砂岩微观孔隙模型两相驱替实验

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]。

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]。

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。

气相饱和度对气体滑脱效应影响实验唐永强;侯吉瑞【摘要】开展砂岩CO2驱实验,研究滑脱效应与气相饱和度关系;利用束缚水测定高气相饱和度下的滑脱因子,引入强凝胶体系和高黏淀粉溶液测定低气相饱和度下的滑脱因子;通过在24.45％～100％气相饱和度条件下微观实验测定滑脱因子,分析滑脱因子随气相饱和度变化的原因.结果表明:随着气相饱和度的增加,气体滑脱效应先增加后减小,最后达到稳定.在气驱前期CO2不是连续相,滑脱效应影响较小;在气驱中期随着窜流通道数量的增加,滑脱效应不断增大;在气驱后期随着气窜通道的拓宽,滑脱效应逐渐减小.滑脱效应同时受气相饱和度和气相饱和度分布的影响.【期刊名称】《东北石油大学学报》【年(卷),期】2014(038)006【总页数】7页(P85-91)【关键词】CO2驱;克努森数;气体滑脱效应;气相饱和度;相对渗透率【作者】唐永强;侯吉瑞【作者单位】中国石油大学(北京)提高采收率研究院,北京 102249;中国石油大学(北京)教育部油田开发重点实验室,北京 102249;中国石油三次采油重点实验室低渗油田提高采收率应用基础理论研究室,北京 102249;中国石油大学(北京)提高采收率研究院,北京 102249;中国石油大学(北京)教育部油田开发重点实验室,北京102249;中国石油三次采油重点实验室低渗油田提高采收率应用基础理论研究室,北京 102249【正文语种】中文【中图分类】TE357.7随着低渗油气田的开发及气驱技术的发展，气体渗流规律的研究越来越引起人们的关注，其中滑脱效应是气体渗流的主要影响因素之一，对气驱渗流规律的研究及气藏产出井的产能计算具有重要意义[1-3].气体渗流性质仅与自身的饱和度有关，不受液相性质影响[2-11].因此，需要研究气体滑脱效应与气相饱和度之间的关系，目前存在两种截然相反的观点：一种观点认为气体滑脱效应随气相饱和度的增加而减小.Klinkenberg L J、万军凤等认为，由于气—液的分子间作用力比气—固的小，含束缚水时管壁的气体分子受到的束缚力降低，气体滑脱效应随束缚水饱和度的增加更加明显[4-5]；Li Kewen等在20～170℃温度内进行N2—水和蒸汽—水稳态法实验，得到与克氏理论一致的结果[6].另一种观点认为气体滑脱效应随气相饱和度的增加而增加.Rose W D通过人造岩心和天然岩心水气两相非稳态驱替实验，发现滑脱因子随气相饱和度的增加而增加[7]；Fulton P F通过在含水饱和度低于30%的条件下滑脱因子测定实验得到同样的结论[8].Rushing J A等利用稳态法和非稳态法，研究不同含水饱和度条件下低渗岩心的滑脱效应，在渗透率为（0.01～0.10）火10-3μm2、含水饱和度为5%～40%条件下滑脱效应随含水饱和度增加而降低[9].得到与克氏理论一致结果的实验为两相稳态驱替实验，得到相反结果的实验处于较高气相饱和度范围内.肖晓春等针对煤层渗流，在渗透率为0.3火10-6～0.2火10-3μm2、含水饱和度为29.5%～51.3%条件下测定滑脱因子，发现围压为4～6 MPa时滑脱效应随气相饱和度的增加而减小；围压为8～10 MPa时滑脱效应随气相饱和度的增加而增加[10].笔者设计驱替实验，在气相饱和度为24.45%～100%条件下测定滑脱因子，研究气相饱和度对滑脱效应的影响，并通过微观实验解释滑脱效应随气相饱和度变化的原因.Klinkenberg L J通过实验发现气体滑脱效应，提出考虑气体滑脱效应的渗透率表达式[4]：K g=K g0（1+b/p c），（1）式中：K g为含有滑脱效应的气测渗透率；K g0为绝对渗透率；b为气体滑脱因子；p c为驱替压力.其中，气体滑脱因子b为式中：c为比例因子；λ为气体分子平均自由程，受温度和压力影响；r c为气体流动通道半径；Kn为克努森数，其值越大气体滑脱效应越大.2.1 高气相饱和度2.1.1 实验材料实验所用天然岩心和地层水来自延长油田，地层水组成见表1.所用气体为浓度大于99.9%的CO2.在地层条件下，CO2常处于气态（温度T＞31.1℃、压力p＜7.382 MPa）或超临界状态（T＞31.1℃、p＞7.382 MPa），在两种状态下CO2存在气体滑脱效应.用CO2气体测定107块取心岩心的孔隙度、渗透率及滑脱因子，统计滑脱因子与渗透率、孔隙度之间的关系，拟合结果为用DO7气体流量计计量气体流量；用JYB-K压变传感器计量岩心两端的压力差. 2.1.2 实验步骤压力变化影响分子自由程和滑脱因子.为了降低压力变化的影响，在较低压力下进行实验：（1）将抽提后的天然岩心烘干、称重，并用气态CO2以50.0、100.0、200.0、300.0、400.0、500.0 k Pa的压力差测定岩心渗透率（根据靖边采油厂某区块地层条件，设定温度为45℃、回压为6 MPa）；（2）抽真空并饱和地层水后称重，分别以0.2、0.5、1.0、1.5、2.0、3.0、4.0、5.0 m L/min的流速测定水测渗透率，比较相同流速下的气测和水测渗透率，计算滑脱因子；（3）气驱岩心至不再出水并称重，在残余水饱和度下测定气测渗透率（与步骤（1）相同），计算气相饱和度及滑脱因子；（4）烘干岩心至不同含水饱和度、称重，测定气测渗透率（与步骤（1）相同），计算气相饱和度及气体滑脱因子.2.1.3 实验结果及分析针对渗透率为25.7火10-3μm2的延长油田岩心，气测和水测渗透率结果见图1（a），通过式（1）计算滑脱因子b为149.6 k Pa.在不同气相饱和度下气测渗透率部分结果见图1（b），通过式（1）的导函数计算滑脱因子：得到气相饱和度S g为89.02%、80.26%、71.29%对应的气体滑脱因子分别为150.3、150.7、161.4 k Pa.近似认为图1（b）中各压力曲线较高点的趋势线与纵坐标的交点是渗透率K g0（即压力极大时的渗透率）.由图1（b）可以看出，随着含水饱和度的增加，气体滑脱效应逐渐增加.在含水饱和度下水相为束缚水，占据孔隙多为无效孔隙，孔隙对渗流的贡献率很低；对滑脱效应的主要影响来自水膜的作用，影响相对较小.2.2 低气相饱和度2.2.1 实验材料CO2不仅能降低油相黏度，对糖溶液、甘油等高黏流体也具有降黏作用.因此，选择改性淀粉溶液调剖剂测定低气相饱和度下的气体滑脱因子.改性淀粉调剖剂作为强凝胶体系，主要成分包括改性淀粉、丙烯酰胺单体、交联剂和引发剂.该调剖体系在凝胶前是小分子溶液，注入性好，可以模拟正常的气液分布；在凝胶后强度大，且CO2对体系的凝胶强度几乎没有影响，可以在一定程度上保留气体窜流通道形态[3].2.2.2 实验步骤当气相饱和度较低时，凝胶后的气体通过岩心时所受阻力大于凝胶前的；原因是气体停止驱替后，较细的气窜通道在卡断效应下被截成小段，在凝胶后将油水分布状态保留下来，通过注水突破封堵，可以恢复气窜通道.实验步骤：（1）用CO2驱替饱和过凝胶体系岩心，至不再有液相采出，温度升至80℃，并候凝8 h；（2）用地层水注入岩心，气驱至不再出水，称重并计算气相饱和度，在残余水饱和度下测定气测渗透率，用式（3）计算气体滑脱因子；（3）将黏度为50.00、100.00、150.00、200.00 mPa·s的改性淀粉溶液过滤并注入岩心，用CO2驱替改性淀粉溶液至不再出液，计量出液量并计算气相饱和度，用式（3）计算气体滑脱因子.2.2.3 实验结果黏度约为35.30 mPa·s的凝胶体系占据的岩心体积，与地层水条件下的束缚水体积相近，且成胶后的滑脱因子也相似，说明强凝胶体系能够模拟CO2驱替过程的气液两相分布，并能够将它保留下来（见图2）.利用高黏流体制造束缚水，使含气饱和度迅速下降，且渗透率急剧降低.实验得到的气相饱和度分别为41.37%、32.64%、28.25%、24.45%，所对应的滑脱因子分别为267.2、337.7、321.4、190.4 k Pa.这说明在低气相饱和度条件下，滑脱因子随气相饱和度的变化规律与高气相饱和度条件下的完全不同（见图2）.当气相饱和度低于束缚气相饱和度时不再发生气体滑脱效应.在低气相饱和度条件下，随着气相饱和度增加，滑脱因子先增加后降低.当水相变为束缚水时，滑脱因子随着气相饱和度增加而降低，但气体滑脱效应的变化幅度较小.通过微观驱替实验分析气体滑脱因子随气相饱和度变化的原因.3.1 实验模型及材料采用南通华兴石油仪器有限公司定制的微观驱替模型，可放大1 000倍，承压上限为50 MPa，含有保温装置，设备内置复合式光源，其中透射光源为面荧光灯，反射光源为正交照射光源.微观模型是以延长油田天然岩心的铸体薄片为依据刻蚀而成的玻璃模型.实验所用油、水来自延长油田，地层水组成见表1.原油密度为0.858 t/m3、脱气油黏度为11.54 mPa·s，含气原油黏度为4.87 mPa· s，模拟蒸馏得到的脱气原油碳数组分见表2.3.2 实验步骤文献[4-10]利用稳态法和非稳态法研究滑脱效应与气相饱和度的关系，并得到不同的结果，文中采用不同驱替方式的微观实验研究滑脱效应.为了保持CO2的气体自由程不变，实验采用恒压驱替：（1）用真空泵抽出各组模型空气，直接饱和延长原油.（2）第一组实验通过控制气瓶以10.0 k Pa的压力恒压注入CO2，观察驱替过程. （3）第二组实验首先用微量计量泵以10.0μL/min的流速将水注入水驱模型，至含水率达到90%；然后通过控制气瓶以10.0 k Pa的压力恒压注入CO2，观察驱替过程.（4）第三组实验通过控制气瓶以10.0 kPa的压力恒压注入CO2，同时用微量计量泵以5.0μL/min的流速将水注入水驱模型，观察驱替过程.3.3 实验结果及分析3.3.1 CO2驱替实验在CO2驱替初期，在注气压力下油相被启动并开始运移，注入气体在毛管中间随着油相运动.由于气体的黏滞力小于油相的，注入气体在卡断效应下被截成小段，部分气体处于束缚气状态（见图3（a））.此时气相不再是连续相，自由运动的气体分子受到气液界面的阻隔，从而严重削弱气体滑脱效应.随着注气进行，CO2逐渐形成窜流通道，随着窜流通道数量增多，气体滑脱效应逐渐增大（见图3（b））；在CO2驱替中后期，由于CO2窜流通道逐渐扩大，气体分子自由程几乎没变，根据式（2）克努森数不断减小，气体滑脱效应的影响逐渐减小（见图3（c））.3.3.2 水驱后CO2驱替实验在水驱过程中，由于岩心具有非均质性，形成水流优势通道（见图4（a））.水驱后开始CO2驱替，由于水相的流度远大于油相的，水相更容易被气相驱动，因此CO2优先沿着水窜通道前进，迅速取代连续的水相并形成气窜通道（见图4（b）），从而产生气体滑脱效应.由于新形成的气窜通道半径已经很大，因此气窜通道被拓宽而使气体滑脱效应减小的能力减弱；随着气相饱和度的增大，不断形成新的气窜通道，使气体滑脱效应逐渐增加.在CO2驱发生气窜前，气体滑脱效应对气相渗流的影响很小；随着气窜通道的形成，气体滑脱效应迅速增大，使气窜的气体流量急剧增大；在高气相饱和度区域，滑脱效应的影响趋于稳定.3.3.3 水—CO2同注驱替实验CO2驱替实验和水驱后CO2驱替实验模拟非稳态排驱过程的气相分布.在水—CO2同注驱替时能够模拟稳态驱替过程.水被CO2气体携带进入岩心后，CO2与水相可以分离并与油相接触（见图5（a））.气相与水相进入岩心后，气相段塞的两侧被水相封闭，形成交替的水气相小段塞流（见图5（b））.此时气体不再是连续相，因此滑脱效应被削弱；在驱替过程中产生贾敏效应，使驱替阻力增加，也影响滑脱效应的测定.因此，用稳态法测定气体滑脱效应与饱和度的关系与非稳态法测定的结果存在差异.利用油藏数值模拟研究CO2驱，除了考虑CO2的相态性质、CO2在油中的溶解性质、溶解造成的油相黏度变化等[18-19]，还要考虑气体滑脱效应的影响[1]，当修正相对渗透率时，一般将滑脱因子作为定值.由于在不同含水饱和度下的气体滑脱效应不同，在相对渗透率曲线测定过程中滑脱因子也不是定值，因此无论是实验测定数据还是现场实测数据，需要将气体滑脱效应随气相饱和度的变化规律引入相对渗透率的计算.在延长油田地层条件下，修正取心岩心的非稳态排驱实验数据，得到考虑气体滑脱因子与气相饱和度关系的相对渗透率曲线（见图6）.由图6可以看出，忽略滑脱因子随气相饱和度的变化，使用在CO2饱和度为100%条件下测定滑脱因子计算的油气相对渗透率，其气相相对渗透率偏大，并且曲线也更直.在气相饱和度小于20%时，气相处于束缚状态或非连续相状态，几乎不存在气体滑脱效应；在驱替前期滑脱效应随气相饱和度增加而增大；在气相饱和度为30%左右时滑脱效应达到最大；在驱替后期气体窜流通道不断扩大，由式（2）可知气体流动通道半径扩大使气体滑脱因子减小，气体滑脱效应的影响逐渐被削弱. 根据靖边采油厂某试验区长6层特低渗油藏的测井资料及地质资料，同时考虑启动压力梯度、非均质性和原油性质变化等因素，利用Eclipse建立相控地质模型及属性模型；使用模拟蒸馏结果（见表2）建立组分模型，结合PVT实验数据，利用PVTi模拟油气藏流体相态特性及溶解性质.将气体滑脱因子与气相饱和度的关系引入建立的模型，根据各网格的气相饱和度修正CO2滑脱因子和流速，并引入修正的相对渗透率曲线分析每个网格动态和总体动态.根据注采压力、注入量等生产数据对CO2驱油效果进行模拟.在未通过历史拟合修正相对渗透率时，与定滑脱因子的模拟结果比较，采用变滑脱因子进行数值模拟能更好地拟合生产气油比、换油率等生产数据，在一定程度上提高历史拟合的效率，提高预测提高采收率的效果和气窜通道形成的准确性.（1）针对CO2非混相驱，研究气体滑脱效应与气相饱和度的关系，测定高气相饱和度条件下的滑脱因子，气体滑脱效应随着气相饱和度的降低而降低.在高气相饱和度条件下水相主要占据对渗流贡献较低的孔隙，气相饱和度变化对气体滑脱效应的影响较小.（2）利用改性淀粉凝胶体系和改性淀粉高黏流体测定低气相饱和度下的滑脱效应，在24.45%～100.00%的气相饱和度内测定滑脱因子，得到较完整的气体滑脱效应与气相饱和度的关系，在低气相饱和度下气体滑脱效应随着气相饱和度的增加先增加后降低.（3）在气驱前期，未形成气窜通道时，由于气体不是连续相，气体滑脱效应不大，但随着气体窜流通道的形成和窜流通道数量的增加，气体滑脱效应增大；随着气窜通道的扩大，气窜通道的数量不再增加，气体滑脱效应的影响不断减小.[1] 熊健，郭平，李凌峰.滑脱效应和启动压力梯度对低渗透气藏水平井产能的影响[J].大庆石油学院学报，2011，35（2）：78-81.Xiong Jian，Guo Ping，Li Lingfeng.Impact of slippage effect and startup pressure gradient on deliverability of low-permeability gasreservoirs[J].Journal of Daqing Petroleum Institute，2011，35（2）：78-81.[2] Alireza Ashrafi Moghadam，Rick Chalaturnyk.Expansion of the Klinkenber g’s slippage equation to low permeability porous media [J].International Journal of Coal Geology，2014，123：2-9.[3] Mahnaz Firouzi，Khalid Alnoaimi，Anthony Kovscek，et al.Klinkenberg effect on predicting and measuring heliumpermeability in gasshales[J].International Journal of Coal Geology，2014，123：62-68.[4] Klinkenberg L J.The permeability of porous media to liquid sandgases[C].API Drilling and Production Practice，1941：200-213.[5] 万军凤，卢渊，赵仕俊.低渗气藏滑脱效应研究现状及认识[J].新疆石油地质，2008，29（2）：229-231.Wan Junfeng，Lu Yuan，Zhao Shiiun.Status and under standings of gas slippage effect studies on low-permeability gas reservoir[J]. Xiniiang Petroleum Geology，2008，29（2）：229-231.[6] Li Kewen，Horne R N.Gas slippage in two-phase flow and the effect of temperature[C].SPE 68778，2001.[7] Rose W D.Permeability and gas-slippage phenomena[C].API Drilling and Production Practice，1949：209-217.[8] Fulton P F.The effect of gas slippage on relative permeability measurements[J].Producers Monthly，1951，15（12）：14-19.[9] Rushing J A，Newsham K E，VanFraassen K C.Measurement of the two-phase gas slippage phenomen on and its effect on gas relative permeability in tight gas sands[C].SPE 84297，2003.[10] 肖晓春，潘一山，于丽艳.水饱和度作用下低渗透气藏滑脱效应实验研究[J].水资源与水工程学报，2010，21（5）：15-19.Xiao Xiaochun，Pan Yishan，Yu Liyan.Experiment of slippage effect under water saturation in hypotonic coal bed[J].Journal of WaterResources&Water Engineering，2010，21（5）：15-19.[11] 陈国宏，罗从勇，龙学江，等.多孔介质中气体滑脱效应及其对渗流的影响分析[J].内蒙古石油化工，2008（20）：133-135.Chen Guohong，Luo Congyong，Long Xueiiang，et al.Effect analysis of gas slippage on percolation in porous media[J].Inner Mongolia Petrochemical Industry，2008（20）：133-135.[12] 霍凌婧，杨正明，张硕.滑脱因子的经验关系式研究[J].武汉工业学院学报，2009，28（3）：36-41.Huo Lingiing，Yang Zhengming，Zhang Shuo.On the empirical relation of slippage factor[J].Journal of Wuhan Polytechnic University，2009，28（3）：36-41.[13] Mc Mahon J J.An investigation of air permeabilities of porousmedia[D].University Park：The Pennsylvania State University，1949. [14] Sampath K，Keighin C W.Factors affecting gas slippage in tight sandstones of cretaceous age in the Uinta basin[J].J.Pet.Technol，1982，34（11）：2715-2720.[15] Jones S C.A rapid accurate unsteady-state Klinkenberg permeameter[C].SPE 3535，1972.[16] Reinecke S A，Sleep B E.Knudsen diffusion，gas permeability，and water content in an unsaturated porous medium[J].Water Resources Research，2002，38（12）：1280-1294.[17] 章星，杨胜来，章玲，等.低渗透气藏克氏渗透率影响因素室内实验研究[J].油气地质与采收率，2012，19（2）：84-86.Zhang Xing，Yang Shenglai，Zhang Ling，et al.Experimental study on factors of Klin Kenberg permeability in low permeable gas reser voir.PGRE，2012，19（2）：84-86.[18] 钟立国，韩大匡，李莉，等.特低渗透油藏二氧化碳吞吐模拟[J].大庆石油学院学报，2009，33（4）：120-124.Zhong Liguo，Han Dakuang，Li Li，et al.Simulation of carbon dioxidehuff&puff for reservoirs with extra low permeability[J]. Journal of Daqing Petroleum Institute，2009，33（4）：120-124.[19] 钟立国，韩大匡，李莉.人工压裂低渗透油藏二氧化碳吞吐因素敏感性分析[J].大庆石油学院学报，2009，33（4）：125-129.Zhong Liguo，Han Dakuang，Li Li.Analysis of the sensitivity of carbon dioxide huff&puff for fractured reservoirs with low permeability[J].Journal of Daqing Petroleum Institute，2009，33（4）：125-129.【相关文献】[1] 熊健，郭平，李凌峰.滑脱效应和启动压力梯度对低渗透气藏水平井产能的影响[J].大庆石油学院学报，2011，35（2）：78-81.Xiong Jian，Guo Ping，Li Lingfeng.Impact of slippage effect and startup pressure gradient on deliverability of low-permeability gas reservoirs[J].Journal of Daqing Petroleum Institute，2011，35（2）：78-81.[2] Alireza Ashrafi Moghadam，Rick Chalaturnyk.Expansion of the Klinkenberg’s slippage equation to low permeability porous media [J].International Journal of Coal Geology，2014，123：2-9.[3] Mahnaz Firouzi，Khalid Alnoaimi，Anthony Kovscek，et al.Klinkenberg effect on predicting and measuring heliumpermeability in gas shales[J].International Journal of Coal Geology，2014，123：62-68.[4] Klinkenberg L J.The permeability of porous media to liquid sand gases[C].API Drilling and Production Practice，1941：200-213.[5] 万军凤，卢渊，赵仕俊.低渗气藏滑脱效应研究现状及认识[J].新疆石油地质，2008，29（2）：229-231.Wan Junfeng，Lu Yuan，Zhao Shiiun.Status and under standings of gas slippage effect studies on low-permeability gas reservoir[J]. Xiniiang Petroleum Geology，2008，29（2）：229-231.[6] Li Kewen，Horne R N.Gas slippage in two-phase flow and the effect oftemperature[C].SPE 68778，2001.[7] Rose W D.Permeability and gas-slippage phenomena[C].API Drilling and Production Practice，1949：209-217.[8] Fulton P F.The effect of gas slippage on relative permeabilitymeasurements[J].Producers Monthly，1951，15（12）：14-19.[9] Rushing J A，Newsham K E，VanFraassen K C.Measurement of the two-phase gas slippage phenomen on and its effect on gas relative permeability in tight gas sands[C].SPE 84297，2003.[10] 肖晓春，潘一山，于丽艳.水饱和度作用下低渗透气藏滑脱效应实验研究[J].水资源与水工程学报，2010，21（5）：15-19.Xiao Xiaochun，Pan Yishan，Yu Liyan.Experiment of slippage effect under water saturation in hypotonic coal bed[J].Journal of Water Resources&Water Engineering，2010，21（5）：15-19.[11] 陈国宏，罗从勇，龙学江，等.多孔介质中气体滑脱效应及其对渗流的影响分析[J].内蒙古石油化工，2008（20）：133-135.Chen Guohong，Luo Congyong，Long Xueiiang，et al.Effect analysis of gas slippage on percolation in porous media[J].Inner Mongolia Petrochemical Industry，2008（20）：133-135.[12] 霍凌婧，杨正明，张硕.滑脱因子的经验关系式研究[J].武汉工业学院学报，2009，28（3）：36-41.Huo Lingiing，Yang Zhengming，Zhang Shuo.On the empirical relation of slippagefactor[J].Journal of Wuhan Polytechnic University，2009，28（3）：36-41.[13] Mc Mahon J J.An investigation of air permeabilities of porous media[D].University Park：The Pennsylvania State University，1949.[14] Sampath K，Keighin C W.Factors affecting gas slippage in tight sandstones of cretaceous age in the Uinta basin[J].J.Pet.Technol，1982，34（11）：2715-2720.[15] Jones S C.A rapid accurate unsteady-state Klinkenberg permeameter[C].SPE 3535，1972.[16] Reinecke S A，Sleep B E.Knudsen diffusion，gas permeability，and water content in an unsaturated porous medium[J].Water Resources Research，2002，38（12）：1280-1294.[17] 章星，杨胜来，章玲，等.低渗透气藏克氏渗透率影响因素室内实验研究[J].油气地质与采收率，2012，19（2）：84-86.Zhang Xing，Yang Shenglai，Zhang Ling，et al.Experimental study on factors of Klin Kenberg permeability in low permeable gas reser voir.PGRE，2012，19（2）：84-86. [18] 钟立国，韩大匡，李莉，等.特低渗透油藏二氧化碳吞吐模拟[J].大庆石油学院学报，2009，33（4）：120-124.Zhong Liguo，Han Dakuang，Li Li，et al.Simulation of carbon dioxide huff&puff for reservoirs with extra low permeability[J]. Journal of Daqing Petroleum Institute，2009，33（4）：120-124.[19] 钟立国，韩大匡，李莉.人工压裂低渗透油藏二氧化碳吞吐因素敏感性分析[J].大庆石油学院学报，2009，33（4）：125-129.Zhong Liguo，Han Dakuang，Li Li.Analysis of the sensitivity of carbon dioxide huff&puff for fractured reservoirs with low permeability[J].Journal of Daqing Petroleum Institute，2009，33（4）：125-129.中图分类号：TE357.7。

基于孔隙结构的二维微观网络模型杨建，陈家军**，田亮*(环境模拟与污染控制国家重点实验室/北京师范大学环境学院，北京 100875)E-mail: Jeffchen@摘要： 本文根据未固结砂颗粒多孔介质薄片分析所得到的孔隙结构， 构建二维微观网络模型， 为开展孔隙尺度下流体运动的网络模型实验研究提供技术支持。

首先将普通标准石英砂筛 分、清洗、烘干、固结，制作出二维薄片，进行薄片的图像采集和数字化处理，获得颗粒直 径、孔隙直径、孔隙率等参数值，结果发现，孔隙率与粒径呈负相关，孔径与粒径呈正相关， 而且不同孔径的分布频率随孔径的增大而减小； 然后对孔隙结构参数进行分析处理， 提取孔 隙和喉道的直径值， 设计网络模型图并用激光刻蚀法制作模型板。

该方法将实际多孔介质孔 隙结构与网络模型研究结合，是用网络模型研究实际多孔介质污染运移的基础。

关键词：网络模型； 薄片； 孔隙结构； 激光刻蚀1、引言多孔介质的微观结构以及占据孔隙空间的不同相流体的物理性质对介质孔隙中流体运 动的微观机理和宏观特征有很大的影响： 微观上， 孔隙结构在很大程度上决定了流体运动的 机理，例如，弯液面的变化、流体的断开和重分布、可溶相流体的水动力弥散、界面质量运 移、 胶质的运移—沉积、 气体混合物的扩散和反应等(Payatakes and Dias, 1984; Li, et al., 1986; Dullien, 1992; Sahimi, 1993; Tsakiroglou and Payatakes, 1998)；宏观上，多孔介质的微观结构 影响着工业生产（例如，从储层中开采油气）和环境污染治理（例如，地下含水层中海水、 工业化学品、农业化学品和垃圾渗滤液等污染，以及受污染地下水的原位修复等）中流体的 运动规律(Tsakiroglou and Payatakes, 2000)。

孔隙结构越真实细致，就越能够反映真实的多孔 介质结构特征以及流体运动规律， 所以在用网络模型进行流体运动的研究中， 需要不断提高 孔隙拓扑等价性、形状不规则性和尺寸相关性等(Tsakiroglou and Payatakes, 2000; Øren and Bakke, 2002; Øren and Bakke, 2003)。

收稿日期:2002 08 30基金项目:国家重点基础研究专项资助项目(G1999022510)作者简介:王金勋(1965-),男(汉族),山东莒县人,博士,目前在石油大学博士后流动站从事油藏工程方面的研究工作。

文章编号:1000 5870(2003)04 0066 04应用恒速压汞实验数据计算相对渗透率曲线王金勋1,杨普华2,刘庆杰2,郭和坤3(1.石油大学石油天然气工程学院,北京102249; 2.石油勘探开发研究院,北京100083;3.中国科学研究院渗流所,河北廊坊065007)摘要:截取一段实际储层岩样,利用恒速压汞实验技术测定其孔喉频数分布,并拟合成连续分布函数,该函数符合伽马函数分布。

对剩余岩样进行了油、水相对渗透率的测定。

以所拟合的孔喉频数分布为主要输入参数,利用孔隙网络模型计算了油、水相对渗透率。

计算结果与利用JBN 法处理的实测结果对比表明,恒速压汞实验是确定岩石微观孔喉分布的一种非常有效的实验手段,可直接为孔隙网络模型提供主要的输入参数,能够得到反映微观孔隙结构特征的较合理的相对渗透率曲线,这对于用JBN 法不满足或者处理结果不理想的实验具有重要的意义。

关键词:恒速压汞;喉道数分布;孔隙网络模型;相对渗透率曲线;实验数据中图分类号:T E 311 文献标识码:A引 言储层岩石微观结构决定其宏观储渗性质,由微观孔隙结构参数计算岩石的宏观性质一直是石油工业中一个重要的研究领域。

Purcell [1]首次将压汞技术应用于石油工业,推出了计算绝对渗透率和相对渗透率的公式,但依据的只是简单的平行毛管束模型。

Fatt [2]用二维网络系统研究了多孔介质的动、静态性质,为网络模型的真正应用做了基础性的工作。

目前,压汞实验仍是获取微观孔隙结构定量资料的最重要的途径。

常规压汞实验采用的是恒压法,只能得出孔隙大小的体积分布,而网络模型的建立一般需要的是孔喉频数的分布。

恒速压汞技术就解决了这一问题,可直接获取喉道和孔隙的数目分布,也克服了恒压法对应同一毛管压力曲线会有不同孔隙结构的缺陷。

第２８卷２００９韭第２襄３月地凌释技情报ＧｅｏｌｏｇｉｃａｌＳｃｉｅｎｃｅａｎｄＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙＩｎｆｏｒｍａｔｉｏｎＶ０１．２８Ｎｏ。

２Ｍａｒ．２００９多孔介质微观孔隙结构三维成像技术关振良ｈ’１６，谢丛姣１ａ，董虎２”，罗国平１ａ（１。

中戮缝震大掌８。

赘潆学院ｌｂ＋捧逢与潼气淡潦教弯帮蘩纛实验室ｔ武汉４３００７４ｌ２．挪威效字辫心公司，ＴｒｏｎｄｈｅｉｍＮｏｒｗａｙ，ＡＳＮ一７０４１１３．帝国理工学院地球科学与工程系，伦教）攘要：谗舞套舞篓黄霆骣上荣先迸舞多魏余囊豢鬟鐾穗三蕹裁豫技寒，毫括系列罄冀装寒、爨焦毒手寨技术（Ｆｌ彩、簸光共豢焦扫描显微镜、Ｍｉｃ盱ＣＴ技术，分析了各自的优越性及局限性，探讨了Ｍｉｃｒｏ－ＣＴ技术的应用现状及其在地质学领域的应用前景。

分析结果表明，Ｍｉｃｒｏ－ＣＴ及今后的Ｎａｎｏ－ＣＴ技术是一种无损伤的３Ｄ成像技术，不但可获得足够分辨率的多孔介质微观孔隙结构３羚烫象，委显透莓爨理场实酵梭囊毳豫孛漉煞鳇渗流凌态，在多毳务壤魏骧鳝撬及渗洼壤理磅突孛吴毒重要舞童翅蛰毽。

谈技术必定成为今霜酶主流技术，不仅将在石油工程、未文工程等领域发挥熏要的作用，褥且还将广泛应用于岩石学、矿物学、吉生物学、材料学、资源科学及环境科学等领域。

该技术的研究和应用在我国还处在起步阶段，应加大设备引进和研究力度。

荚键词：系列弼蒡；聚焦毒予寒挂寒（ＦｌＢ）；滚老共爨焦拯攘至檄镜；Ｍｉｃｒｏ－ＣＴ；三壤褒蒙；魂爨；ｉｌ络摸型中图分类号：Ｐ５４１；Ｐ６３１．《文献标识码：Ａ文章编号：ｌｏｏｏ－７８４９（２００９）０２—０１１５，０７众所周知，油、气、地下承等漉体资源都储繁在储集岩的多孔介质中，岩石的微观孔隙结构是控制油、气、水在储集岩（层）中渗流的主要因素。

从２０世纪ＳＯ年代开始，人们就融重视对岩石微观孔隙结构的骈究，但由乎当时技术水平的限翩，只能通过岩石薄片显微照相来获得微观孔隙的图像，从而猩２Ｄ平面上研究微观强隙结构。

储层岩石孔隙表面接触角的研究　杨振清　王李斌　邱超　（中国石油大学　北京　１０２２４９）　E-mail: yangzhq0912@摘要　本文简要介绍了接触角的定义、分类、表示方法。

指出理想状态下的接触角无法在实际中取得应用，Ｙｏｕｎｇ－Ｌａｐｌａｃｅ方程的局限性比较大。

改进了的理论公式更有实用性，并模拟出结果，与实际情况符合良好。

　关键词　储层岩石 润湿性　接触角　饱和度　分形几何　１．前言　润湿性指液体在分子力的作用下在固体表面的展开能力，是决定多相流体在孔隙介质中的微观分布状态及流动特征的重要参数之一，在油气开采、材料制造、土壤改造以及环境保护等领域的有关的学科研究中均十分重要（沈平平，１９９５　；　Ｃｒａｉｇ　，　１９７１　；Ａｎｄｅｒｓｏｎ　，１９８７）　。

根据储层岩石表面对水和油的亲合展布能力，油藏润湿性分为水润湿、油润湿、中性润湿（又称混合润湿）和分润湿［１］。

油藏润湿性是控制油藏中流体流动和分布的主要因素，因此，油藏润湿性的研究对油田的开发水平和原油的最终采收率具有重要意义。

　２．理论基础与分析　２．１　接触角的表示方法与分类　直观的润湿性定量表示是固体表面上两相流体共存时其界面与平板固体表面的夹角，称为润湿角或接触角［２］。

如图１所示：　图１ 水（ｗ）中油滴（ｏ）　在固体基质（　Ｓ）　上的示意图。

　θ、γ和ｗ　之间的关系由式（１）　和式（２）　给出，按常规总是测量水相接触角θ　　一般把接触角小于９０者称为水润湿的，大于９０者称为油润湿的，在９０附近者称为混合润湿的（Ａｎｄｅｒｓｏｎ　，　１９８７）［３］　．如图２所示：　图２　水在固体表面上的润湿形态　Ｓ，Ｗ　，Ｏ　（ｇ）　分别表示固、水、油（气）　相 接触角满足Ｙｏｕｎｇ润湿公式　LGSLSG σσσθ−=cos （１）　其中，SG σ、SL σ、LG σ分别为气固界面张力、固液界面张力、液气界面张力如图３所示　图３　接触角的表示图示 假设毛细管力中油水界面的弯曲液面是球面的一部分，则毛细管力满足Ｌａｐｌａｃｅ方程：　r p c /cos 2θσ=　 （２）　式中，c p 为毛细管力，Ｐａ；σ为界面张力，ｍＮ／Ｎ；θ为水与岩石的表面接触角；r 为毛细管半径，ｍ。

一种气水两相渗流预测模型及其建立方法和应用
气水两相渗流是指在地下岩石孔隙中同时存在气相和水相，并通过岩石孔隙中的渗流作用相互影响和传递的现象。

预测气水两相渗流的模型的建立对于地下水资源开发和管理、油气勘探开采等领域具有重要的理论和实际意义。

以下是一种气水两相渗流预测模型的建立方法和应用：
1.建立气水两相渗流方程：根据渗流理论和岩石孔隙介质的特性，可以建立气水两相渗流方程。

常用的方程包括达西定律、负渗透率方程和气相和水相的质量守恒方程等。

通过这些方程描述气水两相在岩石孔隙中的流动规律。

2.确定模型边界条件：根据实际问题的情况，确定模型的边界条件。

边界条件包括渗流体的环境参数、孔隙介质的特性、初始条件等。

边界条件的合理选择对于模型的准确预测具有重要意义。

3.选择数值解法：由于气水两相渗流通常涉及到复杂的非线性方程，常规的解析方法难以求得解析解。

因此，需要选择适当的数值方法进行求解。

常用的数值方法包括有限差分法、有限元法、边界元法等。

通过数值方法可以在计算机上求解数学模型，预测气水两相渗流的变化规律。

4.模型验证和应用：建立气水两相渗流预测模型后，需要进行模型的验证和应用。

可以通过实际观测数据和实验室试验数据来验证模型的准确性和可靠性。

在验证通过后，可以应用该模型进行相关问题的预测和分析，比如预测地下水位变化、优化注水开采方案、评估油气储层的产能等。

该种气水两相渗流预测模型的建立方法和应用可以为地下水资源开发和管理、油气勘探开采等领域提供有效的工具和方法。

通过该模型的应用，可以更好地理解和预测气水两相渗流的规律，为相关领域的决策提供科学依据。

图1　水驱油入口压力与油驱水入口压力关系曲线贾敏效应对低渗透油层有不可忽视的影响李劲峰 曲志浩 孔令荣西北大学地质系影响低渗透油藏流体渗流的因素作用于油藏中流体的作用力可分为两类:重力、浮力(质量力)和界面张力(表面力)。

除此之外,油藏中还存在水动力、流体与孔喉间的摩擦力、流体与颗粒分子间的吸附力以及流体的内摩擦力等。

油田注水开发中,流体渗流除受储集层结构和构造影响外,还将受到这些作用力的影响,它们对油田总体开发效果的影响不容忽视。

已有研究表明[1]:造成非达西低速渗流的原因主要有孔隙大小、孔隙喉道几何结构及其分布,流体在多孔介质中渗流时固液两相间的表面作用以及流体本身的流变学性质等。

与常规中、高渗透油藏相比,低渗透油藏储集层致密,渗透率极低,孔隙喉道极为狭窄,流动阻力很大,地下流体运动为非达西低速渗流,这也是影响低渗透油田开发效果的重要因素。

孔隙喉道极为狭窄是低渗透油藏储集层孔隙结构的主要特征,在这些细微孔隙中,分子力的作用显得较为突出,亲水油层的矿物颗粒表面会吸附一层水膜,在分子力的作用下,这层水膜是不可流动的,尽管其厚度较小,但进一步减小了低渗透储集层中的有效孔隙和喉道大小,使得这些孔隙或者成为束缚水孔隙,或者含油饱和度很低;同时喉道尺寸的减小必然使水驱油过程中“卡断”现象增多,大大增加了卡断油滴被捕集成为残余油的概率,降低驱油效率,因此细微孔隙中的分子力对低渗透油藏开发效果的影响也是不容忽视的。

除此之外,根据大量微观模型实验发现,贾敏效应对低渗透油藏流体渗流的影响也不可忽视。

微观模型实验结果分析分析整理我国4个油田低渗透油层(鄯善油田三间房组油层、安塞油田王窑区长6油层、科尔康油田白2块沙海组下段及五号桩油田沙三下Ⅱ油组)的微观模型实验观察结果,水驱油排驱压力普遍大于油驱水排驱压力(见图1)。

理论上讲,油驱水所需压力应当大于水驱油所需压力,因为岩石亲水或偏亲水的情况下,油驱水过程是排驱过程,油需要克服油水界面上的毛细管阻力才能进入岩石驱水;而水驱油过程是吸入过程,水可以被岩石孔隙自发吸入而驱油。

致密砂岩气藏气水两相渗流规律影响因素分析
周锐;吴居林;崔雨彬
【期刊名称】《自然科学》
【年(卷),期】2024(12)2
【摘要】致密砂岩气藏在我国的储量丰富,分布也很广泛,相较于致密砂岩气藏丰富的资源储量,我们对于致密砂岩气藏的开采能力却相当不足。

这是由于致密砂岩气
藏孔隙细小、喉道狭窄、储层中含水高使得气–水两相的渗流特征十分复杂,影响了致密砂岩气藏的开发效果。

本文进行了致密砂岩岩心的室内物理模拟实验,分析了
物性、围压、温度和驱替压差对气–水两相渗流的影响,得到的主要结论如下:1) 非
稳态气–水相渗实验与其他物理模拟方法相比更加简单,便于操作。

2) 岩心的物性差,其束缚水饱和度会相对较大,气相和水相渗流能力相对较差;岩心受到的围压增大,岩心中的束缚水变得更多,两相渗流能力下降;岩心所处环境温度上升,岩心中的束缚水会变少,气相流动能力下降,水相则相反;驱替压差增大,岩心中更多的水被驱出,束缚
水减少,两相渗流能力增强。

3) 归一化处理后的相渗曲线可用于计算区块的含水率。

【总页数】11页(P319-329)
【作者】周锐;吴居林;崔雨彬
【作者单位】成都理工大学能源学院成都
【正文语种】中文
【中图分类】P61
【相关文献】
1.基于渗流特征的低渗透致密砂岩气藏气井生产规律
2.应力敏感对致密砂岩气藏气水两相渗流特征影响研究
3.低渗气藏气水两相非达西渗流及产能影响因素分析
4.致密砂岩气藏气水两相渗流的核磁共振在线实验研究
5.基于核磁共振可视化试验的致密气藏气水两相渗流机制
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