是获取渗透率的基本方法，但实验数据可重复性差，一些学者进行了研究。
卢燕等通过室内对比实验了确定影响超低渗岩心气测渗透率准确性的因素。
武志德等对拟压力法和考虑克氏效应2种渗透率计算方法的结果进行对比研究。
车廷信等采用不同的驱替压差对不同渗透率级别的特低渗岩心进行渗透率测试。
本文采用榆树林油田扶余油层低渗、特低渗岩样，通过室内对比实验研究压力梯度和围压对气体渗透率测定的影响规律。
1 研究方法1.1 岩样准备岩样是来自某低渗特低渗油层的岩样6块，其直径均为2.5cm ，长度为3cm ，孔隙度在5.52%~12.59%之间，平均为11.6%。
岩样在测试渗透率之前都经过高温烘干，其中束缚水饱和度为0。
1.2 实验流程（1）将岩样用甲苯抽提洗净、烘干，测定基本参数和孔隙度。
（2）变注入压力实验：在定围压3Mpa 条件下恒压注入压缩空气，出口端直通大气压，待流量稳定后用皂沫流量计测定流量，根据气体渗透率公式计算渗透率。
增加注入压力重复上述步骤，得到相应的渗透率。
岩样1、2、3分别进行该实验。
（3）变围压实验：在定注入压力0.5Mpa 条件下，首先依次增加围压（3Mpa 、5Mpa 、7Mpa 、9Mpa 、11Mpa 、13Mpa 、15Mpa 、20Mpa 、30Mpa ），测定不同围压下的气体流量；然后依次降低围压测定各围压下的气体流量；最后计算渗透率。
低渗透弹性储层非达西流动数值模拟研究
《数值模拟》读书报告------低渗透弹性储层非达西流动数值模拟研究姓名: 张恒学号：2010050031专业：石油与天然气工程教师：鲁洪江（教授）低渗透弹性储层非达西流动数值模拟研究1 选题依据及研究现状随着石油勘探和开发程度的深入,当前我国低渗透油田储量所占的比例愈来愈大,并且对低渗透油藏渗透规律的研究也越来越深入，并相继投入了开发，这引起了中国石油界对低渗透裂缝性油藏高效开发的极大关注[1].由于低渗透油藏，非均质性极强，应力敏感性强，基质中的原油难以开采.因此，低渗透裂缝性油藏比常规油藏的开发难度大、开采效果差.同时以往的低渗透油藏开发理论不能有效地指导实际生产，微观渗流机理以及数值模拟方法的研究还存在着许多争论及不足之处,因此如何经济有效地开发好低渗透裂缝性油藏是当前亟待解决的技术难题.[2]主要的参考文献[1]袁士义.中国油气田开发技术进展.见:21世纪石油勘探与开发一院长论坛报告集.北京:石油工业出版社，1999.280一290[2]姜瑞忠.低渗透油藏非线性渗流机理及数值模拟方法研究.中国石油大学（华东）[3]罗阳俊.低渗透油田启动压力梯度研究.吐哈油气.2010年9月.15（3）：259-261[4]贾振岐等.低渗低速下非达西渗流特征及影响因素.大庆石油学院学报.2001年9月.25(3):73-75[5]辛莹娟.低渗透非达西渗流研究.西部探矿工程.2010年第10期:115-117[6]李道品,等.低渗透砂岩油田开发[M].北京:石油工业出版社,1997.2 选题研究内容及拟解决的问题主主要从非线性渗流机理、非线性渗流描述方法以及数值模拟方法三个方面进行深入探讨。
3方法及路线3.1低渗多孔介质非达西渗流机理3.1.1 低渗透油藏渗流特征[3]1:渗流规律呈非线性特征2低渗透油藏中渗流存在启动压力梯度3低渗透多孔介质中流体流动的横截面积是可变的4低渗透多孔介质的渗透率并非常数3.1.2低渗透油藏启动压力梯度探讨从理论上讲，流体在多孔介质内流动时，均不同程度地存在有启动压力梯度。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
文章编号:1674-5086(2010)01-0016-05
低渗透砂岩石油渗流的微观模拟实验研究3朱志强1,曾溅辉2,王建君1(1.中国石油勘探开发研究院海外一路业务发展研究部,北京海淀100038;
2.“油气资源与探测”国家重点实验室・中国石油大学,北京昌平102249)
摘 要:采用天然低渗透砂岩微观模型,通过与实际地质状况较为相似条件下的油驱水实验,模拟石油在低渗透砂岩孔隙内的渗流,分析和探讨了低渗透砂岩孔隙介质中石油的微观渗流机理。研究结果表明,石油在低渗透砂岩中渗流路径曲折复杂,运移渗流模式有稳定式、指进式和优势式3种;石油在低渗透砂岩中渗流存在启动压力梯度,启动压力梯度与砂岩孔隙度关系复杂,而与砂岩渗透率有很好的相关性;石油的渗流速度与驱替压力呈很好的相关性,石油以相同速度在不同渗透率级别的砂岩内渗流时所需要的驱替压力随砂岩渗透率的增大而降低。关键词:低渗透砂岩;运移;渗流模式;启动压力梯度;模拟实验中图分类号:TE122 文献标识码:A DOI:10.3863/j.issn.1674-5086.2010.01.003
引 言低渗透油气藏实际上是一个相对模糊的概念,
尽管国内外对它的勘探和开发已有几十年的历史,
但至今国际上并无一个严格而明确的标准和界限。目前,世界各国的地质学者都趋向于把渗透率小于50×10-3μm2的油气藏称为低渗透油气藏[1],随着勘探和开发的深入,它在油气田勘探中的比例越来越大,将成为今后一段时间内石油勘探的主战场。低渗透储层具有不同于常规储层的典型特征,如储层物性差,沉积物成熟度低、孔喉半径小、基质渗透率低、应力敏感性强、裂缝较发育以及非均质性强的特点[2]。低渗透储层特殊的物性特征导致油气运移特征的特殊性,其渗流规律偏离了经典渗流理论———达西定律,而是具有启动压力梯度[3]。物理模拟实验是研究油气运移规律的重要手段,近几十年,国内外的众多地质学者分别利用一维玻璃管、二维模型及微观模型对常规储层中油气运移的渗流特征进行了大量的模拟实验[4-16],使得人
们对常规储层中油气渗流特征的认识不断深入。但由于低渗透储层孔隙结构的复杂性和非均质性比常规储层强得多,对低渗透储层中石油渗流特征的研究比较困难,公开发表的文献也很少。因此,用低渗
透砂岩微观模拟实验来研究孔隙尺度下的油气渗流特征,对该领域进行一次初步探索,有助于认识低渗透特殊孔隙条件下油气运移的渗流机理,也将对今后低渗透油气藏的勘探和开发具有一定的指导和参考作用。
1 实验装置与步骤1.1 实验装置与实验样品微观石油运移渗流模拟实验装置如图1所示,
包括流体驱替设备、显微观察记录设备、微观岩样模型、流体计量设备以及流体收集设备等。实验使用的砂岩样品取自松辽盆地北部古龙凹陷重点探井的重点层段,制成的砂岩模型长×宽约为2.5cm×2.5cm,厚度为0.5～0.8mm(图2),能够承受较高压力(0.2～0.3MPa)和温度(80℃)。尽管实验模型与地下岩层的实际地质条件尚有一定差距,但使用岩芯制作的真实砂岩模型能够很好地反映低渗透砂岩原始的孔隙结构特征;此外,模型的大小和厚度适合于显微镜下观察,可直观地了解流体在孔隙介质中的流动过程,并能更深刻地反映低渗透砂岩孔隙结构与流体渗流特征之间的关系(各模型的特征参数见表1)。
第32卷 第1期 西南石油大学学报(自然科学版)
Vol.32 No.1
2010年 2月 JournalofSouthwestPetroleumUniversity(Science&TechnologyEdition) Feb. 2010
3收稿日期
:2008-12-25
基金项目:国家自然科学基金项目(40772088)。作者简介:朱志强(1979-),男(汉族),河北安国人,博士,主要从事油气形成与分布规律研究。1—普通N2瓶;2—2RΟI型中间容器;3—数字压力仪;4—流量计;5—显微镜;6—摄像机;
7—监视器;8—图像采集存储设备;9—光源;10—油水收集瓶;11—照相机;12—微观模型。
图1 微观石油渗流实验装置示意图Fig.1 Microoilflowexperimentalapparatus
图2 微观石油渗流实验低渗透砂岩模型示意图Fig.2 MicroexperimentforoilflowinlowΟpermeable
sandstonemodel
表1 微观模型的特征参数表Table1 Parametersformfeaturesofmicromodel
编号长/mm宽/mm厚/mm孔隙度/%渗透率/(×10-3μm2)启动压力梯度/(kPa/cm)
Y126.524.50.6815.70.882.4928Y227.024.00.6814.20.881.2319Y325.524.00.6825.01.610.5333Y425.021.00.5527.67.780.0064Y526.024.00.7019.09.580.0035Y626.025.00.7017.520.500.0004
实验所用的水为纯净水,黏度为1.00mPa・s;实验用油为人工配制油,黏度为2.30mPa・s,并添加甲基红染料增加可视性(染色剂对模型的孔隙结构无伤害)。1.2 实验步骤低渗透砂岩石油运移渗流微观模拟实验在常温下进行,具体的实验步骤如下:(1)将模型在显微镜下进行照相,以保留样品的原始状态。(2)抽真空,饱和水。先将模型一端进行封闭,一端连接抽空装置,抽空2h以上,然后饱和纯净水,并将饱和水的模型进行照相。(3)测定模型的渗透率。连接注入和计量装置,注入纯净水,同时记录通水量、时间、压差,测算样品的渗透率。(4)模拟油气运移渗流过程。将模型接入实验系统,调节压力阀,使油充满引槽;缓慢增加压力,并记录油滴开始进入模型时的压力值即“启动压力”;油向前运动一段后就会停下来,这时缓慢增加0.5kPa的压力,以促使油滴继续运移,同时对样品内驱替过程进行观察、录像和截图,记录注入油量、对应的时间和压力。2 实验结果与讨论2.1 石油的运移路径实验结果发现,各实验模型具有相似的运移渗流路径形成过程。如图3所示,注入油达到低渗透砂岩的启动压力梯度后(表1),开始由引槽缓慢进入模型,最初可在模型入口端形成多条运移路径(图3(a))。但是,油滴并非沿这些路径以相同的
速度前进,而是在阻力最小的路径上运移最快,其他的路径上运移缓慢或趋于停止。模型在4.3kPa压力下运移一段时间后,主路径上油的前缘停止向前移动,并在较长的一段时间内保持不动,直到增压至4.9kPa后,主运移路径上出现一些路径分支,同时
71第1期 朱志强,等: 低渗透砂岩石油渗流的微观模拟实验研究原来运移缓慢或停止不动的路径也有所突破,并向前延伸扩展,成为新的运移路径(图3(b))。上述现象在运移过程中将会重复出现,最终只形成一条或多条运移路径使得油从模型的另一端流出(图3
(c))。由此可见,石油在低渗砂岩中运移的路径迂
回曲折,而且油滴只沿有限的运移路径向前运移。
图3 Y6模型中油滴运移路径形成过程Fig.3 DevelopmentprocessofoildropmigrationroadinY6model
2.2 石油的运移模式Lenormand[17]等对大量的常规储层油滴运移渗流物理实验结果表明,在不考虑浮力的情况下,油滴的运移模式主要有3种:毛管指进模式、黏滞力指进模式和稳定运移模式。而当注入速度很小时,油滴只沿阻力最小的部位突破,这时油滴呈指状前进,产生的运移模式为毛管指进模式;当注入速度或注入压力较大时,所有后续压力大于阻力的喉道都被突破,这时油滴整体前进,产生的运移模式为稳定运移模式或黏滞力指进模式。Meakin[18-19]等人通过常规储层油滴运移模拟实验研究,将油滴运移渗流模式分为毛管指进模式和优势式运移模式。国内张发强[20]、侯平[21]和周波[22-23]等通过松散玻璃珠或狭窄平行板裂隙模型对石油运移的模拟实验研究也发现,油相的运移渗流模式主要有:稳定模式、指进模式和优势式运移模式,并讨论了各种模式的形成条件。低渗透砂岩石油运移的微观模拟实验研究结果表明,在低渗透砂岩模型中油相亦存在稳定式、指进式和优势式3种运移模式(图4),主要反映在连续运移的油前缘形态明显不同,其运移路径的几何形状也有较大的差别。稳定式:由于岩石薄片基本不存在优势通道,因
此在整个实验过程中,油整体均匀推进,驱替前缘比较平直,基本垂直于流动方向,从而表现为稳定式的运移(图4(a),样品编号Y4)。指进式:油的前缘表现为指进形式,多个指状的油同时前进,由于各通道输导油气的能力和阻力存在差异,导致各通道的油运移速率不同,并且在运移过程中不断出现暂停、交汇和分叉等现象,指进的交汇和单个指状油滴的几何形状变粗使得油表现出整体运移的状态(图4(b),样品编号Y3)。优势式:连续的油前缘往往只沿着一个或少数几个方向运移,运移路径较平直,在移动前缘处不断出现细小分枝,但油始终沿主要通道运移,运移通道相对集中和单一(图4(c),样品编号Y1)。由于实验条件的限制,低渗透砂岩中这3种石油运移模式的形成原因还未研究清楚,需要今后加以研究,但是值得指出的是,无论石油以何种模式运移,运移路径一旦形成且条件保持不变,其形态和空间展布变化很小,一直到运移结束。
图4 石油在低渗透模型中的渗流模式Fig.4 FlowpatternofoilinlowΟpermeablemodel
81西南石油大学学报(自然科学版) 2010年