简介:对石油地质学家来说,渗透率是一个关键的参数。在多孔介质模型中模拟压实和胶结过程,获得了砂岩储层中渗透率如何受到控制的新认识。对简单砂岩,这种认识可用于预测渗透率。若模型的孔隙几何形态完全被确定,使用流动网格模型则可直接计算渗透率。这种计算所取决的基本原理,在物理上是严密的。与许多以前预测渗透率的方法相比,在计算中勿需调整参数,不需要附加的测量或对比(例如,毛管压力资料或岩石薄片的孔隙资料)。对于致密砂岩、石英胶结砂岩或致密石英胶结砂岩,由模型得出的孔隙度和渗透率趋势与Fontainebleau砂岩样品的测量结果非常一致。这些砂岩样品的渗透率跨度几乎达5个数量级。这种模型也正确地预测了Fontainebleau砂岩孔喉大小分布的压汞测量结果。我们发现,模型的孔隙几何特性在空间上是相关的,这种随机性偏离的空间分布特征大大影响宏观特性,如渗透率。预测和测量结果的一致性表明,空间相关性在粒间孔隙介质中是固有的。因此在这种介质中转移的不相关(或任意相关)模型在物理上不具代表性。我们也讨论了把这种模式延伸到预测较复杂的岩石性质。
简介:利用微地震事件的空间-时间分布,为一套产油气的密西西比系页岩估算了压裂作业前、后的渗透率。在压裂作业开始时,微地震事件的空间和时间分布,指明了可导致水力裂缝发育的非线性孔隙压力松驰。这样就有可能应用Dinske等(2008)的方法来估算压裂作业前、后这套页岩的渗透率。水力裂缝周围这一原始页岩层的渗透率约为4×10^-5达西,而水力裂缝自身的渗透率约为1达西。对于水力裂缝的长度和宽度也作了估算。微地震事件位置与能量的比较表明,产生了水力裂缝的微地震事件其能量要大于在压力向围岩扩散时所发生的事件。孔隙压力扩散微地震事件的空间分布与天然裂缝的方位十分一致。
简介:摘要:为定量评价煤储层渗透率大小,本文基于渗流力学理论和物质平衡原理,结合拟稳定流时地层各点压降速度相等,推导得到基于平均地层压力、井底流压、产水量等数据计算煤层渗透率的计算方法,并对该方法的优点及适用性进行论述。以A区块一口典型井参数为例,对比稳定流法和数值模拟方法的渗透率计算结果。结果表明,拟稳定流法优于稳定法,且与数值模拟历史拟合计算结果一致,本文提出的拟稳定流法适用于煤储层渗透率计算。
简介:本文描述不同界面张力(IFT)对三相相对渗透率影响的实验研究结果。报道三相中两相间低界面张力对三相相对渗透率影响的实验证明结果。为建立界面张力可以系统控制的三相体系,用十六烷、正丁醇、水和异丙醇四种液体组成的体系。报道平衡相组分和IFT的测量,报告的四种流体组成的体系相特性表明:富水相可能代表“气”相,富正丁醇相可能代表“油”相,富十六烷相可能代表“水”相,因此,我们用油湿特氟隆人造岩心模拟流体在水湿油藏中流动。根据联合使用Welge/Johnson—Bossier—Naumann法和三相流理论推导得到的采收率和压差数据确定相饱和度和三相相对渗透率。报道了所测量的三相相对渗透率。实验结果表明润湿相的相对渗透率不受IFT变化影响,而其它两相则明显受到影响。随着IFT的下降,相同饱和度的油、气相更易流动。对于油气IFT在0.03—2.3范围来说,我们发现IFT下降近100倍,油气相对渗透率增加约10倍。
简介:本文利用薄片图像分析获得的数据提出了估算砂岩渗透率的一个简单相关模型。研究中用了取自北美油藏的总共54个样品,样品的孔隙度和渗透率值变化范围很大。该模型是经验性的,而且仅仅基于二维图像资料。由图像分析获得的孔隙度和二维孔隙面积内最大内切圆的直径分布足以满足渗透率预测。迂曲度、孔隙形状和孔隙连通性对渗透率的影响似乎不大,除非这些性质本身与孔隙度或孔隙大小相关。图像分析获得的数据与岩心实测渗透率的回归分析表明,二维数据解释的渗透率离差因子在1.68以内的占90%。该研究表明,二维孔隙大小与三维喉道大小之间有密切的关系;而且根据图像分析资料能够得到虚拟的压汞曲线。据认为,这种密切关系是能用二维图象资料成功地估算渗透率的主要原因。结果的应用是估算渗透率,以及对那些太小、不适宜做常规测试的样品得到虚拟的压汞毛管压力曲线。这就提供了一个实际有效的储层评价手段,并有助于更好地描述储层。