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低渗透油田中油井注水优化调整研究在低渗透油田中，注水作为一种常见的增产方式，扮演着至关重要的角色。
然而，在实际操作中，由于油藏特性的复杂性和注水方案的不合理性，油井注水效果不佳的情况也时有发生。
因此，对低渗透油田中油井注水的优化调整研究尤为关键。
一、背景介绍低渗透油田的特点是油藏岩石孔隙度低、渗透率较弱。
因此，油井注水的目的是提高岩石孔隙度和改善油藏渗透性，以便更好地采收原油。
然而，由于油藏的复杂性，注水操作往往面临很多挑战，如水沟现象、渗透率不一致等问题。
因此，对油井注水的优化调整研究能够有效提高采油效果，减少资源浪费。
二、注水优化调整研究的目的注水优化调整研究的目的是通过对低渗透油田中注水井的运营参数进行优化，提高注水效率，减少损失，实现油田稳产增产。
同时，该研究还旨在通过合理调整注水方案，降低注水产生的副作用，如孔隙度下降、储层压力增加等。
三、关键研究内容1. 注水井位置确定：在低渗透油田中，注水井的位置对注水效果有着重要的影响。
通过地震勘探、岩心分析等手段，确定注水井的最佳位置，以保证注水效果的最大化。
2. 注水井参数优化：注水井的运营参数包括注水压力、注水量、注水周期等。
通过模拟分析和实地调整，优化这些参数，提高注水效率。
3. 注水水质管理：低渗透油田中，注入水的水质对注水效果有着重要的影响。
合理选择注水水源，同时采取适当的水质处理措施，以保证注水效果的最佳化。
4. 注水方案调整：根据注水井的实际情况，结合地质特征，合理调整注水方案。
可以通过提前停止或调整注水周期、调整注水井数目等方式实现。
5. 油井注水效果评价：通过采集油井数据，运用数学模型和物理模拟，评估油井注水效果。
对不同注水方案进行对比分析，为注水优化调整提供科学依据。
四、研究方法和技术手段1. 数值模拟和流体力学模型：通过数值模拟和流体力学模型，研究油井注水的流动规律和渗透性变化。
分析注水操作的影响因素，为优化调整提供科学依据。
低渗透油藏注水采油技术分析低渗透油藏是指渗透率较低（通常小于0.1mD）的油层储层，采取常规的采油技术难以实现有效的开发。
注水采油技术在低渗透油藏中具有重要的应用价值，可有效提高采收率。
注水采油技术主要包括注水压力管理技术、注水剂选择和调剖技术。
注水压力管理技术是低渗透油藏注水采油的基础。
由于低渗透油藏渗透率低，常规采油技术无法形成有效的驱替作用，因此需要通过注水来增加油层压力，提高油水两相的渗透能力。
注水压力管理技术主要包括注水井布置、注水井开发和调控等方面。
合理布置注水井可实现较好的注水效果，避免因注水井布置不当导致的油层压力的局部过高或者过低，影响采油效果。
通过合理的井网开发和调控，可控制注水井的井距、井深和井筒砂布，提高注水效果。
注水剂的选择对低渗透油藏的注水采油效果有显著影响。
在低渗透油藏中，选择适当的注水剂，可以改善油层渗透性，减小油层阻力，促进水驱作用。
目前常用的注水剂主要包括缓蚀剂、酸洗剂和固井材料等。
缓蚀剂能够抑制注入水的腐蚀作用，减少油层的阻力；酸洗剂可清除油层中的积灰和胶结物，改善油层渗透性；固井材料可使井筒固结，防止水与油的压裂作用。
调剖技术是低渗透油藏注水采油的重要手段。
调剖技术主要通过注入调剖剂改善油藏油水分布情况，提高注水效果。
常用的调剖剂包括聚合物和胶体颗粒等。
聚合物通过增加油层渗透性，改善水的驱替能力；胶体颗粒能够闭堵油层中的大孔隙，减少水的分散性，提高水的体积，促进驱替效果。
调剖技术在低渗透油藏中的应用，能够改善油水分布不均匀的问题，提高采收率。
低渗透油藏注水采油技术分析
低渗透油藏注水采油技术是一种利用注水来提高低渗透油藏开采效率的方法。
对于低渗透油藏，其渗透率较低，导致油井无法充分开采其中的油藏。
通过注入高压的水来改变油藏的渗透性，从而提高油井的产量。
低渗透油藏注水采油技术的基本原理是通过注入高压的水来增加油藏中的地下压力，从而推动地下的油藏向油井移动。
注入的水会扩大油藏中的孔隙并压缩油藏中的气体，增加地下的压力，使得油井能够更好地开采油藏中的石油。
低渗透油藏注水采油技术的具体步骤包括注水前的准备工作、注水过程中的操作控制以及注水后的评价和调整。
在注水前的准备工作中，需要对油藏进行详细的地质调查和地震勘探，确定注水层的位置和油水层的厚度等参数。
同时还需要选择合适的注水井和生产井，以及确定注水井和生产井的位置和距离。
在注水过程中的操作控制中，需要控制注水的压力和流量，以确保注水效果的达到预期。
还需要定期检测注水井和生产井的产量和压力等参数，以及地下水的含油率和含水率等指标，以评价注水效果。
在注水后的评价和调整中，需要根据实际的注水效果进行评价，并根据评价结果进行调整。
如果注水效果良好，可以继续进行注水采油；如果注水效果不理想，可能需要调整注水的压力和流量，或者选择其他的采油技术。
《低渗透高温油藏活性水降压增注研究》篇一一、引言在油气田开发中，低渗透高温油藏占据着举足轻重的地位。
然而，由于油藏的特殊性质，如低渗透性、高温环境等，给油气的开采带来了极大的挑战。
近年来，活性水降压增注技术作为一种新型的开采技术，受到了广泛的关注。
本文旨在探讨低渗透高温油藏中活性水降压增注的机理、实施方法及效果评估，为相关领域的研究和应用提供理论支持。
二、低渗透高温油藏特点低渗透高温油藏是指地下油层渗透率低、温度高的油气藏。
这类油藏的特点是储层物性差、原油粘度高、开采难度大。
在开发过程中，常常面临产量递减快、注水困难等问题。
因此，需要寻找有效的开采技术来提高采收率。
三、活性水降压增注技术概述活性水降压增注技术是一种通过注入特定配方的活性水，降低油藏压力、提高注水效率的技术。
活性水中含有特定的化学添加剂，能够改善储层的物理化学性质，降低原油粘度，提高油层的渗透性。
该技术具有操作简便、成本低廉、效果显著等优点。
四、活性水降压增注的机理研究活性水降压增注的机理主要包括以下几个方面：一是通过降低油藏压力，减小原油的流动阻力；二是通过活性水中的化学添加剂，改善储层的物理化学性质，提高油层的渗透性；三是通过增注活性水，提高注水效率，从而增加油气的采收率。
这些机理的共同作用，使得活性水降压增注技术在低渗透高温油藏中具有较好的应用前景。
五、实施方法与效果评估1. 实施方法：在低渗透高温油藏中，首先需要进行储层评价和配方设计，确定合适的活性水配方和注入量。
然后进行现场试验，通过注入活性水来降低油藏压力、提高注水效率。
在实施过程中，需要密切关注注入效果和安全性问题。
2. 效果评估：通过对注入前后储层物性、产量等指标的对比分析，可以评估活性水降压增注技术的效果。
一般来说，该技术能够显著降低原油粘度、提高油层的渗透性，从而提高采收率。
同时，还需要对注入过程中的安全性问题进行评估，确保技术的可靠性和可持续性。
六、结论与展望通过对低渗透高温油藏活性水降压增注技术的研究，我们可以得出以下结论：该技术能够有效地降低原油粘度、提高油层的渗透性，从而提高采收率。
低渗透油藏注水采油技术分析1. 引言1.1 低渗透油藏注水采油技术分析低渗透油藏注水采油技术是一种提高油田采收率的重要方法，通过向低渗透油藏注入水来增加地层压力，推动原油向井口移动，从而提高油井产量。
这种技术在近年来得到了广泛应用，但也面临着一些挑战和限制。
低渗透油藏的特点在于储层孔隙度小、渗透率低，原油粘度大，使得原油开采难度较大。
常见的注水方法包括水平井注水、垂直井注水、注水井组合等，其原理主要是通过水的压力和流动来推动原油移动。
对于低渗透油藏的注水效果评价，可从增产效果、注水井产量、注水效率等方面进行评估。
注水采油技术在低渗透油藏中的应用越来越广泛，能够有效提高油田采收率，延长油田寿命。
该技术也存在着一些局限性，如需要大量的水资源、成本高昂等问题。
低渗透油藏注水采油技术具有明显的优势，但也面临着一些挑战。
未来的发展方向可能是在提高注水效率、研究新型注水技术、优化注水方案等方面进行深入研究，以实现更高效、更环保的油田开发。
2. 正文2.1 低渗透油藏的特点与挑战低渗透油藏是指孔隙度低、渗透率较小的油藏，通常指渗透率低于0.1md的油藏。
这类油藏的开发面临着很多挑战和特点。
低渗透油藏的渗透率低，导致原油采收率低，开发难度大。
在传统的油田开发中，常规方法往往难以有效开发低渗透油藏，注水采油技术因此成为开发低渗透油藏的重要手段。
由于油藏孔隙度小，岩石紧密，油、水、气三相之间的相互作用较为复杂。
注水采油技术需要更加精细的调控，以确保注水效果和增产效果。
低渗透油藏的特点包括渗透率低、孔隙度小、相互作用复杂等。
克服这些挑战，提高低渗透油藏的采收率，需要有针对性的注水采油技术，以及精细的油田管理和调控措施。
2.2 常见的注水方法及原理分析1. 常见的注水方法包括自然注水、人工注水和压裂注水等。
自然注水是指利用地层自然的水体来进行注水，适用于较浅层低渗透油藏；人工注水是通过人工注入高压水体来提高地层压力，从而推动油向井口流动；压裂注水是利用施加高压力于地层，使地层发生微裂缝，增加地层渗透性，促进注水。
低渗透油藏注水采油技术研究摘要：我国进入近现代以来，经过地质学家的勘测，被发现的油田数量急剧上升，石油资源的潜在价值得到挖掘。
为了适应高速发展的经济和日益繁荣的工业，中国对石油资源的需求不断增大。
为了缩减石油资源供需的缺口，相关技术研究人员一直在努力突破采油技术的瓶颈，从而更有效地利用好我国有限的石油资源，让这种不可再生资源得以充分运用。
目前，我国紧跟时代的步伐，在大范围油田实现了低渗透油藏注水采油技术的推广应用，这对于提高采油质量具有一定效果。
关键词：低渗透；油藏；注水采油技术；引言低渗透油藏是油层储层没有高渗透率、单井产能偏低的油田。
我国拥有大量的低渗透油藏资源，种类多、分布广泛，拥有上气下油特点。
在已探明油藏中，我国低渗透油藏储量约占60%，开发潜力较大。
1低渗透油藏注水开发特点低渗透油藏属于我国重要的战略资源，其储存量以及使用、开发规模在油气资源中占据着举重若轻的地位。
低渗透油藏最为显著的特点在于储层渗透率较低，因此单一油井呈低液低含水的生产特性，相较于断块油藏而言，低渗透油藏还具备如下特征：低渗透油藏储层的连通性较差、砂体体积较小，使得低渗透油藏开采过程中不具备较好的驱水、控水能力。
低渗透油藏储层的渗透率较低，孔隙孔道的半径较小，毛细管阻力较大，相对于断块油藏而言，低渗透油藏的渗流阻力以及压力消耗水平更大。
油井开采半径小，水井注水压力高，注水困难，水驱波及范围小、距离近，驱油效果不理想，同时对地层能量的补充不及时，大部分油井呈供液不足状态，能量较差.低渗透油藏可采储量、含油饱和度较低，压裂投产后的产量将呈现迅速递减状态，不具备常规断块油藏的长期稳产的特点。
2低渗透油藏注水采油技术的影响因素2.1水质的好坏如果要做好低渗透油藏注水采油工作，必须要保证附近水质足够纯净，才能够在石油开采的过程中，保障施工安全和石油质量。
水质的好坏是石油工业的决定性因素。
在开展低渗透油藏注水采油工作时，注水环节往往起着决定性作用。
低渗透油藏超前注水理论研究摘要：低渗透油藏由于岩性致密、渗流阻力大、单井产量低、压力传导能力差等因素，导致油井的自然产能极低且产量递减速度快，必须通过外界补充能量来稳定甚至提高低渗透油藏产能。
而传统的三次采油技术并不能适应低渗透油藏的储层特征，针对低渗储层弹塑性突出、应力敏感性强等特点，超前注水技术能够弥补常规注水技术的不足，有效保护低渗储层、提高单井产量。
一、超前注水技术的提出我国目前已发现和投入开发的低渗透油藏大部分都伴生着裂缝。
这些裂缝在原始的地层条件下绝大多数为隐性裂缝，不能成为油气渗流通道。
但是经过人工压裂措施改造后，原始的与主应力方向一致的隐性裂缝将成为具备渗流能力的显性裂缝，能够增大储层的有效渗流面积，提高渗流能力。
但是当压裂强度过大或者常规注水压力过高时这些裂缝就会引起水窜。
所以低渗透油藏中裂缝在注水过程中具有双重影响作用，一方面能够提高储层的吸水能力，而另一方面也容易形成水窜，引起过早见水和水淹。
此外低渗透储层强应力敏感也对常规的注水开发技术提出了挑战。
大量的生产实践表明在低渗透储层投入开发生产后如果地层能量得不到及时的补充，地层压力就会大幅度下降，引起油井产量和采油指数迅速减小。
而低渗储层强应力敏感性使得即使在后期通过常规注水提高了地层压力后油井的产量和采油指数也难以恢复，这就是造成常规注水开发不能适用于低渗透油气藏的一个主要原因。
为了解决常规注水开发对低渗透储层造成伤害的问题，超前注水技术已经成为开发低渗透油藏的一种有效方法，它是注水井在采油井投产之前投注，并且要求地层压力达到一定水平后再建立起有效驱替压力系统的一种注采方式。
二、超前注水对低渗透储层的影响利用超前注水开发低渗透油藏，可以合理地补充地层能量，提高地层压力，降低因地层压力下降引起的孔隙度和渗透率伤害，使生产井在开井生产后能够建立较大的生产压差，以克服启动压力梯度，从而使油井能够较长时间地保持较高产量生产。
同时通过超前注水防止原油物性变差，有效地保证原油渗流通道的畅通，提高注入水波及体积并最终提高原油采收率。
低渗透油藏注水采油技术分析低渗透油藏是指油层渗透率较低的油藏，其渗透率通常小于10md。
注水采油技术是一种常用的提高低渗透油藏采收率的方法。
本文将对低渗透油藏注水采油技术进行分析。
低渗透油藏注水采油技术的原理是通过向油层注入水来提高油层压力，改变油水相对渗透率，使原油相对渗透率增大，改善油水流体性质，从而提高采收率。
注水采油技术主要有地面水驱和地下水驱两种方式。
地面水驱是将水注入油井，通过增加油层压力，推动原油向油井流动。
地面水驱技术适用于具有较高渗透率的低渗透油藏，由于油藏中存在一定的孔隙度和通道，使得原油能够较容易地流动，提高采收率。
低渗透油藏注水采油技术的关键问题是注水剂和注水方式的选择。
注水剂的选择要根据油藏的特征、地质条件和水质等因素进行综合考虑。
常用的注水剂有清水、盐水、聚合物和表面活性剂等，其中清水和盐水是最常用的注水剂。
不同的注水剂具有不同的物化性质，对油水流动性质有着不同的影响。
注水方式的选择要根据油藏的地质条件和开发阶段来确定。
常用的注水方式有注水井与生产井交替注采、均质驱替和不均质驱替等。
注水井与生产井交替注采是指在油田开发过程中，通过在不同的井中交替注水和产油，以保持油层压力平衡。
均质驱替是指在整个油层均匀地注水和产油，以提高采收率。
不均质驱替是指在油层中选择性地注水和产油，以提高采收率。
低渗透油藏注水采油技术还面临一些挑战和难题。
低渗透油藏由于油层渗透率低，注入水后水与油的分离慢，容易形成水柱，影响采油效果。
低渗透油藏油井的孔隙度和通道较小，注入水的能力有限，使得注水效果受到限制。
需要采用一些增注剂和改造工艺来克服这些问题。
低渗透油藏注水采油技术是一种提高低渗透油藏采收率的有效手段。
通过选择合适数量和类型的注水剂以及合适的注水方式，可以改善油层的渗透性质，提高采收率。
注水采油技术在低渗透油藏中还存在一些挑战，需要进一步研究和改进。
收稿日期:2007 07 21基金项目:国家973重大基础研究前期研究专项 低渗透油藏提高采收率基础理论研究(编号:2002CCA 00700)作者简介:王锐(1981 ),男,博士,主要从事低渗透油藏渗流理论及其提高采收率方法研究.文章编号:1673 064X(2007)06 0056 04裂缝性低渗油藏周期注水与渗吸效应实验Cyclic waterf looding and imbibition experiments for fractured low permeability reservoirs王锐1,岳湘安,尤源1,梁继文2(1.中国石油大学石油工程教育部重点实验室提高采收率研究中心北京102249;2.中海油湛江分公司,广东湛江524057)摘要:结合长岩心周期注水实验与不同压降条件下的渗吸实验,得出了渗吸效应在周期注水中所起的作用,进行了不同周期下的周期注水实验、无压降条件下的静态渗吸实验、不同压力及压降幅度下的动态渗吸实验,并将三者进行了对比.研究结果表明,周期注水在裂缝性低渗透油藏的开采中效果明显;低渗透基质油藏中毛管力具有较强作用;压力波动幅度对渗吸效应的影响呈先减小后增大的趋势,综合低渗透油藏中较强的压敏性,得出周期间歇性注水实验过程中,压力波动幅度较低才能获得较高采收率.关键词:周期注水;渗吸;压降幅度;压敏性中图分类号:TE357.46 文献标识码:A 随着勘探开发的深入进行,目前新探明的储量近30.9%属于低渗透油藏,其中,具有经济开采价值的低渗透油藏一般存在着大量的裂缝.基质作为主要的储油空间,裂缝作为主要的渗流通道,常规注水开发由于渗透率存在巨大差异,注入水一般沿着高渗透裂缝窜流,水驱后期高含水饱和度的裂缝系统与高含油饱和度的基质系统交织共存,基质岩块中大量剩余油不能被采出,水驱开发效果很差[1].周期注水是该类油藏开采的一种有效方法,它亦称间歇注水、脉冲注水等,其驱油机理是周期性地改变注入量和采出量,在地层中造成不稳定的压力场,使流体在地层中不断重新分布,从而使注入水在层间压力差的作用下发生层间渗流,促进毛管吸渗作用,增大注水波及体积系数及洗油效率,提高采收率.其实质是发挥低渗透率基质系统的毛管力作用及压力周期涨落时基质与裂缝间流体的质量交换作用,使原油从致密的基质系统排入裂缝系统,即影响周期注水效果的因素主要是渗吸毛管力作用和压力周期涨落时基质与裂缝之间的压差.前人对于周期注水的研究主要是通过改变注入端注水量以及设定不同的注采周期形成一定的压力波动,并观察和分析该压力波动对驱油效率的影响,进而结合数值模拟研究了周期注水提高采收率的机理,得出了影响周期注水驱油效果的因素主要是毛管力和压力波动引起的压差[2 5].本文从渗吸实验的角度,通过设定不同的压降幅度和降压速度,来观察其对渗吸作用的影响,从而对周期注水方案的实施进行指导.1 长岩心周期注水实验本文选用80cm 45cm 45cm 的自制长岩心进行周期注水实验.岩心基质渗透率5 10-6m 2,孔隙度24%,为强亲水性岩心.选用长庆原油与煤油1 4配比的模拟油饱和岩心,初始含油饱和度为2007年11月第22卷第6期西安石油大学学报(自然科学版)Journal of Xi an Shiy ou U niversity(N atural Science Edition)Nov.2007V ol.22No.642.13%,含水饱和度为57.87%,模拟地层水矿化度为25000mg /L.实验温度为60 ,该温度下地层水黏度为0.47377mPa s,密度为0.9905g /cm 3;模拟油黏度为0.912m Pa s,密度为0.8016g /cm 3.通过人工切割造出人工水平裂缝,并将岩心放置在一起.按相关实验标准抽真空饱和水,然后用模拟油驱替饱和油.在常规水驱结束后,进行周期注入实验.通过对比不同的周期长度,来分析周期注水过程中采油效果.周期注水前,采用常规注水至含水率达到100%时,转周期注水.此时,岩心的含水饱和度为66.85%,含油饱和度为33.15%.实验分4个周期进行,每个周期间隔一段时间,注水水驱至含水率100%,然后关闭岩心两端一段时间,再注水开采至含水率达到100%,再关闭岩心两端,如此反复几个周期,观察并分析每个周期采收率的变化情况.图1为阶段采收率和累积采收率随周期数的变化曲线.在常规水驱含水率接近100%后,常规注水采油效果很不明显,而采用间歇性周期注水后,累积采收率将有所增加.由阶段采收率曲线可知,第一周期的阶段采收率最大,后续周期阶段采收率有所下降.且在高含水饱和度条件下,周期注水阶段采收率均较小,一般在5%以下.这一实验证实了间歇性周期注水在裂缝性低渗透油藏中的存在作用,但是无法说明其作用机理,因此,本文从渗吸实验的角度进行周期注水机理探究.图1 长岩心周期注水采收率变化曲线2 静态渗吸和动态渗吸实验渗吸效应是指一种润湿相流体在多孔介质中只依靠毛管力作用置换出另一种流体的过程.在低渗透裂缝性砂岩油藏中水驱油的主要机理是渗吸促使裂缝中的水吸入基质而进行采油的.而周期注水过程中,由于压力波动而在裂缝与基质间形成一定的压差,这一压差将会对渗吸效应产生影响.在周期注水过程中,毛管力渗吸与压力波动所引起的压差这两者之间的相互作用过程将是下文讨论的内容.2.1 无压降条件下的静态渗吸实验选用与裂缝性长岩心基质渗透率相同的2.5cm 直径的岩心,用模拟油100%饱和,并放入渗吸容器中,然后分别置于30 和60 的恒温箱中进行静态渗吸实验.实验是在常压下进行的,整个过程中,压力保持不变,即渗吸过程是在毛管力下进行的.图2为2块渗透率接近的岩心在常压和不同温度条件下的静态渗吸实验,从图中可以看到,30 时,渗吸采收率为33.12%;温度为60 时,渗吸采收率为61.61%.通过近似计算,30 时平均渗吸速度为0.322 10-4m/d,60 时的平均渗吸速度为7.22 10-4m/d.即高温下渗吸采收率要明显高于低温下的采收率,且高温下达到渗吸最大采收率的时间要比低温下的短,高温下渗吸速度大于低温下的渗吸速度.另外,在无压降条件下,或处于压力平衡的环境下,其渗吸效应具有较强作用,表明毛管力对提高基质采收率具有较强作用.图2 不同温度条件下静态渗吸实验曲线2.2 不同压降条件下的动态渗吸实验针对周期注水特点,设计5组不同实验.选用5个高压中间容器,每个容器内放置3块100%饱和模拟油的2.5cm 直径的岩心,以防止单块岩心由于计量和操作引起实验误差.分别将5个中间容器加压至0.1MPa 、5MPa 、10MPa 、20M Pa 、30MPa,计量渗吸油量周期为24h.即在每24h 时,将每个中间容器压力瞬间降至0.1MPa,不同的瞬间降压幅度对应于不同的降压速度,同时,也将会在岩心内外形成不同的压差,这将会对渗吸作用造成不同的影响.图3,图4即不同压力及压降条件下的渗吸采收率曲线.从图3中可以看出,压力波动过程中的渗57 王锐等:裂缝性低渗油藏周期注水与渗吸效应实验吸采收率增加初期较快,后期逐渐变得平缓.从图4中可以看到,随着瞬时降压幅度的增大,渗吸采收率先减小后增大,即瞬时降压对渗吸作用的影响不是单调变化的.实验周期为24h,降压条件是在瞬间进行的,即在降压的瞬间,可以在岩心内外形成一定的压差,从而对渗吸效应产生影响.当压降从0MPa 变至5MPa 时,采收率变化不大;当压降从5MPa 变化至10MPa 时,采收率降低;当压力从10MPa 升高时,采收率增大.由此可见,不同的压力和不同的降压速度对采收率的影响是先减小后增大的趋势.图3不同压力情况下渗吸曲线图4 不同瞬时压降条件下渗吸采收率曲线岩心内外压力变化过程如下所述,即当环境压力处于平衡状态时,岩心内外的压差为油水界面张力引起的毛细管力.在毛管力的作用下,水相逐步渗入到毛细管中,此时的压差由毛管力、水相黏滞力、油相黏滞力组成.当环境压力瞬时改变时,由于在致密基质岩心中压力传播具有延迟性,而导致在岩心内外产生一定的压差,将此压差定义为延迟压差,延迟压差的大小将对渗吸效应产生很大影响.此时压差由毛管力、水相黏滞力、油相黏滞力和延迟压差组成.实验过程中,在温度不变的条件下,油、水两相的黏滞力保持不变.则当压力变化时,油水界面张力和延迟压差对岩心内外的压差产生影响,以及由于压差的存在,岩石和流体物性也会发生相应的变化.当压力为常压条件,即无压降产生时,岩心渗吸过程是在毛管力作用下进行的.当压降幅度较小时,如实验从0MPa 变为5MPa 时,降压过程中产生的延迟压差较小.此时,岩石物性基本不发生变化,基质内流体膨胀较小,故采收率变化较小.而当压力从10MPa 开始下降时,较高压时油水界面张力减小,降压过程中引起的延迟压差增大,且受力方向与毛管力方向相反.同时,由于延迟压差较小,岩石及流体性质变化较小,则采收率将较5MPa 时有所降低.当压力继续增大时,毛管力继续减小,而此时降压引起的延迟压差大于毛管力的作用,即延迟压差能够克服界面张力的作用,而将原油从岩心中排驱出来.同时,由于较大压差的存在,使得岩心开始膨胀,即孔、渗参数得到改善.基质内原油黏度降低,体积膨胀,也促使原油从基质中渗出来.上述因素均促使渗吸采收率急剧增大,即在较高降压幅度条件下,瞬间延迟压差成为基质内原油的驱动力,将其排驱出来.同时,瞬间压降造成了岩心孔隙结构的部分变形,以及原油降黏膨胀,导致渗吸采收率增大.由无压降条件下渗吸实验可知,渗吸作用主要是由毛管力和黏滞力引起的,且当温度升高时,流体黏度降低,相应黏滞力减小,即渗吸阻力减小,则渗吸速度和采收率均增大.由不同压降条件下的渗吸实验可知,不同压降及降压速度条件下,在岩心内外可以形成一定的延迟压差,且这种压差将会对渗吸效应产生一定的抑制和促进作用.当压降幅度较小时,延迟压差较小,对渗吸作用影响较小;当压降幅度达到一定的值时,延迟压差将会平衡毛管力及黏滞力的作用,而对渗吸效应产生一定的抑制作用;当压降较大时,延迟压差将克服毛管力及黏滞力的作用,而将基质中的原油排驱出来.同时,由于基质中流体及岩石弹性能的释放,导致采收率进一步增加.综合两组实验可知,压降幅度必须保持在较小或很大的范围内,才能充分发挥渗吸和弹性效应的作用.而对于实际低渗透油藏开采来说,岩心压力敏感性较强,即当孔隙压力降低较大时,由于上覆岩层压力基本不变,则有效上覆压力增大,从而引起岩心渗透率损失,对岩心物性造成一定的伤害,进而影响原油的产出[6].综上所述,必须保持压降在较低范围内,本实验为5M Pa 以内,渗吸效应较强,且由于压降较小,岩心压敏性较弱,此时可得到最终的综合采收率较大,即周期注水的实施必须综合考虑渗吸效应、弹性作用及岩心的压敏性,压力波动幅度必须保持58 西安石油大学学报(自然科学版)较低水平,才能获得较大采收率.3 结 论(1)长岩心驱替实验中,当含水率很高时,水驱效果较差,此时采用间歇周期注水,能起到一定的效果.(2)常压下的静态渗吸实验表明,渗吸效应是由毛管力与黏滞力引起的,当温度升高时,毛管力变化较小,流体黏度急剧降低,黏滞力减小,渗吸速度增加,渗吸采收率增大.(3)不同的压力及压降速度对采收率的影响是先减小后增大的趋势.即当降压幅度较小时,其降压引起的延迟压差对渗吸作用影响较小;而当降压幅度达到一定值时,延迟压差会一定程度抑制毛管力的作用,导致渗吸采收率减小;当降压幅度较大时,延迟压差会克服毛管力的作用,将基质中的原油排驱出来,渗吸采收率急剧增大.(4)在低渗透油藏中,周期注水必须保持较低的压降幅度才能得到较高的渗吸采收率,当压降较大时,岩心的压力敏感性会不同程度地抑制驱油效果,导致最终采收率降低.参考文献:[1] 魏发林,岳湘安,叶仲斌.油湿灰岩储层中季胺类物质对周期注水开发效果的影响[J].石油学报,2005,26(2):73 76.[2] 俞启泰,张素芳.周期注水的油藏数值模拟研究[J].石油勘探与开发,1993,20(6):46 53.[3] 俞启泰,张素芳.再述周期注水的油藏数值模拟研究[J].石油勘探与开发,1994,21(2):56 63.[4] 黄延章,尚根华,陈永敏.用核磁共振成像技术研究周期注水驱油机理[J].石油学报,1995,16(4):62 67. [5] 陈军斌,李汤玉.周期注水数值模拟研究 数学模型[J].西安石油学院学报:自然科学版,1999,14(3):6 9.[6] 阮敏,王连刚.低渗透油田开发与压敏效应[J].石油学报,2002,23(3):73 78.编辑:贺元旦(上接第55页)4 结 论(1)剩余油饱和度较高区域分布在断层遮挡区、压力平衡区、井网不完善区、沉积微相过渡区,另外在水淹严重的主体区,低效潜力储量所占比例大,有进一步挖潜的物质基础.(2)针对聚驱后不同类型剩余油,提出了平面液流转向技术、含油污泥深度调剖技术、不均匀井网优化重组技术等高效挖潜对策,这些配套技术方法的核心是通过改变平面压力场分布,实现液流转向,同时通过完善井网,进一步提高油层动用程度,进而提高最终采收率.(3)通过开展单井交联聚合物注入实验,聚驱后采用交联聚合物驱可进一步提高采收率.(4)在现有技术及工艺条件下,仍存在部分剩余油无法挖掘,应加大新技术、新方法的研究和应用力度,为后续水驱阶段进一步挖掘剩余油提供保障.参考文献:[1] 卢祥国.聚合物驱之后剩余油分布规律研究[J].石油学报,1996,17(4):55 61.[2] 赵永胜,魏国章,陆会民,等.聚合物驱能否提高驱油效率的几点认识[J].石油学报,2001,22(3):43 46. [3] 张景存.提高采收率方法研究[M].北京:石油工业出版社,1991.[4] 王德民.发展三次采油新理论新技术,确保大庆油田持续稳定发展:上[J].大庆石油地质与开发,2001,20(3):1 7.[5] 王志章,蔡毅,杨蕾.开发中后期油藏参数变化规律及变化机理[M].北京:石油工业出版社,1999.编辑:贺元旦59王锐等:裂缝性低渗油藏周期注水与渗吸效应实验carbon of t he fourth member distributes in the periphery of the sag,the hy drocarbon of the t hir d member distr ibutes in the central part of the sag,and the mixed hydr ocarbon of them distributes in the intermediate zone of the tw o regions.Key words:Dongy ing Sag;sour ce rock;lithologic structure;hydrocarbon expulsion;hydrocarbon accumulat ionCH EN Zhong hong1,L I U Wei2(1.Faculty o f Resources and I nformation,China U niv ersity of Petroleum(East China),Dongy ing257061,Shandong,China;2.M anagement Department of Exploration Project,Shengli Oilfield Co.L td.,Dongying257061,Shan do ng,China)JXSY U2007V.22N.6p.40 43,49C haracteristics of the passage system s in different sequences in Dongying DepressionAbstract:A ccording to the geolog ical character istics of Dong ying Depression,its hydro carbon passage system is analyzed using the compr ehensive study method of passag e system.It is found that the passage systems of different sequences have difference:(1)T he passage systems of deep depositional sequences(Ek Es4)are characterized by the complex hydrocarbon conduction in t he sides of sand bo dies.In t heir marg inal zone,the essential element of t he passag e systems i s the lateral conduct ion of sand bodies,w hich is also the main passage form in the deep depositional sequences.I n their depression zone,the essent ial element of the passage systems i s t he verti cal conduction of faults,which is the secondary passage form in t he deep deposit ional sequences.(2)In medium shallow depositional sequences(Es3 Ed),sand bodies and faults ar e all very dev eloped,and therefore the t ypes of passage system are div erse,including fault unconformit y type,sand bo dy fault step t ype,net car pet fault type,simple sand body fault type,ladder type and unconformity t ype passage systems.T he passage systems of the medium shallow deposit ional sequences are characterized by the complex hydrocarbon conduction of sand body fault.(3)Fr om the deep depositional sequences to the medium shallow depositional sequences,conducting di rection v ar ies continuously,and the conducting character varies from simple conduction to complex conduct ion.Key words:Dongy ing Depression;depositional sequence;passage system;complex hy drocar bon conductionL I Y un z hen1,LI U Zhen1,ZH A O Yang1,ZH A N G Shan wen2,L V X i x ue2(1.Key L aboratory of Education M inistr y for Hy drocarbon Accumulation M echanism,China U niversity of Petro leum(Beijing),Beijing102249,China;2.Shengli Oilfield Co.L td., SI NOP EC,Dongying257000,Shandong,China)JXSY U2007V.22N.6p.44 49C alculation of the isotherm al running temperature of hot oil pipelineAbstract:A t present,crude oil is transported by means of heating,and so energ y consumption is hug e.I f the isother mal trans po rtation of crude oil can be realized,the cost of the transportation can greatly be r educed.T he possibility of realizing the tr ansporta tion of crude oil without heating by means of friction heat is analyzed by a case.T he ex pressio n of iso therm running temperature is de r ived based energy equatio ns,and the value of it is calculated by means of prog ramming.T he factors of influencing the isothermal r un ning temper ature are analyzed,and it is held that there are many factors of influencing it,but main factors are flow r ate of cr ude oil, environment temper ature and pipeline diameter.T he calculation result of a case show s that the transportation of crude oil without heating by means of friction heat can co mpletely be realized under the conditions of large diameter pipeline and great flow rate.Key words:hot oil pipeline;friction heat;non heating transportaton;isot hermal runningL I Feng1,Z H U Jing2,LI Chuan x ian2(1.Guangdong Dapeng Liquefied Natural G as L imited Company,Shenzhen518000, G uang dong,China;2.F aculty of Stor ag e T r ansformation and Building Eng ineering,China U niversity of Petroleum(East China), Dongy ing257061,Shandong,China)JXSYU2007V.22N.6p.50 52Study on the remaining oil distribution law after polymer flooding and potential tapping measuresAbstract:After poly mer flooding,the remaining oil distr ibut ion is mo re complex and scattered.T he remaining oil distribution o f X iaer men Oilfield is studied by using reservoir numerical simulation and compr ehensive geologic analysis,t he different po tential tapping measur es are put fo rward for differ ent po tential zones:optimization and recombination technology of the irregular w ell pattern,plane liquid flow turning technology,oily sludge profile control technolog y,and so on.T he applications of t he measures gain good r esults.T he r esults in this paper have refer ence to the potential tapping of the remaining o il of other oilfields.Key words:polymer flooding,remaining oil distribution,potential tapping measur esS UN Yi li,PEN G G uan yu,ZH EN G Shu w ei,D U Jian ming,H UA N G Yong qiang,CH EN K ai(No.1Production Plant, Henan Oilfield Branch Company,T ong bai474700,Henan,China)JXSY U2007V.22N.6p.53 55,59C yclic waterflooding and imbibition experiments f or f ractured low permeability reservoirsAbstract:T he effect o f imbibition on the cyclic w ater floo ding of the fractur ed low permeability r eservo irs is obtained according to t he cyclic w aterflooding experiment of long cores under differ ent cy cles,their static imbibition ex periments w ithout pressure drop and t heir dynamic imbibitio n exper iments at different pressur e drop.T he r esults show that cyclic waterflooding has obvious effect on the r ecovery of the fractured low permeability reservoirs;there is a strong capillary effect is in t he low permeability matr ixes;the effect ofpressure fluctuat ion amplitude on the imbibit ion presents the trend of first decreasing and then increasing;pressure fluctuation ampli tude must be in lower level in o rder to obtain hig her recovery factor due to t he str ong pr essure sensitivity of the low permeability reser voirs.Key words:cyclic waterflooding;imbibition function;pressure drop amplitude;pressure sensitivityW AN G R ui1,Y UE X iang an1,Y O U Yuan1,L IA N G J i wen2(1.R esearch Center of Enhanced Oil Recovery,K ey L aboratory of Education M inistry fo r Petroleum Eng ineering,China U niv ersity of Petroleum(Beijing),Beijing102249;2.Zhanjiang Branch Com pany,CN OOC,Zhanjiang524057,G uang dong,China)JXSYU2007V.22N.6p.56 59Design of well cementing slurry system based on fractal theoryAbstract:T he fractal theory is used in the establishment of t he fractal gr ading model for the proportion design of the well ce menting slur ry materials.T he gr ain size distributio ns of the slurr y materials are measured by a laser grain size test machine,and an ap propriate fractal dimension is scr eened(D=2.561).Suppose that the grain sizes of micro silica,cement and float ing beads distr ibute r espectiv ely in<1.68 m,1.68~56.23 m and>56.23 m,and a ternary low density cement slurr y system of1.40g/cm3is de signed.T hen the mechanical property(co mpression strength,bending strength and interfacial cement ing strength)of the cement stone and the proper ties of t he slurr y in the proposed system are tested.T he results show that the particles in the system closely pile,the me chanical propert y of the cement stone in the ternar y system is obviously hig her than t hat in the binary systems of micro silica or float ing beads w ith the same density.T he performance of the cement slurry of the ter nary system can meet the r equirements of cementing operations due to its low er water loss and syneresis r ate,favor able stability,and desired thickening property and rheolog ical propert y. T hese ex perimental results validate the feasibility of the fractal g rading theory in assisting the design of well cement ing slurr y system.Key words:w ell cement ing slur ry;fractal theory;gr ain gr ading;ex perimental evaluationCH EN G Rong chao,WA N G Rui he,B U Yu huan(F aculty of Petroleum Eng ineering,China U niv ersity of Petr oleum(East China),Dongying257061,Shandong,China)JXSY U2007V.22N.6p.60 63,67potential and charge density on the membrane surf ace of the modif ied polytetrafluoroethylene in the oily sewage from oilfields Abstract:T he streaming potential on the membrane sur face of t he modified polytetrafluo roet hylene of differ ent hole diameters in t he oily sew age fro m oilfields are studied by exper iments.T he potential of the membr ane is estimated on the basis of Helmho ltz Smoluchowski equation,and then its sur face charge density is estimated from the abov e potential based on Gouy Chapmann equa tion.T he potential o f the suspended particles in the oily sewage from o ilfields is measured.T he ex perimental and the calculation re sults show t hat there is negative charg e in the membrane surface,w hose potential maintains at-20mV around.T he potential of t he suspended particles in the oily sew ag e fr om oilfields is also negative.T he membrane has strong er ability to retar d the suspended particles in the oily sewage and to prevent pollutio n because of the charges on the membrane surface.Key words:o ily sewag e;membrane;str eaming potential; po tential;surface charg e densityL IN A i guo(Faculty of Chemistr y and Chemical Engineer ing,China U niversity of Petroleum(East China),Dong ying257061, Shando ng,China)JXSY U2007V.22N.6p.64 67Studies on the ef fect of polyacrylate(high carbon alcohol)on pour point of dieselAbstract:Poly(tetradecy l acr ylate)(PA 14)has a good pour po int depressing performance to the diesel o il whose carbon num ber is near to14because the side chain leng th of its alkyl matches w ith the carbon chain length of the nor mal alkane in the diesel oil. Polymerizat ion conditions dir ectly influence the relat ive molecular mass distr ibut ion of polymer and therefo re influence its pour point depressing performance to the diesel oil.T he polymerization conditions are optimized by ort hogonal experiments,and the PA 14pre par ed under the best conditions can make the solidifying point depr ession(SP)and cold filter plug ging point(CFPP)of the diesel oil decrease18 and6 respectively.T he optical microscope observ at ion results of wax crystallite mor phology show that the pour point depressing behavio r of the pour point depressant may be related to the thinning of the wax crystal by the polymer as cr ystal nu cleus.Key words:pour point depressant;poly(alkyl acrylates);diesel oil;wax crystalW AN G Le q i,H U D ao dao(K ey Laboratory of Shaanxi Pro vince for M acromolecular Science,School of Chemistry and M ateri als Science,Shaanx i N ormal U niversity,Xi an710062,Shaanxi,China)JXSY U2007V.22N.6p.68 73Preparation and evaluation of a new thickener for acidif ication treatmentAbstract:T he sy nthesis conditions of acrylamide(A M)and dimethyl diallyl ammonium chloride(DM DAA C)copoly mer are op timized.Based on this,a new thickeneer is prepared by adding a chain extender to the copolymer.T he effects of the concentration and adding time of the chain ex tender on its t hickening performance are studied.T he molecular structure of the copolymer is character ized。
低渗透油藏注水采油技术分析低渗透油藏是指针对特殊情况下的油藏，由于油藏岩石孔隙度小、渗透率低，导致油藏采收率低，开采难度大，需要采用注水采油技术来改善开采效果。
注水采油技术是将水或其他液体注入油藏中，增加地层压力，促进油的移动和采集，提高油藏采收率，是一种经济、高效、环保的采油方法。
但对于低渗透油藏，注水采油技术需要考虑以下几个方面。
第一、注水前准备。
低渗透油藏首先需要进行勘探和评价，了解油藏特征。
然后根据油藏流动特性，制定合理的注水方案。
此外需要根据地质情况进行井位确定、井型设计和装备选型。
第二、注水剂选择。
对于低渗透的油藏，选择适宜的注水剂是非常重要的。
注水剂不但能改变地层物性，还能影响油的流动性。
常用的注水剂有：地下水、淡水、海水、循环泵送水等。
选择注水剂时需考虑其水质、盐度、温度等因素。
第三、注水压力控制。
注水压力是注水采油的重要参数。
对于低渗透油藏，注水压力需要精确控制，因为压力过高或过低都会影响注水效果。
根据油藏渗透率和油水性质，制定合理的注水压力计划。
第四、注水量控制。
低渗透油藏的井口石头孔隙度小，注水量需要严格控制，否则会导致地层水短路，从而影响采油效果。
应根据油藏性质、地质条件和操作经验，制定合理的注水量，同时考虑井口水封装置的合理布置。
第五、合理排产。
低渗透油藏开采中，要根据油藏特性和地质条件制定合理的排产计划，并严格按照计划实施注水采油，以保证油藏的最大经济效益。
总之，对于低渗透油藏的注水采油技术来说，制定合理的注水方案、选择适宜的注水剂、严格控制注水压力和注水量、合理排产等都非常关键。
只有综合考虑，才能取得最佳采油效果。
低渗透油藏注水采油技术分析低渗透油藏指的是储层渗透率较低的油藏，通常小于0.1md。
由于低渗透油藏的特殊性质，通常需要采取一系列的注水采油技术来提高采收率。
本文将对低渗透油藏的注水采油技术进行分析。
低渗透油藏的注水采油技术包括人工注水和天然水驱两种方式。
人工注水是通过人为施加一定压力，将高压水或气体注入油藏，从而增加油藏中的压力差，促使油在孔隙中流动。
天然水驱则是利用油藏自身的地下水或河流水等自然水源来注入油藏，提高油藏的压力。
两种方式在实际应用中常常结合使用。
低渗透油藏的注水采油技术还包括注聚合物、表面活性剂、微生物和化学物质等增驱剂的使用。
注聚合物可以增加油水界面的张力，减小油滴的大小，增加油在孔隙中的附着力，从而提高采收率。
表面活性剂可以改变油水界面的性质，使原本亲水的岩石表面变为疏水，增加油在岩石孔隙中的附着力，提高采收率。
微生物可以在油藏中产生酸类和表面活性剂，改变油藏的性质，提高采收率。
化学物质则可以改变油田地层的化学性质，促进原油的流动，提高采收率。
低渗透油藏的注水采油技术还包括水平井、多点注水和压裂等技术的应用。
水平井是将井底方式改为水平，增加油藏面积，提高采收率。
多点注水则是在油藏中设置多个注水点，将水源分散注入油藏，提高采收率。
压裂则是通过施加高压水或气体，改变油藏岩石的物理性质，增加岩石裂缝的数量和宽度，促进油流动，提高采收率。
低渗透油藏的注水采油技术涉及到注水方式、增驱剂的使用和其他辅助技术的应用。
通过合理选择和组合这些技术，可以提高低渗透油藏的采收率，提高油田的开发效果。
但同时也需要注意技术的适用性和经济性，确保技术的实施能够产生经济效益。
第30卷 第4期2009年7月石油学报AC TA PETROL EI SIN ICAVol.30J uly No.42009基金项目:国家“十五”重点科技攻关项目(2003BA 613207205)和中国石油中青年创新基金资助项目(04E 7029)联合资助。
作者简介:谢晓庆,男,1982年4月生,2004年毕业于长江大学,现为中国石油大学(北京)博士研究生,主要从事油气田开发理论与系统工程方面的研究。
E 2mail :xiexiaoqing 1205@文章编号:025322697(2009)0420574204低渗透油藏压敏效应与注水时机研究谢晓庆1 姜汉桥1 王全柱2 刘同敬1 张 卫3(1.中国石油大学石油工程教育部重点实验室 北京 102249; 21中国石化胜利油田河口采油厂 山东东营 257200; 3.中国华油集团公司 北京 100101)摘要:为了研究低渗透油藏合理的超前注水时机,利用物理模拟实验研究压敏效应对低渗透油藏物性的影响,得到了低渗透油藏储层压力与渗透率呈指数变化的关系,进而运用油藏工程方法及理论推导得到了储层压力与产油量、产水量、注水量等生产指标的解析关系。
依据油藏物质守恒原理,结合经济评价,提出了一种考虑压敏效应计算合理注水时机的方法,并编制了相应的软件。
对江苏油田某区块进行了实际应用,得到了较好的效果。
超前注水可以减少压敏效应对低渗透油藏开发的不利影响,合理的超前注水时机一般在1年以内,压力水平应该保持在1105～112。
关键词:低渗透油藏;压敏效应;超前注水;注水时机;计算方法中图分类号:TE 35716 文献标识码:ADiscussion on pressure 2sensitivity effect and w ater 2flooding timingin low 2permeability reservoirXIE Xiaoqing 1 J IAN G Hanqiao 1 WAN G Quanzhu 2 L IU Tongjing 1 ZHAN G Wei 3(11Key L aboratory f or Pet roleum Engineering of the M inist ry of Education ,China Universit y of Pet roleum ,B ei j ing 102249,China; 21Hekou Oil Production Plant ,S inopec S hengli Oil f iel d Com pany ,Dong ying 257200,China;31China H uayou Group Corporation ,B ei j ing 100101,China )Abstract :The physical simulation experiments were made to research the reasonable water 2flooding timing in the low 2permeability reservoir.The influence of pressure 2sensitivity effect on the physical property of the low 2permeability reservoir was analyzed.The exponential relation of formation pressure with permeability of reservoir was induced.The analytic relationship between formation pressure and production parameters such as crude output ,water production and water injection was obtained using reservoir engi 2neering and rational deduction.An approach for calculating the reasonable water 2flooding timing in consideration of the pressure 2sen 2sitivity effect was proposed on the basis of reservoir material balance principle and economic assessment.Relative software was com 2piled and applied to one block of Jiangsu Oilfield.The good effectiveness has been obtained.The result showed that the advanced wa 2ter 2flooding process could decrease the harmful impaction of pressure 2sensitivity effect in the low 2permeability reservoirs.The rea 2sonable advanced water 2flooding timing is always less than one year ,and the pressure level should be maintained from 1.05to 1.2.K ey w ords :low 2permeability reservoir ;pressure 2sensitivity effect ;advanced water 2flooding ;water 2flooding timing ;calculation 压敏效应是影响低渗透油藏开发效果的重要因素之一。
超前注水是针对低渗透油层具有弹塑性形变的特点提出的一项技术,它可以降低因地层压力下降造成的渗透率伤害。
国内外很多学者已经对低渗透油藏压敏效应做了物理模拟实验研究,但是没有揭示压敏效应和油田开发的注水时机之间的关系[124]。
也有部分学者提出了计算超前注水时机的方法,但是没有考虑压敏效应[526],而实际上这两者有着密切的关系。
压敏效应的存在,要求低渗透油藏应该选择超前注水的开发方式。
笔者研究了低渗透油藏的压敏效应特征及其对开发的影响,提出了考虑压敏效应条件下计算合理注水时机的方法。
1 储层压敏效应实验该实验包括单向加压实验和加压—松弛循环实验,主要研究内容为岩石围压变化对渗透率的影响。
岩心的初始围压为10M Pa ,然后逐渐加压,每隔5MPa 测试记录一次,升至30M Pa 后,再缓慢降压,逐渐降至10MPa ,观测整个过程中渗透率的变化规律。
实验温度为常温,实验用流体为矿化度为80000mg/L 第4期谢晓庆等:低渗透油藏压敏效应与注水时机研究575的标准盐水,实验用气源为压缩空气。
实验过程中,首先将岩心放入高压岩心夹持器,用手动泵将压力容器的压力控制在某一较大压力值,打开连通阀,与压力缓冲器连通,使岩心围压保持基本不变。
接着通入气源,使岩心入口压力达到某一稳定值。
然后打开岩心出口的阀门,利用吸尔球在皂泡流量计中产生一个稳定的气泡,同时用秒表记录流过一定气体体积所经历的时间,至少连续测量3次;然后做加压—松弛循环实验。
111室内压力敏感性实验对不同岩心进行压力敏感性实验,结果如表1所示。
其中,K1、K2、K3分别为岩石初始、加压结束及降压结束的渗透率。
表1 压力敏感性室内实验结果T able1 R esults of pressure2sensitivity experiment岩心样品号初始渗透率/(10-3μm2)损害程度损害率/%不可逆损害率/%降压改善率/%加压损害率/% 111943弱9166617921959154 201729强1916512147812019165 301304强22183141091011722183 401095强39160271161710839160 501119强36160241371611436160 661426弱7149215751057149 7931195 弱4106—41514106112 初始渗透率与渗透率降低幅度的关系随着初始渗透率的不断增大,渗透率降低的幅度越来越小。
当渗透率较低时,通过岩心加压—松弛循环实验,岩心的渗透率不会恢复到原来的初始值,而且渗透率越小,遭受的损失越大,即初始渗透率越小,受压力敏感作用越强。
当渗透率较高时,通过岩心加压—松弛循环实验,岩心的渗透率基本上可以恢复到原来的初始值,岩样初始渗透率较大时,其受压力敏感作用较小。
这是由于低渗透岩心小孔道占多数,大孔道相对较少;在有效应力的作用下闭合的主要是小孔道,一旦小孔道被压缩,则岩心的渗透率下降较大,因此有效应力对低渗透岩心渗透率的影响比较明显;而对于中、高渗透岩心,大孔道较多,对岩心渗透率起主要作用的是大孔道,被压缩的小孔隙基本可以忽略。
因此,有效应力对中、高渗透岩心的渗透率影响不明显。
例如初始渗透率为931195×10-3μm2的岩心经过加压—松弛循环实验后,渗透率为921625×10-3μm2,损失很小。
113 渗透率与围压之间的关系通过加压—松弛循环实验,可以得到不同岩心的渗透率随围压的变化规律。
图1为1号岩心的渗透率在加压和降压过程中随围压的变化关系。
随着围压的增大,渗透率不断降低;随着围压的减小,渗透率开始慢慢恢复,不断升高。
通过对比不同岩心渗透率随围压的变化曲线,可以发现初始渗透率越低,加压过程中降低的幅度越大,降压过程中恢复的程度越小。
对不同岩心的渗透率与围压关系曲线的加压阶段进行非线性拟合的结果表明,渗透率与围压之间存在较好的指数关系。
用油藏压力变化值代替应力变化,图1 渗透率与围压之间的关系Fig.1 R elation betw een permeability and conf ining pressure可以得到低渗透油藏渗透率与储层压力的变化关系为K=K0exp[-αk(p i-p)](1)式中:K为原始地层压力下降至p时的渗透率,10-3μm2;K0为原始地层压力下的渗透率,10-3μm2;αk为渗透率形变因子,1/M Pa,pi为原始地层压力,M Pa。
114 压敏效应对产能的影响根据一维径向流达西公式Q o=B2πr h K K roμod pd r(2)式中:Q o为单井产油量,m3/d;B为单位换算系数; r为井筒半径,m;h为储层厚度,m;K ro为油相相对渗透率,无因次;μo为油相黏度,mPa・s。
