第四章 水驱油理论基础
微观物理模拟水驱油实验及残余油分布分形特征研究
收稿日期:2005-08-27 基金项目:国家“973”重点基础研究发展规划项目(G 1999022509) 作者简介:李中锋(1976-),男(汉族),河南遂平人,博士研究生,从事油气田开发及油气藏工程研究。 文章编号:167325005(2006)0320067205 微观物理模拟水驱油实验及残余油分布分形特征研究 李中锋1,何顺利1,杨文新2,门成全1 (1.中国石油大学石油天然气工程学院,北京102249;2.中国石化江汉油田分公司,湖北潜江433000) 摘要:研究制作了能真实反映岩石孔隙结构的微观仿真孔隙模型,应用微观渗流物理实验模拟技术和图像分析技术,开展了微观模型水驱油物理模拟实验,对水驱油过程及微观物理模型中残余油的形成和分布进行了观察,模拟了不同驱替速度、孔隙结构、粘度比等条件下的水驱过程。应用分形几何学的基本理论,给出了数盒子法和R/S 分析法定量研究微观残余油分形特征的关系式,结合水驱油残余油分布图像,建立了用分形维数定量表征残余油及空间分布的测定方法。研究结果表明,随驱替速度增大,形成的残余油量减少;随原油粘度增大,形成的残余油量增多。容量维数表征了残余油的多少,它与残余油饱和度、孔隙结构有关;分形维数则表征了残余油空间分布的非均质性,分形维数越大,残余油空间分布的非均质性越强。 关键词:微观孔隙模型;水驱油;残余油;驱替速度;分形特征;容量维数;分形维数中图分类号:TE 319;TE 112 文献标识码:A Physical simulation experiment of w ater driving by micro 2model and fractal features of residual oil distribution L I Zhong 2feng 1,HE Shun 2li 1,YAN G Wen 2xin 2,M EN Cheng 2quan 1 (1.Faculty of Pet roleum Engineering in China U niversity of Pet roleum ,Beijing 102249,China ; 2.Jianghan Oilf ield ,China Pet rochemical Corporation ,Qianjiang 433000,Hubei Province ,China ) Abstract :By manufacturing an emulation porous micro 2model and applying the simulation technology of micro 2flow physical experiment and image analysis technology ,the physical simulation experiment of water driving micro 2flow was developed.The process of water driving as well as the form and distribution of residual oil in thephysical micro 2model was investigated ,and water driving processes under different dis placement rate ,porous structure and viscosity ratio were simulated.With the help of the basic theory of fractal geometry ,the box algorithm and R/S analysis relationship formula were deduced ,which are used to quantitatively study residual oil microscopic fractal https://www.sodocs.net/doc/cd15743692.html,bined with the figures of water driving residual oil distribution ,the quantitatively measuring method of figuring the size and spatial distribution of the residual oil saturation was established.The results show that the residual oil decreases with the enhancement of dis p lacement rate ,and the residual oil increases with the increase of viscosity of crude oil.The volume dimension figures the quantity of residual oil and is related to the residual oil saturation and pore structure ,while fractal dimension shows the homogeneity degree of the residual oil spatial distribution which becomes strong when the fractal dimension ex pands. K ey w ords :porous micro 2model ;water driving ;residual oil ;dis placement rate ;fractal features ;volume dimension ;fractal dimension 储层微观非均质性是指砂体的孔隙、喉道大小及均匀程度,孔隙喉道的配置关系和连通程度直接影响着注入水的微观驱替效率,从而控制着孔隙中残余油的微观分布。微观孔隙模型是近几十年发展 起来的用于研究流体在多孔介质中流动特性的实验 方法,它能直观地揭示不同润湿性和驱替剂的微观渗流特征。早期制作的微观模型有粒状填充模型、规则网络模型和刻蚀的人工随机模型等,但它们与 2006年 第30卷 中国石油大学学报(自然科学版) Vol.30 No.3 第3期 Journal of China University of Petroleum J un.2006
裂缝性碳酸盐岩油藏可视化模型水驱油实验
第１９卷第１期断块油气田 ＦＡＵＵ：ＢＵＯＣＫＯＩＬ＆ＧＡＳｍＵ）２０１２年１月 文章编号：１００５．８９０７（２０１２）０１．００９２－０３ 裂缝性碳酸盐岩油藏可视化模型水驱油实验 陈莹莹１，孙雷１，田同辉２，潘毅１，董卫军１，刘彦子１（１．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；２．中国石化胜利油田分公司。山东东营２５７０００）基金项目：国家科技重大专项“复杂裂缝性碳酸盐岩油藏开发关键技术研究”子课题 “裂缝性碳酸盐岩油藏渗流机理物理模拟研究”（２００８ＺＸ０５０１４．００４） 摘要为了更好地认识裂缝性碳酸盐岩油藏的渗流机理，结合油藏实际地质特征。利用真实岩心设计制作了可视化网络裂缝模型，考察了注入速度、模型倾斜角度等因素对注水效果的影响，以及水驱油过程中的油水运动分布特征。观测到由于受裂缝性油藏非均质性的影响，水驱后残余油存在形式主要有孤滴状、角隅状及膜状等，每种残余油的形成机理也不同。实验结果表明：水驱油时，驱替速度与采出程度不成正比，而是存在一个最佳驱替速度，即临界驱替速度：剩余油的形成和分布主要受岩石表面润湿性、裂缝连通性和重力分异的影响；水驱油效率与裂缝地层倾斜角度有关，地层倾斜角度越小，采出程度越高。裂缝性油层较厚时，水驱后油层顶部可能会有大量剩余油。仍具有较大开发潜力。 关键词裂缝性油藏；可视化模型；剩余油分布；水驱油机理；临界驱替速度 中图分类号：ＴＥ３４４文献标志码：Ａ ＥｘｐｅｒｉｍｅｎｔＯＨｗａｔｅｒ－ｏｉｌｄｉｓｐｌａｃｉｎｇｆｏｒｖｉｓｉｂｌｅｍｏｄｅｌｏｆｆｒａｃｔｕｒｅｄｃａｒｂｏｎａｔｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ＣｈｅｎＹｉｎｇｙｉｎｇｌ，Ｓｕｎｔｅｌ＇，ＴｉｕｎＴｏｎｇｈ．ｉ２，ＰａｎＹＰ，Ｄｕｎｇｗｅｕｕｎ；ＬｉｕＹａｎ五１ （１ＳｍｔｅＫｅｙＬａｂｏｒａｔｏｒｙｏｆＯＨ＆ＧａｓＲｅｓｅｒｖｏｉｒＧｅｏｌｏｇｙａｎｄＥｘｐｌｏｉｔａｔｉｏｎ，ＳｏｕｔｈｗｅｓｔＰｅｔｒｏｌｅｕｍＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙ，Ｃｈｅｎｇｄｕ６１０５００， Ｃｈｉｎａ；２．ＳｈｅｎｇｌｉＯｉｌｆｉｅｌｄＣｏｍｐａｎｙ，ＳＩＮＯＰＥＣ，Ｄｅｎｇｙｌｎｇ２５７０００，Ｃｈｉｎａ） Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｔｈｉｓｐａｐｅｒｆｏｃｕｓｅｓｏｎｔｈｅｒｅｓｅａｒｃｈｏｆｆｌｏｗｍｅｃｈａｎｉｓｍｉｎｔｈｅｆｒａｃｔｕｒｅｄｃａｒｂｏｎａｔｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒ．Ｂａｓｅｄｏｎｔｈｅａｃｔｕａｌｇｅｏｌｏｇｉｃｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓａｎｄｃｏｒｅ，ｉｔｄｅｓｉｇｎｓａｖｉｓｉｂｌｅｎｅｔｗｏｒｋｆｒａｃｔｕｒｅｍｏｄｅｌｔｏｓｉｍｕｌａｔｅｔｈｅｗａｔｅｒｆｌｏｏｄｉｎｇｍｅｃｈａｎｉｓｍａｎｄａｎａｌｙｚｅｓｔｈｅｉｎｆｌｕｅｎｃｅｏｆｄｉｆｆｅｒｅｎｔｉｎｊｅｃｔｉｏｎｖｅｌｏｃｉｔｉｅｓａｎｄｉｎｃｌｉｎａｔｉｏｎａｎｇｌｅｓｏｆｍｏｄｅｌｏｎｔｈｅｗａｔｅｒｆｌｏｏｄｉｎｇｅｆｆｅｃｔ．Ｔｈｅｏｉｌａｎｄｗａｔｅｒｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｉｎｐｒｏｃｅｓｓｏｆｗａｔｅｒｆｌｏｏｄｉｎｇｉｓｕｎｄｅｍｔｏｏｄ．Ｂｅｃａｕｓｅｏｆｒｅｓｅｒｖｏｉｒｈｅｔｅｒｏｇｅｎｅｉｔｙ，ｒｅｓｉｄｕａｌｏｉｌｉｓｍａｉｎｌｙｉｎｔｈｅｆｏｒｍｏｆｉｓｏｌａｔｅｄｄｒｏｐｌｅｔ，ｃａｎｔａｎｄｍｅｍｂｒａｎｅ，ｅｔｃ．Ｔｈｅｆｏｒｍａｔｉｏｎｍｅｃｈａｎｉｓｍｏｆｒｅｓｉｄｕａｌｏｉｌｉｓｄｉｆｆｅｒｅｎｔ．Ｔｈｅｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔｒｅｓｕｌｔｓｉｎｄｉｃａｔｅｔｈａｔｗｈｅｎｗａｔｅｒ－ｏｉｌｄｉｓｐｌａｃｉｎｇ，ｔｈｅｄｉｓｐｌａｃｉｎｇｖｅｌｏｃｉｔｙｉｓｎｏｔｐｒｏｐｏｒｔｉｏｎａｌｔｏｒｅｃｏｖｅｒｙｄｅｇｒｅｅ，ｂｕｔｔｈｅｒｅｉｓａｎｏｐｔｉｍｕｍｄｉｓｐｌａｃｉｎｇｖｅｌｏｃｉｔｙｉｎｗａｔｅｒｆｌｏｏｄｉｎｇ，ｔｈａｔｉｓｔｈｅｃｒｉｔｉｃａｌｄｉｓｐｌａｃｉｎｇｖｅｌｏｃｉｔｙ．Ｔｈｅｆｏｒｍａｔｉｏｎａｎｄｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｏｆｒｅｍａｉｎｉｎｇｏｉｌｉｓｍａｉｎｌｙａｆｆｅｃｔｅｄｂｙｗｅｔｔａｂｉｌｉｔｙｏｆｒｏｃｋ，ｃｏｎｎｅｃｔｉｖｉｔｙｏｆｆｒａｃｔｕｒｅａｎｄｄｉｆｆｅｒｅｎｔｉａｔｉｏｎｏｆｇｒａｖｉｔｙ．Ｔｈｅｗａｔｅｒ－ｏｉｌｄｉｓｐｌａｃｉｎｇｅｆｆｉｃｉｅｎｃｙｉｓｒｅｌａｔｅｄｔｏｔｈｅｉｎｃｌｉｎａｔｉｏｎａｎｇｌｅｏｆｆｒａｃｔｕｒｅｄｒｅｓｅｒｖｏｉｒ．Ｔｈｅｓｍａｌｌｅｒｔｈｅｆｒａｃｔｕｒｅｄｌａｙｅｒｄｉｐｉｓ，ｔｈｅｈｉｇｈｅｒｔｈｅｄｅｇｒｅｅｏｆｒｅｃｏｖｅｒｙｉｓ．Ｉｆｔｈｅｏｉｌ－ｂｅａｒｉｎｇｌａｙｅｒｉｓｔｈｉｃｋ，ｔｈｅｒｅｉｓａｇｒｅａｔｐｏｔｅｎｔｉａｌｆｏｒｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｏｎｔｈｅｔｏｐｏｆｏｉｌ—ｂｅａｒｉｎｇｌａｙｅｒ． Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ｆｒａｃｔｕｒｅｄｒｅｓｅｒｖｏｉｒ，ｖｉｓｉｂｌｅｍｏｄｅｋｒｅｍａｉｎｉｎｇｏｉｌｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎ；ｗａｔｅｒ－ｏｉｌｄｉｓｐｌａｃｉｎｇｍｅｃｈａｎｉｓｍ；ｃｒｉｔｉｃａｌｄｉｓｐｌａｃｉｎｇｖｅｌｏｃｉｔｙ 模拟水驱油实验研究主要采用仿真模型或真实储层模型。真实岩样具有原始储层岩石本身的结构特征和表面物理性质，研究结果较仿真模型更可信，并且可实现流体的渗流动态可视化，应用比较广泛［１圳。笔者在实验模型和参数满足相似准数的基础上。开展了裂缝体可视化模型水驱油相关实验。研究微观水驱油速度对低渗透裂缝性油层水驱效果的影响。以及水驱油过程中的油水运动分布特征。以期有助于裂缝性碳酸盐岩油藏的注水开发工作。１实验准备 采用二维可视化人工裂缝模型进行测试。模型制作及实验设备准备程序为：１）采用ＳＬ油田ＣＧ２０１井 收稿日期：２０１１．０５．１１；改回日期：２０１Ｉ－１１．２５。 作者简介：陈莹莹，女，１９８６年生，在读硕士研究生，２００９年毕业于西南石油大学石油工程专业，研究方向为油气田开发。Ｅ．ｍａｉｌ：ｃｈｅｎｙｉｎｇｙｉｎ９０３９３＠ｙａｈｏｏ．ｃｏｍ．ｃｎ。 引用格式：陈莹莹，孙雷，田同辉，等．裂缝性碳酸盐岩油藏可视化模型水驱油实验研究［Ｊ］．断块油气田，２０１２，１９（１）：９２。９４． ＣｈｅｎＹｉｎｇｙｉｎｇ，ＳｕｎＬｅｉ，ＴｉａｎＴｏｎｇｈｕｉ，ｅｔａ１．Ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔｏｎｗａｔｅｒ?ｏｉｌｄｉｓｐｌａｃｉｎｇｆｏｒｖｉｓｉｂｌｅｍｏｄｅｌｏｆｆｒａｃｔｕｒｅｄｃａｒｂｏｎａｔｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒ［Ｊ】．Ｆａｕｌｔ． ＢｌｏｃｋＯｉｌ＆ＧａｓＦｉｅｌｄ。２０１２．１９（１）：９２－９４． ０ 万方数据
油田含水规律的研究和预测
o 一、水驱油田含水采油期划分与含水上升规律 ●1.水驱油田含水采油期划分 (1)无水采油期：含水率小于2%； (2)低含水采油期：含水率2%~20%； (3)中含水采油期：含水率20%~60%； (4)高含水采油期：含水率6%~90%； (5)特高含水采油期：含水率大于90%。 ●2.含水上升规律 生产实践表明，一个天然水驱或人工水驱的油藏，当 它全面开发并进入稳定生产以后，其含水达到一定程度并 逐步上升时，将有关的两个动态参数在单对数坐标纸上作 图，可得到明显的直线关系，称该曲线为水驱特征曲线。 6-2 油田含水规律的研究和预测 油田含水规律的研究和预测
o 一、水驱油田含水采油期划分与含水上升规律 这条直线一般从中含水期 开始（含水率20%左右）出现， 而到高含水期仍保持不变。在 油田的注采井网、注采强度保 持不变时，直线性质始终保持 不弯，当注采方式变化后，则 出现拐点，但直线关系仍然成立。 人们就可以运用这一定量规律来描述和预测各油田在 生产过程中的含水变化，产油水情况，最终采收率及可采 储量等。 6-2 油田含水规律的研究和预测 油田含水规律的研究和预测 水驱曲线
o 二、水驱特征曲线的类型及基本关系式 ●1.甲型水驱曲线 水驱油藏含水达到一定程度后(一般在中、高含水期)， 累积产油量与累积产水量的关系曲线在半对数坐标上是一条 直线，其基本关系式为： ★常数a的物理意义； ★水驱曲线形态与开发效果。 ●2.乙型水驱曲线 甲型水驱曲线表达式中各项分别对时间求导后，得到水 油比与累积产水量的关系为： 6-2 油田含水规律的研究和预测 油田含水规律的研究和预测 a N b W p p / lg lg + = a W Q Q WOR P w 3 . 2 0 = = ) 1 3 . 2 w w P f f a W - = （ 或：
雁木西疏松砂岩油藏水驱油渗流特征研究
石油地质与工程 2011年3月P ETROLEUM GEOLOGY AND ENGI NEERING第25卷第2期文章编号:1673-8217(2011)02-0082-03 雁木西疏松砂岩油藏水驱油渗流特征研究 陈世明1,2 (1.长江大学石油工程学院,湖北荆州434023;2.中国石油吐哈油田公司) 摘要:从雁木西疏松砂岩岩心实验获取的相渗数据出发,对油藏平均相对渗透率曲线进行修正,从而进一步研究疏松砂岩油藏的水驱油渗流特征。新修正的相渗曲线推衍出的微观驱油特征类似活塞式驱动方式,即水驱效率较高,中高含水阶段含水上升趋于平缓,具有提液空间。经现场实践验证表明,修正相渗曲线得到的水驱规律与目前该油藏动态变化规律表现一致。 关键词:疏松砂岩;水驱油藏;两相相渗曲线;含水率 中图分类号:TE341文献标识码:A 利用相对渗透率资料,通过一些经验公式和相关分析方法,可以定性-半定量甚至定量地进行油藏动态分析或产量预测,并据此制定相应的开发调整措施,改善油田的生产状况[1-2]。雁木西疏松砂岩油藏早期曾利用油水相对渗透率曲线建立了一套动态预测理论图版,经过近8年的注水开发实践表明理论图版存在一些偏差,究其原因主要是假设油水相对渗透率比值与含水饱和度为指数关系式。本文通过对该油藏若干岩心相渗数据的分析,筛选出相关性最好的K ro/K rw与S wd关系式,并对均一化相渗曲线进行重新修正,得到的油藏产水规律预测指标与实际结果比较吻合,据此提出的技术政策更具有指导作用。 1水驱油相渗曲线归一化处理 雁木西第三系油藏构造位置位于台北凹陷西部胜南雁木西构造带西端,为一套曲流河沉积的不等粒砂岩(81%)储层。储层胶结疏松,主要胶结物为方解石,为中孔中渗油藏,受沉积的多期性影响,纵向上储层严重非均质,由胶结致密过渡到次致密再到疏松砂岩,由含砾中砂岩、含砾不等粒砂岩,到粗砂岩、细砂岩等。开发初期进行的水驱油相渗实验共取相渗曲线4条。5块岩心残余油饱和度介于24.1%~33.4%,平均在29.3%;束缚水饱和度介于46.7%~52.1%,平均50.2%;可动油饱和度介于18.0%~23.8%,平均为20.4%;驱油效率介于33%~%,平均%;残余油下水相相对渗透率为3,平均355,相比其它低渗油田偏高。从相对渗透率曲线上看,雁木西第三系油藏油水两相共渗区的范围较窄,随含水饱和度增加,油相渗透率急剧下降,而水相渗透率增加较快,相渗曲线如图1 所示。 图1雁木西第三系油藏相渗曲线 对一个具体开发的油藏进行分析计算时,必须选择合适本区的相渗资料,即在一定区域、一定范围内,选择适用的相对渗透率曲线,进行必要的处理,得到代表本区油藏特性的相对渗透率曲线供计算使用[3-4]。 对油水两相相对渗透率的计算,国内水驱砂岩油田广泛采用以下相关经验公式: K rw=1S m wd(1) K ro=2(1-S wd)n(2) S w d=S w-S wi 1-S or-S w i (3)式中:1残余油饱和度对应的水相相对渗透率, 收稿日期;改回日期3 作者简介陈世明,工程师,3年生,年毕业于江汉石油学院,现为长江大学石油与天然工程专业在读研究生。 7.49.741.2 0.292-0.940.:2010-09-27:2010-12-0 :1971997
【CN109973063A】用于确定碳化水驱油过程中碳化水对储层伤害程度的方法【专利】
(19)中华人民共和国国家知识产权局 (12)发明专利申请 (10)申请公布号 (43)申请公布日 (21)申请号 201910187496.0 (22)申请日 2019.03.13 (71)申请人 中国石油大学（北京） 地址 102249 北京市昌平区府学路18号 (72)发明人 于海洋 芦鑫 陈哲伟 程时清 秦佳正 许航 (74)专利代理机构 北京润平知识产权代理有限 公司 11283 代理人 肖冰滨 王晓晓 (51)Int.Cl. E21B 43/22(2006.01) E21B 49/00(2006.01) (54)发明名称 用于确定碳化水驱油过程中碳化水对储层 伤害程度的方法 (57)摘要 本发明实施例提供一种用于确定碳化水驱 油过程中碳化水对储层伤害程度的方法，属于油 藏开发技术领域。该方法包括：建立复合长岩心 系统；获取复合长岩心系统的初始渗透率；使复 合长岩心系统饱和地层水、饱和油以及老化以得 到含油的复合长岩心系统，使用含油的复合长岩 心系统模拟储层；采用碳化水溶液对含油的复合 长岩心系统进行驱替，并在含油的复合长岩心系 统的出液含水率达到预设值时停止驱替；获取含 油的复合长岩心系统被驱替后的渗透率；以及根 据初始渗透率与驱替后的渗透率的比较结果确 定碳化水溶液对复合长岩心系统的伤害程度。通 过上述技术方案，可以为碳化水驱油过程中的碳 化水溶液对储层伤害的预测、保护及防治提供可 靠的指导和建议。权利要求书2页 说明书8页 附图1页CN 109973063 A 2019.07.05 C N 109973063 A
1.一种用于确定碳化水驱油过程中碳化水对储层伤害程度的方法，其特征在于，所述方法包括： 建立复合长岩心系统； 获取所述复合长岩心系统的初始渗透率； 使所述复合长岩心系统饱和地层水、饱和油以及老化以得到含油的复合长岩心系统，使用所述含油的复合长岩心系统模拟储层； 采用碳化水溶液对所述含油的复合长岩心系统进行驱替，并在所述含油的复合长岩心系统的出液含水率达到预设值时停止驱替； 获取所述含油的复合长岩心系统被驱替后的渗透率；以及 根据所述初始渗透率与驱替后的渗透率的比较结果确定所述碳化水溶液对所述复合长岩心系统的伤害程度。 2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于， 所述初始渗透率为所述复合长岩心系统的调和平均渗透率；以及 所述驱替后的渗透率为所述含油的复合长岩心系统的调和平均渗透率。 3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述建立复合长岩心系统包括： 采用多块岩心，并以调和平均方法为依据将所述多块岩心进行排列以构成所述复合长岩心系统。 4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述方法还包括： 获取所述复合长岩心系统的初始复合渗透率； 获取所述多块岩心中的每块岩心被驱替后的渗透率； 根据所述每块岩心被驱替后的渗透率，确定所述多块岩心构成的所述复合长岩心系统的驱替后复合渗透率；以及 根据所述初始复合渗透率和所述驱替后复合渗透率确定所述碳化水溶液对所述复合长岩心系统的伤害程度。 5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，所述方法还包括通过以下公式确定所述多 块岩心构成的所述长岩心的复合渗透率： 其中，L表示长岩心的总长度，L j 表示长岩心中的第j块岩心的长度，K j 表示第j块岩心的渗透率，K c 表示长岩心的复合渗透率。 6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述获取所述含油的复合长岩心系统被驱替后的渗透率包括： 采用正庚烷对所述驱替后的所述含油的复合长岩心系统中的长岩心进行清洗和干燥处理；以及 测定干燥处理后的所述长岩心的第一渗透率，并将所述第一渗透率作为所述驱替后的渗透率。 7.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，所述方法还包括： 权 利 要 求 书1/2页2CN 109973063 A