渗透率级差

摘要： 为了研究不同因素对分层注水的影响,文章根据苏北盆地多个油田地质参数,结合多层系水驱开发理论模型和室内实验,研究了渗透率级差、生产小层数等分注界限以及隔层、分注时机、分注段数对分注效果的影响。结果表明:渗透率级差对层系组合效果影响明显;隔层离注水井距离越近,分注效果越好;随着隔层发育,稳定性提高,分层注水的效果越来越好;应尽可能在投产1年内进行分注;分段数越多,分注效果越好,但分注段数超过4段后,分注提升效果有限,因此需综合权衡经济效益和工艺复杂性。

摘要： 留10X断块包括东西两个开发单元,为提高东断块采收率,保证西断块高效开发,文章对留10X断块进行层间潜力挖潜技术研究。通过层间矛盾成因分析,针对层间渗透率差异、层间压力及含水率变化等原因形成的层间矛盾提出优化采油工艺,细化注采层系,缓解层间矛盾,实现降水增油,提高油藏采收率。

摘要： 通过计算多层油藏水驱过程中各层渗流阻力与层间阻力差异,可直接表征层间干扰程度及其在开发过程中的变化,但目前渗流阻力公式存在计算复杂或精度不高的问题.基于Buckley-Leverett理论,提出一种新的一维油水两相渗流阻力计算方法,并验证了其准确性.基于该方法进一步提出了多层油藏水驱过程中层间阻力差异计算流程,可用于预测和分析开发过程中层间干扰变化特征.结果表明:本文方法与数值模拟结果一致性较好,相对误差低于12％,渗流阻力变化可分为线性、渐缓和近平缓3个下降阶段,分别对应无水采油期、中-高含水期和特高含水期;多层油藏水驱过程中层间阻力差异在高渗透层进入特高含水期后达到峰值,可作为调控措施转换节点;渗透率级差增加将使层间干扰程度迅速增大,因此多层合注油藏及早实施调控措施至关重要.

摘要： 针对单一聚合物段塞驱存在低渗储层动用程度低、部分注入井注入困难以及油井受效比例低等问题,开展了高、低浓度聚合物段塞交替注入提高采收率技术研究.采用物理模拟的实验方法,评价了不同交替注入方案下低渗层的吸液比例、分流率以及聚合物驱的采收率.结果表明:与单独注入高、低浓度聚合物驱相比,不同浓度聚合物段塞交替注入能使低渗储层的吸液比例明显提高,并能有效改善低渗层的分流率,起到改善吸水剖面、延长低渗层聚合物驱受效时间的效果.渗透率级差越大,聚合物驱采收率达到最大所需的交替注入周期数越多,当渗透率级差分别为2和4时,最佳交替注入周期数分别为2次和4次,此时聚合物驱的采收率分别为24.9％和23.4％,比单独注入高浓度聚合物驱时采收率分别提升了3.3％和5.2％.矿场试验结果表明,P油田M区块采用高、低浓度聚合物交替注入开发的方式后,注入井的吸水厚度明显增大,生产井的日产油量明显提高,聚合物驱油效果得到了一定的改善.

摘要： 油藏物性及采出程度对内源微生物采油技术实施效果存在显著影响,但该领域一直缺乏系统的室内研究,内源微生物驱油技术无科学的油藏筛选标准.基于胜利油区孤东51-511区块,利用室内物理模拟实验定量研究了渗透率、地面原油黏度、采出程度及非均质性级差对内源微生物驱油效果的影响.当渗透率为50～4 000mD时,提高采收率先增加后降低,当渗透率为500 mD时驱油效果最好,提高采收率达到6.6％;当地面原油黏度为35～5 371mPa·s时,随着地面原油黏度的增加,提高采收率先升高后降低,当地面原油黏度为1 148 mPa·s时,提高采收率最高,达到8.8％;当采出程度为10％～50％时,随着采出程度的增加,提高采收率逐渐降低(由12％降低至2％);渗透率级差为2～20时,随着渗透率级差的增加,提高采收率逐渐降低(由7.3％降低至3.2％).基于上述研究,建立内源微生物驱油技术油藏筛选标准,从油藏、生物及开发3大类指标明确关键参数的最佳适用范围,为内源微生物驱油技术油藏筛选提供科学的理论参考,指导现场实施.

摘要： 渤海中深层薄互层油藏多层合采开发过程中,由于其原油黏度低以及地层渗透率级差大的特性存在,出现了与稠油油藏多层合采特征不一样的层间干扰问题.为了更清楚地认识稀油油藏多层合采层间干扰规律,合理制定生产制度,文章统计了该油田地层孔、渗数据,采用不同渗透率的长岩心进行双管并联恒速驱替实验,对实验条件下单采与合采的驱替特征开展研究.实验结果表明,不同渗透率岩心水驱油时含水上升规律相似,但与稠油规律截然不同;渗透率级差越大,层间干扰越严重;从渗流机理上明确渗透率级差对层间干扰的影响规律,为层系划分及调整提供理论依据.

摘要： 为有效封堵高渗透层注水窜流通道,设计一种用于封堵非均质储层水流优势通道的聚合物微球调驱体系.基于室内动态物理模拟装置,通过双管并联驱替实验模拟不同渗透率级差的储层,研究聚合物微球调驱体系储层渗透率级差界限.结果表明:当储层渗透率级差偏大时(>7.01),聚合物微球调驱体系无法封堵高渗透层,不能有效挖潜低渗储层剩余油;在一定的渗透率级差范围内(2.44～5.21),聚合物微球能有效封堵高渗透岩心,启动低渗透层,挖潜低渗岩心剩余油;当储层渗透率级差偏小时(<1.62),高低渗岩心渗透率接近,驱替规律相近,低渗透岩心提高采收率不明显.实验说明储层渗透率级差对该体系调驱效果有较大影响.

摘要： 渤海X油田为早期注聚油藏,纵向厚度大,非均质性强,进入双高阶段后纵向各层剩余油分布异常复杂,稳油控水难度大.利用数值模拟方法,开展不同渗透率级差下早期注聚油田剩余油分布规律研究.结果表明:水驱阶段,随着渗透率级差增大,注入水会增加对模型中上部中高渗层的驱替程度,渗透率级差越大,增加幅度越大,模型顶部剩余油的富集程度越小,模型底部低渗层剩余油越富集;聚驱阶段,扩大在中高渗层的驱替程度,但对低渗层的驱替程度减弱.与水驱相比,模型上部剩余油的富集减小,模型下部剩余油的富集增加.渗透率级差主要影响模型下部低渗层剩余油富集,对于早期注聚油田,模型下部低渗层剩余油富集渗透率级差界限值为8.

摘要： 目前水平井含水率研究多集中在边底水油藏,而关于注水油藏水平井的研究较少.针对上述问题,首先统计分析注水油田实际数据,发现储层非均质性是水平井含水率台阶跃升的主要影响因素,然后建立数值模拟机理模型,分别就储层渗透率级差和不同渗透率带储量比例对水平井含水率的影响进行研究,并据此建立无因次含水率台阶跃升时间的理论图版,实现水平井含水台阶跃升时间的准确预测.研究结果表明:在储量比例一定的条件下,渗透率级差越大,见水越早,见水后含水率台阶跃升越晚;在渗透率级差一定的条件下,低渗储量占比越小,见水越晚,见水后含水率台阶跃升越晚;当渗透率级差≤1.5或相对低渗储量比例≤33％ 时,含水率不会出现明显的台阶跃升.利用BZ油田实际生产数据进行验证,实际水平井含水变化与理论研究基本一致,含水率台阶跃升出现时间预测精度高.研究成果可用来预测注水油藏水平井含水变化趋势,指导水平井水淹动态认识及剩余油挖潜.

摘要： 渗透率级差是反映储层纵向非均质的关键因素,基于经验统计法建立了一种合理评价海上油田渗透率级差的新方法,并制定渗透率级差计算模型筛选标准,分析了渗透率级差与储量产能损失率和开发方式之间的关系.实例应用:使用渗透率级差计算模型统计了渤海A、B油田不同开发方式时笼统和分层渗透率级差.这种新方法对于制定海上多层疏松砂岩油田注水注聚方案、分析油田动态及优化注水注聚参数具有重要的参考意义.

摘要： 砾岩油藏具有非均质性严重、相变快、孔隙结构复杂、采收率低等特点,以胜利油田盐家区块砾岩油藏为例,采用并联岩心实验方法,开展了砾岩油藏均衡驱替模拟实验.结果表明:渗透率级差对砾岩的综合驱油效率有较大影响,渗透率级差越大,层间干扰越严重,综合驱油效率越低;综合驱油效率与平均渗透率呈现线性相关,平均渗透率越大,综合驱油效率越大;随注入孔隙体积倍数的增加,综合驱油效率早期迅速增加、后期缓慢增加,模型的含水率上升.该研究对于多层非均质砾岩油藏的开发具有一定的指导意义.

摘要： 合水油区庄73长3油藏位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡南部,发育三角洲前缘亚相,属于低孔特低渗透岩性油藏.储层非均质性强、隔夹层发育,以提高水驱动用程度、获得较高最终采收率为目的,在该区开展精细分层注水.采用渗透率级差和隔夹层厚度作为标尺建立了适应该区的分层注水标准.在精细分层注水基础上,强化研究,优化注水技术政策.结合储层物性、注水见效特征、剖面吸水状况等因素量化分层注水量;通过分层轮换注水改善剖面尖峰吸水抑制对应采油井含水上升,实现控水稳油;结合目前分注工艺、井斜等,摸索合理调配周期,确保分注效果.从分层压力传导和水驱波及范围的角度实现对分层注水的有效性判断,并形成一套从井组到单元到油藏的分层注水效果评价体系.庄73长3油藏精细分层注水技术政策经过几年摸索逐步完善,在分层注水效果评价的约束下实现"判别—调整—判别"良性循环,各项开发指标良好,生产形势稳定.

摘要： 华庆长6超低渗透油藏具有典型的"三低"特征,受沉积环境影响储层物性差异较大,层间矛盾、层内矛盾十分突出,在初期笼统注水开发过程中,单向突进和舌进现象十分明显,开发效果较差.于2010年开始实施层内精细分层注水,目前分注率达84.4％,配注合格率97.4％,但由于层内非均质性强、分层注水量较小、检配周期较长、分注级别较高等原因,造成检配合格率较低,仅为61.1％.为提高检配合格率,提升注水有效率,实现层内精细注水由数量型向质量型转变,根据在华庆油田元284区、白153区两个典型长6油藏开展的测调周期试验,通过开展研究分析,影响检配合格率的主要有水质、吸水能力、储层渗透率级差等因素,总结、完善形成分注井合理测调周期标准,量体裁衣,按照不同储层物性实施差异化测调,使测试调配有法可循,实现降本增效,经济高效开发超低渗透油藏.

摘要： 为了深入揭示低渗透储层非均质性对聚合物颗粒分散体系驱油效果的影响,采用平板填砂模型和岩芯串、并联组合实验技术,对纳微米聚合物颗粒分散体系进行了非均质驱油实验研究,并分析了纵向、横向非均质性和渗透率级差对驱油效果的影响.平板填砂模型模拟实验结果表明,聚合物颗粒分散体系对改善储层纵向非均质性效果更明显,在纵向非均质模型中提高的采收率比横向非均质模型高9.83％.rn 岩芯组合模拟实验结果表明,随着渗透率级差增加,聚合物颗粒分散体系提高串、并联岩芯组合模型的采收率均逐渐增大,在相近渗透率级差变化情况下,聚合物分散体系提高串联岩芯组合模型的采收率增幅为6.65％,而提高并联岩芯组合模型的采收率增幅为9.48％;渗透率级差越大,高、低渗岩芯的分流量相差越大,聚合物颗粒分散体系调驱后,高渗岩芯的分流量降低,低渗岩芯的分流量增大.

摘要： 各井组之间及单井内不同深度上渗透率不同,有的存在较大差异,利用限流和渗透率级差来确定射孔方法,以期改善稠油区块单井乃至整个区块的最终产量的方法在辽河油田的一个区块进行了尝试.文章就该区块的特点、限流方法的使用、射孔级差的确定、应用及应用效果进行了说明,对存在的问题提出了设想和解决方法,以期引起更多同行的关注,共同把这项研究引向深入.

摘要： 针对渤海油田在注水开发中暴露出的层间动用差异大的开发矛盾,为改善油田开发效果,提高水驱效率,在对油田应用精细地质研究的基础上,渤海油田引进了注水井深部调剖技术,部分区块已见到了降水增油的调剖效果。本文对辽东湾油田已实施调剖作业区块的调剖效果作了总结分析,并提出目前存在问题及改善措施,为以后调剖措施的实施提供有利指导。

摘要： 针对渤海油田在注水开发中暴露出的层间动用差异大的开发矛盾,为改善油田开发效果,提高水驱效率,在对油田应用精细地质研究的基础上,渤海油田引进了注水井深部调剖技术,部分区块已见到了降水增油的调剖效果。本文对辽东湾油田已实施调剖作业区块的调剖效果作了总结分析,并提出目前存在问题及改善措施,为以后调剖措施的实施提供有利指导。

摘要： 针对渤海油田在注水开发中暴露出的层间动用差异大的开发矛盾,为改善油田开发效果,提高水驱效率,在对油田应用精细地质研究的基础上,渤海油田引进了注水井深部调剖技术,部分区块已见到了降水增油的调剖效果。本文对辽东湾油田已实施调剖作业区块的调剖效果作了总结分析,并提出目前存在问题及改善措施,为以后调剖措施的实施提供有利指导。

摘要： 针对渤海油田在注水开发中暴露出的层间动用差异大的开发矛盾,为改善油田开发效果,提高水驱效率,在对油田应用精细地质研究的基础上,渤海油田引进了注水井深部调剖技术,部分区块已见到了降水增油的调剖效果。本文对辽东湾油田已实施调剖作业区块的调剖效果作了总结分析,并提出目前存在问题及改善措施,为以后调剖措施的实施提供有利指导。

摘要： 本发明提供了一种目标井渗透率优势通道的确定方法和全区渗透率优势通道的确定方法。所述目标井渗透率优势通道的确定方法可包括以下步骤：确定储层中油气渗透率优势方向；根据目标井周围各个邻井的渗透率参数确定目标井渗透率优势通道。所述全区渗透率优势通道的确定方法可包括以下步骤：采用如上所述目标井渗透率优势通道确定方法来确定全区内各单井的渗透率优势通道；连接各单井的渗透率优势通道，得到全区渗透率优势通道。本发明的有益效果可包括：获取资料容易，无需大量复杂的资料，成本极低，无需复杂的计算过程，方便快捷。

摘要： 公开了一种使用测井数据(80)和3维地震数据(80)以便预测油层渗透率或孔隙率以及伪相对渗透率的分布的方法和装置,其中,本方法的一个优选的第一步骤(82)对感兴趣的油层特性进行建模以便给出诸模型测井曲线(86),上述诸模型测井曲线作为深度的一个函数,可以表示为一种油层特性的诸连续曲线。下一个步骤(88)在穿越一个油层含油层的诸连续曲线上选择个别的数据点,并且针对许多类似于杜状的子体(其中的每一个都包容一部分被选出的诸数据点)确定诸渗透趋势曲线(96)。随后诸子体被切分为所需数目的诸水平分层,每一个分层都包含许多模型数据点。

摘要： 本发明公开了一种电学Ca膜法水渗透率测试的装置及水渗透率的测试方法。所述用于阻隔膜的电学Ca膜法水渗透率测试的装置包括：夹具主体，包括具有第一开口的收容腔室，所述收容腔室的内壁上形成有环形的支撑台面；Ca膜测试组件，设置在所述收容腔室内，且位于所述支撑台面远离所述第一开口的一侧，所述Ca膜测试组件包括Ca膜测试卡，所述Ca膜测试卡包括Ca膜线；盖板，所述盖板具有可供水气通过的第二开口，所述盖板可打开设置在所述收容腔室的第一开口处。本明实施例提供的用于阻隔膜的电学Ca膜法水渗透率测试的装置，可简便快速地固定与拆卸阻隔膜、测试卡并清理装置，大幅提高了阻隔膜面积利用率，阻隔膜有效利用率提高至近1/2。

摘要： 用于确定地下地层的裂缝渗透率和基质渗透率的方法和系统。该系统包括两个上游储层和两个下游储层，以及通过阀连接到储层的样品单元。样品单元具有来自流体的围压(CF)。将具有套筒的水平柱状样品置于具有限制流体(CF)的测量单元中。压力计连接到小的上游储层，并且压力计连接到小的下游储层。结果提供了两组有效应力相关的渗透率值(分别包括裂缝渗透率和基质渗透率)以用于表征储层性质。

摘要： 本发明提供的一种考虑渗透率时变性的油水相对渗透率曲线修正方法，包括以下步骤：步骤1，建立渗透率修正因子与注水倍数关系曲线；步骤2，建立未考虑渗透率时变性的油水相对渗透率、以及注水倍数含水饱和度的关系曲线；步骤3，根据步骤1得到的渗透率修正因子与注水倍数关系曲线、步骤2得到的注水倍数和含水饱和度的关系曲线，建立渗透率修正因子和含水饱和度的关系；步骤4，利用步骤2中得到的未考虑渗透率时变性的油水相对渗透率除以不同饱和度下的渗透率修正因子，得到不同含水饱和度下的考虑渗透率时变下的油水相对渗透率，进而进行相对渗透率曲线的修正；通过该方法修正后的相渗曲线与实际油藏更贴近，保证油藏数模预测结果更准确。

摘要： 本发明提供了一种多渗透率级差分流酸化实验装置和评价方法，实验装置包括：注入系统包括若干个并联设置的工作液储存装置和注入管线，注入管线上设置有注入泵及阀门；岩心夹持装置是设置在恒温箱中、若干个并联设置的岩心夹持器；模拟系统包括工作液流量控制装置、温度控制装置和环压控制装置；计量系统包括压力传感器、温度传感器和电子天平；数据采集与处理系统包括人机交互装置、数据处理器和执行单元。本发明可满足多个岩心同时实验需要，尤其适用于非均质性强、具有较大渗透率级差的长井段分流酸化或暂堵转向酸化实验，在压裂液优选、储层敏感性评价上显示出实验条件和结果对比性强、实验效率高等优点，应用前景广泛。

摘要： 本发明公开了一种碳酸盐岩油藏等效模型的裂缝-基质渗透率级差判别方法，包括：等效裂缝单一介质数值模拟的裂缝-基质渗透率级差判别；等效基质单一介质数值模拟的裂缝-基质渗透率级差判别；等效双孔单渗数值模拟的裂缝-基质渗透率级差判别。本发明能够快速实现储层类型多样、裂缝与基质搭配关系复杂、渗透率级差变化大、油气水关系复杂、压力分布变化大、模拟区块大、生产史复杂等各类碳酸盐岩油气藏的历史拟合和方案预测。

摘要： 本发明提供了一种多渗透率级差分流酸化实验装置和评价方法，实验装置包括：注入系统包括若干个并联设置的工作液储存装置和注入管线，注入管线上设置有注入泵及阀门；岩心夹持装置是设置在恒温箱中、若干个并联设置的岩心夹持器；模拟系统包括工作液流量控制装置、温度控制装置和环压控制装置；计量系统包括压力传感器、温度传感器和电子天平；数据采集与处理系统包括人机交互装置、数据处理器和执行单元。本发明可满足多个岩心同时实验需要，尤其适用于非均质性强、具有较大渗透率级差的长井段分流酸化或暂堵转向酸化实验，在压裂液优选、储层敏感性评价上显示出实验条件和结果对比性强、实验效率高等优点，应用前景广泛。

摘要： 本发明公开了一种碳酸盐岩油藏等效模型的裂缝-基质渗透率级差判别方法，包括：等效裂缝单一介质数值模拟的裂缝-基质渗透率级差判别；等效基质单一介质数值模拟的裂缝-基质渗透率级差判别；等效双孔单渗数值模拟的裂缝-基质渗透率级差判别。本发明能够快速实现储层类型多样、裂缝与基质搭配关系复杂、渗透率级差变化大、油气水关系复杂、压力分布变化大、模拟区块大、生产史复杂等各类碳酸盐岩油气藏的历史拟合和方案预测。

摘要： 本实用新型提供了一种多渗透率级差分流酸化实验装置，包括：注入系统包括若干个并联设置的工作液储存装置和注入管线，注入管线上设置有注入泵及阀门；岩心夹持装置是设置在恒温箱中、若干个并联设置的岩心夹持器；模拟系统包括工作液流量控制装置、温度控制装置和环压控制装置；计量系统包括压力传感器、温度传感器和电子天平；数据采集与处理系统包括人机交互装置、数据处理器和执行单元。本实用新型可满足多个岩心同时实验需要，尤其适用于非均质性强、具有较大渗透率级差的长井段分流酸化或暂堵转向酸化实验，在压裂液优选、储层敏感性评价上显示出实验条件和结果对比性强、实验效率高等优点，应用前景广泛。