物模作业油气田开发物理模拟大

：致密储层渗透率气测水测 渗透率［1］。因测试流体包括气体N、CO、空气)与液体(主要是水)，岩石的渗 1、水测渗透率方法的问(1) 2)抽真空过程中容易残留少量空气，水渗流时会产生毛管阻力[2])面的影响很小，渗流特征基本符合定律;而在致密岩石储层中，孔隙喉道半(4)致密砂岩黏土含量高，水易造成膨胀性黏土膨胀膨胀后的黏土可以对渗流2个方面的影响一方面黏土膨胀使参与渗流的有效体积减小，产生尺度效应，并对一些喉道产生堵塞;另一方面具有触变性的黏土浆体在微细孔道中的渗(5)水测渗透率费用高费时且污染岩心尤其是水在致密岩心中渗流时，黏土颗2、气测渗透率方法的问气测渗透率方法的理论基低压气体低速渗流规律偏离定律的原因通常认为是气体在固体壁面存在速度滑移，使所测渗透率大于绝对渗透率1941年克林肯依据一阶滑移边界条件，建立了气测渗透率Kg与绝对渗透率K∞的数学关系： (1)式中:bk—滑脱因子;p—岩心端的平均压力式1)被广泛应用于气测渗透率实验与气藏开发计算中，气体渗流的研究工0.01×10－3μm2的胶结岩样，建立了一套气测渗透率的实验方法操作标准。气测渗透率方法的问研究等人从气体分子扩散运动角度来研究多孔介质中的渗流问题［17－21］低速气体的渗流特性通常用森数描述，将气体分子的平均自由流场平均半径减小成反比例增加气体的流态按照Kn值的大小划分为：Kn＜0．01，连续流，流动规律用定律描述；0.01Kn＜0.，滑移流，流动规律符合一阶滑移理论；0.1Kn＜10，过渡流;Kn>10，自由分子流。目前对森数大于0.1的气体流动在微尺度流动领域的研究较多，描述过3种方法［24－27］1)分子动力学模拟法2)采用蒙特卡洛直接模拟方法3)将高阶滑移边界条件应用于N－S方程中，通常3种方法都需要依赖于计算机模拟，不适合于解决致密岩石气测渗透率所的问题。3、致密储层渗透率测试的稳态与非稳态法对比研试[2830]态法测试的岩石渗透率大小是与驱替压力密切相关的[28－2931]。用常规稳态法测正滑脱效应，通过Klinkenberg方程拟合，获得与测试压力无关的克氏渗透率（也称为绝对渗透率）[28－29,31]10×10-3μm2[28]。基于稳态法测试致密岩石渗透率的上述缺点，Brace等[32]1968年提出了基于非稳态渗流理论的脉冲衰减法渗透率测试技术。与稳过在测试岩样端施加一定的压力脉冲，记录该压力脉冲在岩样中的衰减数。7MPa接近，此时滑脱效应对的影响可以忽略不计。但Rushing等[33]、Carles等[34]先后对使用同样基于非稳态渗流理论的压力降落法测试，并对比了滑脱效 。[35]对脉冲渗透率反演计算方法进行了理论研究并与其自行研制的实验仪器进了对比分析。李等[36]、Warpinskl等[37]对非稳态脉冲渗透率测试理论、测试脉冲衰减法渗透率测试原与常规稳态法渗透率测试原理不同，脉冲衰减法是基于一维非稳态渗流理岩样的脉冲渗透率计算模型和方法。(0<x<l,t>0) 式中：p(x,t)为岩样孔隙压力；c为岩样孔隙流体压缩系数；μ为流体黏度；∅为平衡状态，均等于下游腔室压力p2（0。脉冲衰减开始后，分别连接岩样和出口的上游和下游腔室压力p1p2将由于脉冲衰减的原因不断地发生变化。P(x,0)=p2(0)(0<x<L) （3 （5）式中：s为试验测试的脉冲渗透率仪上、下游腔室压差△pt在单对数坐标图中的斜率；a、b分别为测试岩样孔隙体积与脉冲渗透率仪上、下游腔室容积的比值，当a=b=1时，f(a,b)=1.71。其余符号意义同前。对比结果分试验选取长庆油田某区块26块特低渗露头砂岩岩样和大庆13块特低渗油藏砂岩岩样。39块岩样渗透率分布范围涵盖了低渗、特低渗及超低渗油藏储9MPa净围压对两种渗透率对比6.94%。4、提高致密岩石渗透率测试准确性的的森数大于0.1，流态发生了变化这类问题则可以通过2种方法来解决:改进实验方法依据森数的定义，改变致密岩石中气体的流态为滑移流，需要降低气体分子的平均自由程气体分子平均自由气体平均压力，不能再使用传统的皂泡流量计来测量气体的流速需要新的计量来测量气用数学方法解决针对气体在致密岩石中的流动存在着滑脱作用，经典的克林公式不能描述这种气体流动需要建立新边界条件，既符参考文［1］来，之．油层物理学［M．:石油工业，，［2］，，

［JTi］，［J气地质与采收率，2005，12(6):40-42．］，，［J学通报，2007，52(1):120-124．，］，［J物学报，2005，25(1):15-19．］，［6］徐绍良，，侯吉瑞，等．边界层流体对低渗透油藏渗流特性的影［J:［J．报:自然科学版，2007，31(5):60-63．［J．2000，19(5):27-29．［9］，张宁生，，等．低渗透油藏非渗流视渗透率及其对开发的影响［J．钻采工艺，2006，29(3):48-52．］， ［J庆石油地质与开发，2008，27(5):58-61．］，，，，，

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常数和 系数确定新［J):，［J然气工业，2007，27(5):44-47．，［J．学报，2009，28(3):36-41．［J．西南石油学院学报，2004，26(1):32-34．PorousMedia［J．TransportinPorousMedia，2003(51):327-341．FormulationandtheDusty-gasModelforBinarymixtues［J．MournalPorousMedia，1998(1):187-199．［20］Abu-El-SharW，AbriolaLM．ExperimentalAssessmentofGasTransportMechanismsinNaturalPorousmedia:ParameterEvaluation［J．WaterResourceResearch，1997(33):505-516．［21］MassmannJ，FarrierDF．EffectsofAtmosphericPressuresonGasTransportintheVadoseZone［J．WaterResourceResearch，1992(28):777-791.［J．34(1):97-［J．气工业，2003，23(4):65-67．［24］张根烜，，张先锋，等．微通道流的滑移连续介质模型及其适用性［J．科学通报，2006，51(13):1606-1612．［J．学学报，2007，39(1):1-5．［26］AktasO，AluruNR．ACombinedContinuum/DSMC Filters178(2):342-372．

JJournalysis［27］AbeT．DerivationoftheLatticeBoltzmannMethodbyMeansoftheDiscreteEquatio［JJournal1997(131):241-246．[28]勘探开发石油采收率，胜利油田地质.SY/T5336－2006岩心分析方法[S]，:石油工业，2006.[29]陈卫忠，杨建平，伍国军，等.低渗透介质渗透性试验研究[J].岩石力学与etal.Experimentalstudyonpermeabilityinlowpermeabilitymedia[J].ChineseJournalofRockMechanicsandEngineering，200827(2):236－243. ，李，，等.小尺度原位瞬态压力脉冲渗透性测试系统及试].201132(10WeiLIchunLIetal.Smallsizein-situtransientpulsepermeabilitymeasurementsystemanditsexperimental RockandSoilMechanics，2011，32(10):雷群，，，等.复杂天然气藏储层特征及渗流规律[M].石油工业BRACEWF,WALSHJB,FRANGOSWT.Permeabilityofgraniteunderhighpressure[J].JournalofGeophysicalResearch,1968,73:2225－2236.RUSHINGJA,NEWSHAMKE,LASSWELLPM,etal.Kleinberg-correctedpermeabilitymeasurementsintightgassands:Steady-stateversusunsteady-statetechniques[C]//TheSPEAnnualTechnicalConferenceandExhibition.Houston:[s.n.],CARLESP,EGERMANNP,LENORMANDP,etal.Lowpermeabilitymeasurementsusingsteady-stateandtransientmethods[C]//TheInternationalSymposiumoftheSocietyofCoreysts.Calgary:[s.n.],2007..测定岩心物性参数的新方法研究[J].天然气工业,2002,22(5):81－83.GUODa-li，ZENGXiao-hui，JIANGMao-ze.Newmethodofmeasuringcorephysicalparameters[J].NaturalGasIndustry，2002,22(5):81－83.李，，，等.变容压力脉冲渗透系数测量方法研究[J].岩石力学与工程学报，2008,27(122482－2487LIXiao-chun，WANGYing，WEINing，etal.Studyofmeasuringmethodofpermeabilitybyusingstorage-variabletransientpulsemethod[JChineseJournalofRockMechanicsandEngineering，2008，27(12):WARPINSKLNR，TEUFELLW.Determinationoftheeffectivestresslawforpermeabilityanddeformationinlow-permeabilityrocks[J].SocietyofPetroleumEngineersFormationEvaluation，1992，7(2):123－131. 油田开发物理模拟大作业（二题目名称： 石油 考生： 王璐 号任课老师 [3]聚合物中加入表面活性剂的二元复合驱既可发挥表面活性剂降低界面张力具有较强的增粘性和原油能力，也具有调剖和驱洗原油的双重作用，既能扩1、驱后二元复合驱实验研实验条0×03μm2左右）4非均质大模型（.×.×m、、00、×3μm2左右，高渗层布0×03μm2的条带，用于模拟聚驱后大孔道）两种。9.5mPa•s。7mgL后续水驱用水及配制聚合物用水均为中二联深度污水。（HLX实验装C80SG-83-1FA1604S玻璃油水分离器：0~10mL0.1mL四层非均质大模型：1.1mL/min1m/d实验步按照需配地层水量先称取定量蒸馏水（67784-1（可比规定量多分之一以内，以备出现蒸发损耗，之后将盛有蒸馏水的器皿置于电动搅拌器上，桨叶应位于液面下方2/3处。开动设备后，用电子天平称取表 6778地层水配查线路和阀门，开始抽真空，岩心与真空泵接近端的真空度达到-0.1MPa且岩心另一端真空度达到-0.1MPa认为抽真空达到要求。先关闭岩心两端阀门，再关闭1MPa，停止注入。等10min10ml量筒计量岩心内多余1.5PV以上后熟化。岩心越大，熟化时间越长，如果达不到预期的含油饱和度，1MPa。实验方案和实验结二元体系相同注入PV2所示。2二元体系相同注入PV数不同人造岩心驱油效果对比实验方案二元体系相同注入PV3所示。3二元体系相同注入PV数不同人造岩心驱油效果对比实验结果由实验结果和曲线形状以及沿主流线切开对比可见四层非均质大模型所能的数据点，曲线点更加密集.2%.%，大.%加明显。PV.%.%.%0.29%4和3可以发现，大模型在二元阶段的含水率下降幅度更大，含水回升速度更快，（1中二元驱后左侧注入化等作用都会使阻力增大，压力升高，液流转向（1注入端可见，波及范0.05MPa增加到最大时的0.52MPa，增大到了10倍以上。注入压力的升高，会直接导致中、低渗透层73.12%75%，1.88%；而水驱阶段大模型的采收率比常规均1二元复合驱后沿主流线切开剩余油分布2常规尺寸岩心采出程度、含水率和压差随PV数3PV数实验条2000×10-3μm2左右4（4.5×13.5×60cm200、600、1200、1800×10-3μm2左右，高渗层布设有效3000×10-3μm2的条带，用于模拟聚驱后大孔道）两种。9.5mPa•s。6778mg/L，水驱、后实验温度：均在45℃条件下进行。四层非均质大模型：1.1mL/min1m/d实验装C80SG-83-1FA1604S玻璃油水分离器：0~10mL0.1mL实验步按照需配地层水量先称取定量蒸馏水（可比规定量多分之一以内2/3处。开动设备后，用电子天平称取各矿化物，并逐一加入器皿中查线路和阀门，开始抽真空，岩心与真空泵接近端的真空度达到-0.1MPa且岩心另一端真空度达到-0.1MPa认为抽真空达到要求。先关闭岩心两端阀门，再关闭1MPa，停止注入。等10min10ml量筒计量岩心内多余PV以上后熟化。岩心越大，熟化时间越长，如果达不到预期的含油饱和度，1MPa。实验方案和实验结PV4聚驱后Ⅲ型聚表剂相同注入PVPV5聚驱后Ⅲ型聚表剂相同注入PV4采出程度、含水率和压差随PV数的变化曲线（水驱+聚驱+聚表剂5PV数6聚驱后聚表剂驱沿主流线切开对比所能的数据点更加密集，代表性更强.8%.%，大.%加明显。PV14.90%12.4%2.5%，说明对于4.614.59%11.3%2.29%；大模型在聚表剂驱阶段的含水率下降幅度更高，压力上升更快；无论10倍左右，说明从注入聚表剂开始，两种岩心注入端都出现了6，因为大模型驱7片状物，说明聚表剂在岩心中发生了物理化学反应，对储层产生了，白色片48小时自然干燥后，在采出7.3%.%.%；而水驱阶段大模型的采收.%.%，差异大幅度降低的原因，主要是3、聚驱后进一步提高采收率方法对与聚表剂驱的实验数据与沿主流线切开的对比分析聚驱后进一步提高采收由定律可知，压力变化是油藏流体流动的动态反映，分析压力变化就可4-6可知，二元复合驱提高了模型的整体压力，这是滞留与的协同作用下，使模型内的阻力增加，注入压力增加，但是二元驱阶15.31%。68聚驱后二元复合驱与聚表剂驱沿主流线切开对比在0.14PV/a~0.2PV/a之间，按这个注入速度来算，按照实验中要注入0.7PV的聚表剂需要4到5年的时间。在室内实验中，保证了平面的注入速度（1m/d，但1.72PV/d。发生了的机械降解，因为聚合物溶液在配制（粘损率在5%以内、输可能更高，也就是说实际的渗透性可能更好，所以没有出现注入的情况。4、结15.31%，聚表剂在聚驱后还可以提高[1]，隋新光，会．聚合物驱后提高采收率方法室内实验研究[J]．石2008，3（29：405~408．[2]，，邓庆军等．聚合物驱后进一步提高采收率方法及其技术经济2010，4（27：385~390．[3]，崔晓红，任．聚合物驱后油藏提高采收率技术[J]．研究石油与天2010，2（39：144~148．[4]，张健，，等．高分子表面活性剂驱采出液破乳剂的研制和现2009，38（5：418~421[5]MackJC,SmithJE.In-DepthColloidalDispersionGelsImproveOilRecoveryEfficiency[C].SPE/DOE27780,1994.[6]，，川等．聚驱后不同化学驱提高采收率对比评价[J]．西D.WolbortMaBF.EfficiencyEstimationofLiquid-liquidHydrocylonesTrajectoryysis.AICHEJournal,2003,B.A.Farnand,T.A.Krug.OilRemovalfromOilfieldProducedWaterbyCrossflowUltrafiltration.J.Can.Petrol.Tech,2003,28(6):18~24.S.Santos,M.R.Wiesner.UltrafiltrationofWaterGeneratedinOilandGasProduction.WaterEnvir.Res.,1997,69(6):1120~1127.ApplictionEngland:Sons,.,2004:243~247.H.P.Hsieh.InorganicMembranesforSeparationandReactions.Elsevier,NewAmjadZ.AdvancesinMemberane