相对渗透率曲线

摘要： 针对超深海相碳酸盐岩储层水侵特征复杂的特点,选取基质、含溶蚀孔、天然裂缝等不同类型介质岩心开展气水相对渗透率实验研究,搭建了高温高压(150°C,50 MPa)的气水相对渗透率测试实验装置,设计了实验流程及实验方案。当实验围压分别为10,30,50 MPa时,测得不同围压对应的气水两相相对渗透率并绘制曲线,分析气水两相相对渗透率曲线随围压的变化特征。研究结果表明:当围压增大时,气水相对渗透率曲线普遍向下移动,其中,天然裂缝岩心的气水相对渗透率下降幅度更为明显;气水相对渗透率等渗点向含水饱和度小的方向移动,相对渗透率曲线形态发生变化。不同介质的气水相对渗透率曲线两相同流区宽度也存在明显差异,其中,随围压升高,含溶蚀孔岩心的两相同流区宽度变化幅度最小。该实验结果可用于解释深层碳酸盐岩气田水侵特征及气井产水现象,为该类气藏水侵规律的确定提供依据。

摘要： 为突破三元复合驱渗流规律研究瓶颈,提出以流度变化来代替三元复合驱驱油过程中黏度变化对渗流规律的影响,简化渗流运动方程,利用稳态法和非稳态法实验数据拟合方程参数。通过该方法可处理得到两相流度曲线,并推导出考虑流度变化下的无因次采液、采油指数计算方程。通过实例验证及方法对比,发现该方法计算简便,准确性较高。该方法的优点是避开了三元复合驱渗流过程中需要考虑复杂的物理化学变化对流体黏度的影响,直接反映流体的流动能力,为研究三元复合驱渗流规律提供了新思路和方法。

摘要： 气水两相相对渗透率曲线是描述产水气藏气水渗流规律的重要基础参数,但是采用水驱气方法还是气驱水方法来确定气驱水相对渗透率曲线仍存在较大争议。以元坝气田为研究对象,基于室内实验测试方法,系统开展了孔隙型、裂缝型岩心气驱水相对渗透率曲线测试,对比分析不同类型储层岩心气驱水相对渗透率曲线特征,推荐产水气藏气水相对渗透率曲线测试法。结果表明:裂缝型岩心气驱水相对渗透率曲线表现出凹形曲线特征,与常规的X形曲线特征差异较大;与裂缝型岩心比较,孔隙型岩心气驱水相对渗透率曲线整体右移,两相流动饱和度区间范围更宽、水相相对渗透率上升更慢。与气驱水方法相比,水驱气相对渗透率曲线的束缚水饱和度更接近储层实际情况、水相渗流能力弱、气相渗流能力大于水相,实验设计符合产水气藏气水渗流过程。因此,针对产水气藏的产能评价、开发方案编制等,建议采用水驱气法测试的气驱水相对渗透率曲线开展模拟计算。

摘要： 现有微观孔隙结构研究手段多局限于在微尺度提供孔喉尺寸、孔喉比等孔隙结构参数,所得结果无法直接应用于岩心尺度及矿场尺度等宏观尺度的研究中,其研究结果与储层实际结合具有一定困难。为此,从多尺度评价角度出发,以碳酸盐岩岩心数据体为研究对象建立孔隙网络模型分析碳酸盐岩微观孔隙结构,在此基础上,根据分布函数及分形函数对其进行尺度升级,获得岩心尺度评价参数。结果表明:尺度升级后的岩心表现出明显低渗、致密特性,与孔隙网络模型分析结果相符。可见,对微观孔隙结构分析结果进行尺度升级具有一定可行性,并且升级结果对于宏观尺度的评价工作具有一定的理论意义。

摘要： 水驱油田无因次采液指数随含水率变化的规律是油藏产能评价和举升方式选择的重要依据.目前常用计算方法不适用于测试资料缺乏的油田.文中基于分流量方程、相对渗透率幂函数表达式和近似理论水驱曲线,推导建立了无因次采液指数随含水率变化的表征公式,提出了一种利用累计产油量和累计产液量等日常生产数据直接计算无因次采液指数曲线的方法.实例应用表明,计算的无因次采液指数与实际测量点在不同含水率时均能很好地吻合,证明了新方法的准确性.新方法所需数据简单易取,计算简便,结果可靠,不仅可以计算油田的无因次采液指数曲线,还可以计算每口油井的无因次采液指数曲线,为油田现场精细化提液、设施液处理能力预留等动态分析工作提供了新的理论支撑.

摘要： 强底水油藏因为水体能量充足随着生产的持续,含水持续上升,出现"厂"字形的含水上升特征,很快进入特高含水期,特高含水期主要通过提液来稳产,在大液量生产条件下,通过油田的岩心实验发现随着油田持续的产出及冲刷,冲刷倍数达到成千上万倍的情况下,油田的物性及渗流规律会发生变化,依据行业标准在冲刷倍数三十倍的情况下测得的油和水两相相对渗透率曲线已经不适用于该类油藏.为了认识水驱油田高含水期的水驱规律特征,从强底水油藏高含水期水驱特征曲线出发,结合常用的油藏工程公式,如Buckley-Leverett前沿推进方程,Welge平均含水饱和度方程等,得到计算油和水两相相对渗透率曲线的计算模型.通过油田的实际生产数据来进行数模拟合验证,通过对比行业标准在冲刷倍数三十倍的情况下测得的油和水两相相对渗透率曲线与含水期油田水驱特征计算的油和水两相相对渗透率曲线实际模型的拟合效果可以看出,本文求取的新油和水两相相对渗透率曲线更符合实际,充分体现了油藏特高含水中后期物性分布及流体渗流规律.该方法为强底水油藏高含水期渗流规律及剩余油的认识提供指导.

摘要： 油水两相相对渗透率曲线对油藏含水上升规律和产量变化规律有重要影响,是油藏开发的基础数据.为更准确预测相对渗透率曲线端点值、建立储层物性和相对渗透率曲线端点值之间的关系、提高油藏数值模拟精度,以149条相对渗透率曲线的渗透率和孔隙度为输入变量,以相对渗透率曲线端点值(束缚水饱和度、残余油饱和度、残余油饱和度下的水相渗透率)为输出变量,建立了一种基于储层物性预测相对渗透率曲线端点值的BP神经网络预测模型.经未参与建模的14条相对渗透率曲线数据检验,新模型预测绝对误差在0.03以内,相对误差小于9％,满足相对渗透率曲线计算要求;利用该模型预测的BZ油藏不同物性级别下的相对渗透率曲线能够反映BZ油藏的渗流特征.该研究成果对相对渗透率预测及提高数值模拟精度具有一定借鉴意义.

摘要： 针对目前水驱油藏相对渗透率曲线计算方法未能考虑储层参数时变的问题,开展了理论研究.基于新型的近似理论水驱曲线,推导建立了油相指数、水相指数、残余油饱和度下的水相相对渗透率等相对渗透率曲线关键参数的数学表征公式,同时结合残余油饱和度计算方法,构建了一种广泛适用的考虑储层参数时变效应的油水相对渗透率曲线动态计算方法,可直接根据生产数据计算长期水驱后的油藏相对渗透率曲线.应用实例表明,新方法求得油水相对渗透率曲线可有效反映油藏动态规律,为油田可采储量标定、剩余油分布规律研究、特高含水期油藏数值模拟历史拟合等提供了理论支持.

摘要： 注水开发油藏高含水期,油水相对渗透率之比与含水饱和度不再为线性关系,导致传统的水驱特征曲线不再适用.针对上述问题,基于Willhite相对渗透率曲线表征公式,提出了适应于水驱开发全过程的油水相对渗透率比值与含水饱和度的关系式,结合油藏工程方法,得到新型水驱特征曲线.将新型水驱特征曲线应用于江苏油田高6断块,综合含水率为92％时,新型水驱特征曲线的预测误差为1.24％,比常规乙型水驱特征曲线的拟合效果更好,预测误差更小.该研究成果对水驱油藏高含水期开发调整具有重要意义.

摘要： 非混相水—气(烃气)交注(WAG)驱是水驱油藏进一步提高采收率的有效技术,但由于对复杂的PVT相态行为和多相渗流特征认识不够清楚,这在一定程度上限制了该技术的现场应用效果.本文以非混相WAG岩心驱替实验为例,在认识注入烃气提高采收率机理的基础上,选取三次B样条模型描述油—气—水三相相对渗透率曲线,通过Levenberg-Marquardt算法实现驱替压差、含水率及气油比数据的自动历史拟合,从而提出一种适用于非混相WAG烃气驱的三相相对渗透率曲线数值计算方法.最后,通过解释非混相WAG岩心驱替实验数据,验证了方法的可靠性.结果表明,该方法可靠性强,满足工程实际的需要,能够为准确反映非混相WAG烃气驱多相渗流特征提供理论基础.

摘要： 岩心实验得到的相对渗透率曲线具有一定的局限性,很难反映地层长期水驱后的油水两相渗流特征.根据适用范围更广泛的广适水驱曲线,提出了利用生产数据计算相对渗透率曲线的新方法.利用广适水驱曲线,结合相渗曲线表达式,通过二元线性回归得到新的相对渗透率曲线,该方法能够反映更真实的渗流特征和生产动态.通过具体实例分析,新方法得到相对渗透率曲线计算的含水率与实际更符合,具有一定的精度;在单井产液量调整中有较好应用,具有一定的实用性;为数模相渗曲线校正提供一种新的思路,具有一定的前景.

摘要： 油水相相对渗透率曲线是利用生产测井资料确定储集层剩余油饱和度的重要资料.本文提出一种利用测井资料确定储层相对渗透率的方法.

摘要： 对于一个进行气驱开发的油藏,首先建立了油藏条件下不同岩心的三维孔隙网络模型,通过一次油驱水和二次气驱油模拟研究了气驱油微观驱替过程,得到了若干条气油相对渗透率曲线,并利用标准化方法得到具有代表性的油藏相对渗透率曲线,为气驱油藏提高原油采收率提供了基本参数.

摘要： 低渗透岩心存在启动压力，基于达西公式推导的不稳定法相渗曲线的公式已不再适应。通过研究低渗透岩心特点，给出了稳定法测定低渗透岩心相渗曲线的方法;通过分析测定的相渗曲线的特点，得出了平均及反求相渗曲线新的归一化方法。研究表明，低渗透岩心端点相对渗透率、残余油饱和度与岩石气测渗透率有很好的相关性，利用此方法可以求得已知气测渗透率岩石的相对渗透率曲线。

摘要： 利用Bethe网络,根据基本逾渗理论,采用截断正态分布来表示孔隙大小分布,研究了不同孔隙结构对两相相对渗透率曲线的影响,包括平均喉道大小、分布的均匀程度和配位数等有关孔隙结构特征参数.计算表明,用Bethe网络可以很方便地研究孔隙结构对相对渗透率的影响.

摘要： 本发明公开了一种判断相对渗透率曲线中化学体系黏度变化的方法，步骤如下：S1、采用化学体系在岩心中进行驱油实验，每隔一段时间采集产出液，计算产出液的含油率fo1，fo2，···，fon；S2、根据产油量和束缚水饱和度计算出口端含水饱和度Sw1，Sw2，···，Swn；S3、以含水饱和度Sw为横坐标，ln((fo)/(1‑fo))为纵坐标作出关系曲线；S4、对关系曲线拟合线性关系，若线性相关系数大于0.98，计算相对渗透率曲线时采用定值计算；若线性相关系数小于0.98，在计算相对渗透率曲线过程中需要考虑化学体系黏度变化的影响。本发明提供的方法为化学体系相对渗透率曲线的计算过程提供对黏度值处理的参考依据，提高了对化学体系相对渗透率曲线的测定效率。

摘要： 本发明公开了一种标准化等渗点变量获取化学体系相对渗透率曲线的方法，包括以下步骤：S1、利用含油率做出ln((fo)/(1‑fo))与含水饱和度Sw的关系曲线，求取直线斜率B；S2、假设等渗点含水饱和度为Swx，x取1，2，···k，求得Corey模型中的水相相对渗透率指数nx；S3、采用Corey模型计算含水饱和度Swx前后邻近点的水相相对渗透率Krw(Swx‑1)、Krw(Swx+1)及油相相对渗透率Kro(Swx‑1)、Kro(Swx+1)，计算得到等渗点Swx时的Bx；S4、针对等渗点含水饱和度Swx，x依次取值1、2、···k，重复步骤S2～S3，求得B1、B2、···、Bk值；所有B值中与步骤S1中斜率B值相等或者最接近的点，所对应的含水饱和度即为实际的等渗点含水饱和度，进一步求得水相相对渗透率曲线。

摘要： 本发明提供一种针对相对渗透率曲线乳化失准的测定方法，包括步骤，岩心饱和水与孔隙体积的计算，岩心饱和油正向非稳态法与反向稳态法相对渗透率曲线测试流程，乳化出液密度称量。本发明方法测量的三元复合体系的相对渗透率曲线结合非稳态法易于寻找等渗点与稳态法曲线逼近真实的特点，最终得到的相对渗透率曲线结果贴近现实，避免三元复合体系中乳化对曲线的影响，减少稳态法处理的工作量。

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： 本公开的实施方案包括一种用于近似多相流储层生产模拟的方法、设备和计算机程序产品。例如，一个公开的实施方案包括一种系统，所述系统包括至少一个处理器和联接到所述至少一个处理器上的存储器，所述存储器存储指令，所述指令当被所述至少一个处理器时执行操作，所述操作包括：产生伪相生产相对渗透率曲线的集合；接收生产率历史数据；接收模拟配置参数；使用所述伪相生产相对渗透率曲线的集合来进行流动模拟；确定最好地匹配所述生产率历史数据的最佳匹配伪相生产模拟结果；以及使用生产率历史数据的信号处理分析来执行相对渗透率反演以近似具有量化的不确定性的相对渗透率曲线。

摘要： 本发明公开了一种稠油‑水相对渗透率曲线的测量方法，包括以下步骤：S1：制备长岩心；S2：对长岩心进行预处理，得到岩心饱和地层水、原油后的核磁共振T2谱；S3：通过核磁共振测试分别对所述地层水、原油进行标定，分别得到其信号幅度与体积之间的转化关系；S4：对长岩心进行核磁在线驱替实验，得到出口端流体的核磁共振T2谱；S5：根据核磁共振T2谱的信号幅度，计算长岩心的孔隙体积、束缚水饱和度以及出口端地层水、原油的体积；S6：根据步骤S1‑S5获得的实验数据计算油、水相对渗透率和对应的含水饱和度，并绘制油‑水相对渗透率曲线。本发明将核磁共振技术与驱替实验技术进行了有效的结合，能够测得更符合实际情况的实验结果，且操作也更为简洁。

摘要： 本发明公开了一种相对渗透率曲线构建方法及装置，其中该方法包括：确定非匀质性油藏地质模型的多个渗透率分布区间；根据束缚水饱度、残余油饱和度、残余油饱和度时水相相对渗透率、油相指数和水相指数各自与渗透率的回归关系式，计算出这些特征参数在各个渗透率分布区间对应的参数值；根据各个渗透率分布区间对应的束缚水饱和度和残余油饱和度，计算相应的含水饱和度，并根据各个渗透率分布区间对应的油相指数和水相指数，分别计算相应的油相相对渗透率和水相相对渗透率；根据各个渗透率分布区间对应的含水饱和度、油相相对渗透率和水相相对渗透率，绘制相对渗透率曲线。本发明能够构建出满足非匀质性油藏渗透率分布区间范围的相对渗透率曲线。

摘要： 本发明提供一种基于三角函数的油水相对渗透率曲线表征方法，包括：步骤1，选取能反映油藏特征的典型油水相对渗透率曲线数据；步骤2，对油水相对渗透率曲线数据中的含水饱和度Sw进行标准化处理，并定义其为X；步骤3，对油相相对渗透率与水相相对渗透率的比值Kro/Krw求取自然对数后除以π，并求取其反正切函数值，定义其为Y；以及步骤4，建立Y与X之间的线性函数关系，确定基于三角函数的油相与水相相对渗透率比值和含水饱和度关系曲线的函数表达式。该基于三角函数的油水相对渗透率曲线表征方法对油相与水相相对渗透率比值和含水饱和度之间复杂的非线性关系进行了数学表征，进而准确预测油藏水驱开发效果及趋势，指导油田开发生产实践。

摘要： 本发明公开了一种岩心气水相对渗透率曲线的驱替‑核磁联测方法及装置，实现了通过驱替‑核磁测试实验来获取岩心气、水相渗曲线的目的。驱替可以合理模拟不同压力地层气驱水过程，核磁可以准确测量岩心中水的分布情况及含水饱和度，精度高；且整个测试过程中无需测量气、水流量，测试流程得以改进；相对渗透率计算新方法采用新推导的积分公式(2)和公式(3)计算，计算结果稳定性好，曲线光滑，规律性强，后期基本无需校正。实现了岩心气、水相渗曲线标准化、精确化测量目的。最终测试结果可以为气藏产能评价和产水动态分析提供基础数据。

摘要： 本发明公开了岩样的各向异性相对渗透率曲线的确定方法及相关组件，涉及对岩样的油水相对渗透率计算领域，由于岩石在实际情况中的束缚水是经过漫长且复杂的过程而形成的，并且真实的束缚水饱和度较低，所以在得出的各个表示相对渗透率的平均曲线中横轴起始值最小的平均曲线最能够模拟出实际情况，通过横轴平移将所有的平均曲线平移至横轴起始值最小的平均曲线处，将此时的所有平均曲线共同作为岩样的各向异性的油水相对渗透率曲线，以减小平均曲线的束缚水饱和度误差。在满足能够对岩样的各向异性的油水相对渗透率曲线进行计算的同时，能够减小计算实际情况时的误差，还不需要使用复杂的表达式来对岩样进行计算，减少了计算量，易于推广使用。