黏度对不同渗透率稠油油藏流体渗流特征的影响
流体粘性分析及对稠油预处理过程的影响
流体粘性分析及对稠油预处理过程的影响一、粘度简介液体在流动时，在其分子间产生内摩擦的性质，称为液体的粘性，粘性的大小用粘度表示，是用来表征液体性质相关的阻力因子。
粘度又分为动力粘度.运动黏度和条件粘度。
粘性在流体力学理论研究中更多的以摩擦运动引起动能消耗的形式出现，而在实际工程问题中，由于粘度问题而引起的流动性差等问题往往会对流体的储存、集运、加工等产生很大影响。
二、流体力学理论研究中的粘度1、粘性和理想流体流体在静止时虽不能承受切应力，但在运动时，对相邻两层流体之间的相对运动，即相对滑动速度却是有抵抗的，这种抵抗力称为粘性应力。
流体所具有的这种抵抗两层流体相对滑动速度，或普遍来说抵抗变形的性质称为粘性。
粘性大小依赖于流体的性质，并显著地随温度变化。
实验证明，粘性应力的大小与粘性及相对速度成正比。
当流体的粘性较小，运动的相对速度也不大时，所产生的粘性应力比起其他类型的力如惯性力可忽略不计。
因此，我们可以近似地把流体看成是无粘性的，这样的流体成为理想流体。
十分明显，理想流体对于切向变形是没有任何抵抗能力的。
这样对于粘性而言，我们可以将流体分为粘性流体和理想流体两大类。
应当强调指出，真正的理想流体在客观实际中是不存在的。
它只是实际流体在某种条件下的一种近似模型。
对于油田采出液来讲，采出液为原油、水、泥沙等成分组成的复杂混合物，在采出液的运输及处理炼制加工的过程中，原油粘性不能忽略，是典型的粘性流体。
2、本构方程中的粘度当相邻的两层流体作相对滑动即剪切变形时，在相反方向产生一切向应力，阻止变形的发生。
因此，切向应力和剪切变形速度之间存在着一定的关系，流体的这种性质称为粘性。
因此可见，流体的宏观性质——粘性规律将应力张量和变形速度张量以某种关系联系起来，本构方程就是在一定假设下推倒出的表达粘性规律的应力张量和速度变形张量之间的关系。
牛顿做了第一个关于剪切运动的实验，并简历了切向应力和剪切变形速度之间的关系。
深层低渗稠油渗流规律影响因素分析
53研究区块位于油藏埋深1480m-1570m，有效厚度6m，含油面积2.3km 2，地质储量194.5×104t。
针对深层低渗稠油区块冷采产能低、热采注汽困难等问题，开展研究区块低渗稠油渗流规律研究。
实验结果表明，稠油渗流呈现非线性。
温度、渗透率对稠油渗流影响较大。
温度低时，流速-压差关系表现出较高的启动压力和非线性渗流特点。
岩心渗透率越低，启动压力越大。
稠油渗流的最小启动压力梯度随流度的减小而增加。
油溶性降粘剂能有效降低稠油粘度，相同温度、渗透率条件下，加入降粘剂的浓度越高，降粘效果越好，相同注入速度下所需压力梯度越小。
一、试验准备及方法1.试验准备。
实验用水：现场地层水，矿化度为9569.64mg/l；实验用油：研究区块原油。
原油粘温数据。
试验岩心：采用不同渗透率级别的岩心以及填砂管；岩心数据。
实验药品：YR-2油溶性降粘剂。
2.实验方法。
室内岩心驱替模拟试验是确定启动压力梯度的直接方法, 包括非稳态和稳态两种，多数是采用稳态法而稳态法是在岩心两端建立一定压差, 测定系统稳定条件下的压差和流量, 获取岩心的渗流曲线, 通过数学处理方法来求取启动压力梯度。
本文采用稳态法进行测试。
测试时，先进行地层水驱，测定水测渗透率；然后，用原油驱替，达到地层条件下的束缚水饱和度，所加回压要大于该温度下的饱和蒸汽压。
最后进行蒸汽驱油试验，采用不同的流量进行驱替，记录压差、流量，绘制启动压力梯度随流速的关系曲线。
二、稠油渗流规律研究1.束缚水下油相最小启动压力梯度。
实验测定了研究区块稠油在不同渗透率填砂管（岩心）中、不同温度（76℃,110℃,150℃，200℃，250℃）下的最小启动压力梯度，以最小启动压力梯度与kg/μo的关系所示：最小启动压力梯度与kg/μo成幂指数关系，关系式为：00287.0=∆k L P µ曲线说明kg/μo越小，最小启动压力梯度就越大。
原因在于岩石喉道越细，固体表面对边界层流体作用力越大，流体流动所需克服的阻力越大，稠油粘度越大，流体流动所需克服的阻力也越大。
《稠油油藏渗流机理研究及开发方式优选》范文
《稠油油藏滲流机理研究及开发方式优选》篇一一、引言随着全球能源需求的持续增长，稠油油藏的开发利用显得尤为重要。
稠油因其高粘度、高密度和复杂的地质特性，使得其开发过程中存在诸多挑战。
而对其滲流机理的深入研究和开发方式的合理选择，则是有效开发稠油油藏的关键。
本文将重点对稠油油藏的滲流机理进行研究，并针对其开发方式进行优选探讨。
二、稠油油藏滲流机理研究1. 稠油物理特性稠油是一种高粘度、高密度的原油，其成分复杂，含有较多的重质组分。
由于其特殊的物理特性，稠油在地下的流动行为与常规原油存在显著差异。
2. 滲流过程分析稠油油藏的滲流过程主要受到多种因素的影响，包括油藏的地质构造、储层特性、温度和压力等。
在地下，稠油通过微小的孔隙和裂缝进行滲流，这一过程涉及到多种物理化学现象，如毛细管力、重力、粘性力等。
3. 滲流机理研究方法对于稠油油藏的滲流机理研究，主要采用实验研究和数值模拟两种方法。
实验研究可以通过对实际油藏的取样分析，了解其物理特性和流动行为。
数值模拟则可以通过建立数学模型，模拟地下稠油的滲流过程，从而更深入地了解其滲流机理。
三、开发方式优选1. 传统开发方式及其局限性传统的稠油开发方式主要包括蒸汽吞吐、蒸汽驱等热采方法。
这些方法虽然在一定程度上能够开发出稠油资源，但存在能耗高、效率低等问题。
2. 新型开发方式探索针对传统开发方式的局限性，学者们开始探索新型的稠油开发方式。
例如，采用水平井技术、优化注采比、采用新型降粘剂等。
这些新技术能够有效地提高稠油的采收率和降低开发成本。
3. 开发方式优选原则在优选开发方式时，需要综合考虑多种因素，包括经济效益、环境影响、技术可行性等。
首先，要确保开发方式具有较高的采收率；其次，要考虑到其对环境的影响；最后，要确保技术上的可行性。
四、结论通过对稠油油藏滲流机理的深入研究，我们可以更好地了解其在地下的流动行为和分布规律。
同时，通过优选开发方式，我们可以有效地开发出稠油资源，提高采收率，降低开发成本。
稠油油藏注水渗流特性与改善开发效果研究分析
渗 流介 质等方面 进行 测试和分 析 ， 进而根据 分析 的结果提 出改 油 开发 的过 程 中就可 以 了解 到 ， 原 油 中的沥 青含 量超 过 ７ ％的 善 注水开发效 果的相应对 策 。 时候 ， 沥青 质颗 粒结 构就会堵 塞通道 ， 促 使原油 的渗透性 降低 ， 原油 表现 出非 常大 的粘度 ， 难以流 动。 １ 非牛顿流体稠油渗流特性 在研 究活动 实施 的过 程 中 ， 需要 依 照流 体渗 流力学 的相关 原理， 其 中牛顿流体 在渗流 的过程 中粘度是 保持 不变 的。但是 从研 究 中不难看 出 ， 渗流速 度与压 力梯度具 有一 定的联 系。针 对 稠油 油藏 而言 ， 由于 受到 多种 因素 的影 响 ， 就 会促 使牛 顿流 体特 性表现 出多种特性 。 １ ． １ 非牛顿流体形态特征 稠油 油藏 的 流体特 性 在实 际 中总会 表现 出两 种性 质 。一 种 为拟塑性 ， 一种为 粘弹性 。在受 到原油组 成成分 、 渗 流介 质、 温 度以 及含 气饱 和度 、 温度 等相 关 因素的影 响 下 ， 含 气原 油就 会表 现 出拟 塑性 的特 点 。同时又有 还会表 现 出剪切变稀 的特 性 。如果原 油在 低渗透 介质 内渗 流时 ， 渗流 的阻 力在 温度 下降 的 过程 中增 大 ， 进 而 也就 会 表现 出更 为 明显 的非 牛 顿流 体 特 性 。而 脱气 原油 在渗 流 的过程 中会 表现 出较 为 明显 的粘弹 性 质， 其 剪切 性 质会 变稠 。而原 油在 渗透 介 质渗流 的 时候 ， 渗 流 性 质的原油 非牛 顿 流体 特 性 表现 并 不是 非 常 明显 。另外 ， 如 果原 油 在温 度 较 低、 低渗 透 多孔 的介 质内渗流 ， 其 更容 易受到外 界因素 的影响 ， 进而 表现 出非牛顿 流体流 变特性 ， 同时原油 的渗透率 会逐 渐增 强， 渗透率越 低 ， 原 油的拟塑性 也会表现 的更 强 。 １ ． ２ 原油流变参数异常 在实验研 究的过 程 中， 使用 Ｒ Ｖ ２ ０ 旋 转粘度 计 、 原 油渗 流特 性测 试装 置对原 油样 品进 行测试 。测试 的结果发 现 ， 在温 度逐 渐升 高的过 程 中 ， 不 同仪器测试 原油 粘度都会 逐渐 降低 。但 是 在温 度条件 保持相 同的情 况下 ， 旋转 粘度计测试 的数 值就会 最 低 。如果原 油在 多孔介 质渗流时 ， 其 渗流时 的粘度最 高 。这 种 结果 产生 的 原 因主要是 原 油的胶 质 、 沥 青 质含量 都 比较高 ， 进 而形 成较大直 径 的沥 青 质颗粒 ， 在渗 流的情况 下就会 表现 出较 为 明显 的结 构力 学特性 。同时 粘度 计的 内外 筒 间隙通 常都 比 较大， 沥 青 质 颗粒 的 大小 对 粘度 的 影 响并 没 有完 全 的表 现 出 来 。但 是在 使用 直 径为 ０ ． ７ ８ ４ ｍ ｍ的不锈 钢毛 细 管测 试原 油 的 粘度 时 ， 形 成 的沥青 质颗 粒就 会吸 附在 管壁 上 ， 导致 毛 细管 的 尺寸 有所减小 。这样 原油渗流 的 阻力反而会 增加 。原油流 动
低渗透油藏地层压力保持水平对油水渗流特征的影响
第22卷第3期油气地质与采收率Vol.22,No.32015年5月Petroleum Geology and Recovery EfficiencyMay 2015—————————————收稿日期：2015-03-12。
作者简介：杜玉山（1968—），男，山东沂南人，教授级高级工程师，博士，从事油藏开发地质研究及管理工作。
联系电话：（0546）8715399，E-mail ：sl_dys@ 。
*通讯作者：胡罡（1978—），男，湖北英山人，高级工程师，硕士。
联系电话：（0668）2923009，E-mail ：hgcdut@ 。
基金项目：国家科技重大专项“胜利油田特高含水期提高采收率技术”（2011ZX05011）。
·油气采收率·低渗透油藏地层压力保持水平对油水渗流特征的影响杜玉山1，杨勇1，郭迎春1，房会春1，胡罡2*，田选华3（1.中国石化胜利油田分公司地质科学研究院，山东东营257015；2.广东石油化工学院石油工程学院，广东茂名525000；3.成都理工大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都610059）摘要：油水渗流规律的研究是低渗透油藏水驱开发的关键。
相对渗透率曲线能直观反映油水渗流特征，其影响因素研究主要涉及岩石固有性质（润湿性、孔隙结构）、流动介质（油水粘度比）、动力条件（驱替压力梯度及速度）等方面，极少见到地层压力对相对渗透率曲线影响的研究。
通过室内流动实验，模拟低渗透油藏地层压力下降过程，建立了不同地层压力保持水平下的相对渗透率曲线，分析了地层压力保持水平对油水渗流特征的影响规律。
结果表明，地层压力保持水平下降，孔隙结构非均质性增强，油相相对渗透率下降，水相相对渗透率上升，等渗点左移，油水两相区变窄，残余油饱和度增加，即低渗透油藏渗流规律也存在着应力敏感性特征。
分析认为，储层岩石弹性或塑性变形是低渗透油藏油水渗流特征应力敏感性的根本原因，因而提出了储层岩石初始渗透率越低，越应尽早注水保持地层压力开发的低渗透油藏效益开发理念。
油藏油水两相渗流特征研究
油藏油水两相渗流特征研究油藏油水两相渗流特征研究指的是对具有油水两种相的地下储层中流体运移过程进行分析和研究，以解析油藏中油水相间的相互作用及其对油藏开发和生产的影响。
下面将从原理、特征及影响等方面进行详细介绍，以期更好地理解油藏油水两相渗流特征。
首先，油藏油水两相渗流的原理是基于多相流理论。
地下油藏中油水两相存在共存，每个相都受到渗流过程中的岩石孔隙结构和岩石表面张力等影响。
油水两相的运动会相互干扰，从而影响油藏的开采效果。
油相的渗流受到表面张力的作用，而水相的渗流则受到毛细力的影响。
同时，油水两相之间的界面张力也会影响两相之间的相互转化和流体的分布。
其次，油藏油水两相渗流的特征体现在以下几个方面。
首先，油藏中油水相的分布会受到岩石孔隙结构的限制，不同的孔隙尺度和孔隙连通程度会导致油水相分布的非均匀性。
其次，两相渗流会存在于不同的渗流状态中，包括饱和渗流、非饱和渗流和混相渗流等。
不同的渗流状态会导致两相的流动特征和渗透能力有所不同。
最后，油水两相会发生相间的运移，即油相和水相会在渗流过程中相互转化。
这种相间运移会影响油藏中的渗流行为和生产动态，对油气开发产生重要影响。
最后，油藏油水两相渗流的特征对油气开发和生产有着重要的影响。
首先，了解和研究油藏油水两相渗流特征可以帮助评估储层的物理性质和渗流能力，为开发方案的制定和调整提供依据。
其次，油藏中油水两相的相互作用与运动对油气的产出和采收率有着重要的影响。
通过深入研究油藏中油水两相渗流的特征，可以优化开采方案，提高采收率，减少技术和经济风险。
此外，还可以通过研究油藏中的油水两相渗流特征来评估油藏的剩余储量和可采储量，为资源评价和油气储量估算提供依据。
综上所述，油藏油水两相渗流特征研究对油气开发和储层评价具有重要作用。
通过对油藏中油水两相渗流的原理、特征及其影响进行深入研究，可以更好地理解油藏中油水相的相互作用和运动规律，为优化油气开发方案以及评估油藏剩余储量提供科学依据。
粘弹性流体的特殊性对油藏工程、采油工程的影响分析
粘弹性流体的特殊性对油藏工程、采油工程的影响分析发布时间：2022-09-28T06:32:57.044Z 来源：《中国建设信息化》2022年5月10期作者：王延杰[导读] 石油作为一种不可再生能源，在国内石油资源越发紧张的当前，油田开采率不断提升，为保障更高效的石油开采效率王延杰胜利油田东胜公司河口采油管理区山东省东营市 257000摘要：石油作为一种不可再生能源，在国内石油资源越发紧张的当前，油田开采率不断提升，为保障更高效的石油开采效率，我国持续研发和优化与石油开采相关的各类技术，并将之应用于实践，旨在通过技术的革新与应用，提升石油开采效率，保障油田开采量达标。
国内油田在早期生产开采过程中使用聚合物驱，有效提升了油田产量，且随着时间推移，国内油田平均开采率仍处于不断上升的趋势。
人们对粘弹性流体力学在石油开采中的应用越来越重视，尤其对于石油资源日益匮乏的当下，围绕粘弹性流体力学展开深度研究，分析其在油藏工程、采油工程中的应用，对于提升工程开采效率有重要意义。
基于以上，本文首先针对粘弹性流体的特性，分粘弹性流体对油藏工程、采油工程的影响以及实际应用，希望通过本文的研究，能够为国内油藏工程、采油工程效率的提升做出一定贡献。
关键词：粘弹流体；油藏工程；采油工程；影响国内早期油田开发应用聚合物驱，大幅增加油田掺量，且随着时间推移，国内油田平均开采效率仍处于上升阶段，平均各油田采收率保持在10%以上，且地面设备运转如常。
受国内一些油田的成功经验影响，社会各界对粘弹性流体力学给予了广泛关注，便精研粘弹性流体力学理论知识，并加强实践应用。
如今我国经济发展增速较快，对矿产资源需求量居高不下，而大部分矿产资源属于不可再生能源，如何合理的应用粘弹性流体力学提升对以石油为代表的矿产资源的开发率，成为助力国内工业乃至国民经济发展的重要抓手[1]。
一、对油藏工程的影响国内外大部分学者认为，聚合物溶液提升波及体积的缘由在于：毛管数正比于压差，也就是说油藏中的压力梯度唯有增长到大于等于100倍后，方能有效客服束缚残余油的毛管力。
温度对不同黏度稠油油水相渗的影响规律
温度对不同黏度稠油油水相渗的影响规律张兵;蒲春生;朱建红;于浩然;曾祥林【摘要】In order to study the promotion mechanism of formation temperature and oil viscosity on heavy oil-water relative permeability , the seepage characteristics of the heavy oil of different viscosity in water flooding under different formation temperature are simulated using one-dimensional core flow simulation system. Artificial cores,heavy oil and water for the experiment simulate NB 35-2 heavy oil reservoir. The experimetal results indicate that the relative permeability of water phase is very low; the connected flow channel is formed when the water saturation is greater than 50%~60% ,and soon the water breaks through to the bottom hole;with temperature rising, the two-phase flow area would increase whereas the residual oil saturation would decrease;but when temperature is higher than reservoir temperature,with the temperature continues to rise,the oil-water relative permeability curves vary little. With the oil viscosity increasing, the flowability of oil and water reduce,and so oil recovery factor also reduces. By comparing the effects of temperature and viscosity on the oil-water relative permeability, it may be concluded that the temperature affects oil-water relative permeability curves mainly by changing the oil - water viscosity ratio.%为了研究油层温度和原油黏度对稠油油水相渗的促进机制,基于NB35-2稠油油藏一维岩心流动模拟系统,模拟了不同黏度原油在不同环境温度下的水驱渗流特征.结果表明,稠油油水相渗曲线表现出水相渗透率非常低的特点；当含水饱和度大于50％后,油层中形成联通的水流通道,导致水加剧突进；温度升高,油水两相共流区范围增大,残余油饱和度降低,但高于油藏温度时,随着温度继续升高,油水相渗曲线变化较小；原油黏度增大削弱了油水的流动性,降低了采收率.对比温度和黏度对油水相渗的影响规律,认为温度主要是通过改变油水黏度比而影响油水相渗曲线.【期刊名称】《西安石油大学学报（自然科学版）》【年(卷),期】2013(028)001【总页数】3页(P61-62,69)【关键词】相渗曲线;油层温度;原油黏度【作者】张兵;蒲春生;朱建红;于浩然;曾祥林【作者单位】中国石油大学(华东)石油工程学院,山东青岛 266555;重质油国家重点实验室,山东青岛 266555;中国石油大学(华东)石油工程学院,山东青岛 266555;重质油国家重点实验室,山东青岛 266555;川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司,陕西西安 710018;中国石油大学(华东)石油工程学院,山东青岛 266555;重质油国家重点实验室,山东青岛 266555;中海石油(中国)有限公司北京研究中心,北京100027【正文语种】中文【中图分类】TE122.2+3稠油油藏的开发以热采为主，注入热流体后，储层岩石和流体物性都会发生改变，最终导致稠油油水渗流规律也会发生变化.因此，研究温度对不同黏度稠油油水相渗的影响规律以及影响机制很有必要［1—5］.目前，国内外一些学者开展了相关实验研究，但至今也没有统一的定论，并且该方面研究都局限在不同温度下相渗曲线变化规律的描述上，并没有进一步分析温度对相渗曲线的影响机制［6—9］.本文基于NB35—2稠油油藏一维岩心流动模拟系统，探讨温度和原油黏度对稠油油水相渗的影响规律及影响机制，对稠油油藏热采过程中油藏工程分析及油藏数值模拟具有十分重要的意义.1 油水相渗实验1.1 实验设备及药品(1)实验设备一维岩心流动模拟系统(置于恒温箱中)、黏度计、填砂管(按照NB35—2油层孔隙度、渗透率制备而成)、氮气瓶、天平、中间容器、量筒等.(2)实验药品实验用水根据NB35—2油田地层水水质分析结果配制.实验用油由NB35—2油田的脱水原油与稀油配制而成，配制的3种油样在油藏温度56℃下黏度分别为403.7 mPa·s、597.8 mPa·s 和889.5 mPa·s，记为 1#、2#、3#油样.1.2 实验步骤(1)记录所选用填砂管模型的基本数据:长度、直径、气测渗透率、干重、湿重、载孔隙体积以及孔隙度;(2)将填砂管模型置于恒温箱中，恒温在油藏温度56℃，饱和油，以油驱水，至无水流出为止，这时岩心中的水即为束缚水;(3)水驱油实验.在油藏温度下，以恒速0.5 mL/min进行水驱油实验，每隔2 min 记录时间、压差值及出口端的油水体积，待出口端不再出油且压差稳定时结束实验;(4)实验完毕.拆卸模型，洁洗、烘干实验仪器;(5)更换不同油样，在不同温度下重复以上实验流程.2 实验结果分析实验得到不同地层温度不同原油黏度的油水相对渗透率曲线.2.1 温度对相渗曲线的影响以1#油样为例，其在不同温度下的相渗曲线如图1所示.图1 1#油样在不同地层温度下油水相渗曲线Fig.1 Oil-water relative permeability curves of 1#oil sample at different formation temperature从图1可知:(1)相渗曲线表现为油相渗透率高，水相渗透率非常低的特点.从数值上看，等渗点均在含水饱和度50%之后，且与最终含水饱和度非常接近，说明油层为水湿，且随着温度增加，3种油样等渗点含水饱和度均增大，水湿性加强，该现象在温度低于油藏温度时比较明显.(2)温度升高加强了油水两相的共同流动，油水两相区域扩大.25℃下油水两相流动区域非常窄，油藏温度升高到56℃时两相流动区明显增大.油水相相对渗透率随着温度升高均有增大的趋势.(3)残余油饱和度随温度升高而变小.温度低于油藏温度时，温度升高，残余油饱和度显著降低，从25℃到56℃，1#油样残余油饱和度降低了近20%，温度高于油藏温度56℃时，随着温度继续升高，残余油饱和度变化较小.2.2 原油黏度对相渗曲线的影响不同地层黏度的油样在油藏温度下的相渗曲线如图2所示.图2 56℃下不同油样油水相渗曲线Fig.2 Oil-water relative permeability curves of different oil samples a t 56℃由图2可知，当温度不变时，随黏度增大，相渗曲线两相区变小，残余油饱和度增大.总的说来，3个稠油油样的残余油饱和度均较高，说明原油黏度高是造成南堡35—2南区单井产能低的重要原因.3 结论(1)对于NB35—2油田高渗水湿稠油油藏来说，油水相渗曲线整体表现出水相渗透率非常低的特点.当含水饱和度大于50%后，油层中形成联通的水流通道，导致水突进加剧.因此，实际生产中，油层含水饱和度最好控制在50%之内.(2)油层温度低于油藏温度时，温度对油水相渗曲线影响较大:温度升高，相渗曲线右移，水湿性增强，两相流动区扩大，残余油饱和度显著降低;温度高于油藏温度时，随着温度继续升高，油水相渗曲线变化较小.可见，对于一定的孔隙介质油水系统，室内实验温度高于50℃时测得的油水相渗数据一般是适用于稠油热采开发过程的.(3)原油黏度对稠油油水相渗曲线有一定的影响，较高的黏度削弱了油水的流动性，降低了采收率.进一步对比温度和黏度对油水相渗的影响规律，认为温度主要是通过改变油水黏度比而影响油水相渗曲线的，原油黏度与油水相渗曲线之间可能存在某种对应关系.参考文献:［1］杨龙，沈德煌，王晓冬，等.温度对稠油相对渗透率及残余油饱和度的影响［J］.石油勘探与开发，2003，30(2):97—99.YANG Long，SHEN De—huang，WANG Xiao—dong，et al.The effect of temperature on the relative permeability and residual oil saturation ［J］.Petroleum Exploration and Development，2003，30(2):97—99.［2］阳晓燕，杨胜来，李秀峦，等.非稳态法测定稠油油藏相对渗透率实验研究［J］.断块油气田，2010，17(6):745—747.YANG Xiao—yan，YANG Sheng—lai，LI Xiu—lian，et al.Experimental study on determining relative permeability of heavy oil reservoir with nonsteady state method ［J］.Fault—Block Oil＆ Gas Field，2010，17(6):745—747.［3］姜维东，任艳滨，张运来，等.稠油油田油水相对渗透率和水驱油效率研究［J］.大庆石油地质与开发，2008，27(4):50—53.JIANG Wei—dong，REN Yan—bin，ZHANG Yun—lai，et al.Study on oil and water relative permeability and water flooding efficiency in heavy oil reservoirs［J］.Petroleum Geology ＆ Oilfield Development in Daqing，2008，27(4):50—53.［4］ Serhat Akin.Effect of Temperature on Heavy Oil/Water Relative Permeabilities［C］.SPE 54120，1999.［5］ Schembre JM，Tang GQ，Kovscek A R.Effect of Temperature on Relative Permeability for Heavy—Oil Diatomite Reservoirs［C］.SPE 93831，2005.［6］ Saeed Shad，Lan D Gates，Brij B Maini.Experimental Study of Heavy Oil—Water Flow Structure Effects on Relative Permeabilities in a Fracture Filled With Heavy Oil［C］.SPE 117644，2008.［7］汪伟英，陶杉，田文涛，等.稠油非线性渗流及其对采收率的影响［J］.石油天然气学报，2010，32(5):115—117.WANG Wei—ying，TAO Bin，TIAN Wen—tao，et al.Nonlinear percolation of heavy oil and its impact on oil recovery factors［J］.Journal of Oil and Gas Technology，2010，32(5):115—117.［8］ Schembre J M，Tang G Q，Kovscek A R.Interrelationship of Temperature and Wettability on the Relative Permeability of Heavy Oil in Diatomaceous Rocks［C］.SPE 93831，2006.［9］ Kumar M，Inouye T A.Low—Temperature Analogs of High—Temperature Water/Oil Relative Permeabilities［C］.SPE 28616，1994.。
《稠油油藏渗流机理研究及开发方式优选》
《稠油油藏滲流机理研究及开发方式优选》篇一一、引言随着全球能源需求的持续增长，稠油油藏的开发利用显得尤为重要。
稠油由于粘度高、流动性差，其开采难度相对较大。
因此，对稠油油藏的滲流机理进行深入研究，以及开发方式的优选，对于提高稠油采收率、降低开发成本、实现可持续发展具有重要意义。
本文旨在探讨稠油油藏的滲流机理，并基于该机理对开发方式进行优选。
二、稠油油藏滲流机理研究1. 稠油特性分析稠油具有高粘度、高密度、低流动性的特点，这些特性使得稠油在地下储层的流动受到诸多因素的影响。
了解稠油的物理化学性质，是研究其滲流机理的基础。
2. 滲流过程分析稠油油藏的滲流过程受到储层岩石性质、温度、压力等多种因素的影响。
其中，储层岩石的孔隙结构、渗透性能对稠油的滲流起着决定性作用。
在地下环境中，稠油通过储层岩石的孔隙、裂缝等通道进行滲流。
3. 滲流机理研究方法为深入研究稠油油藏的滲流机理，可采用物理模拟、数值模拟、实验室测试等方法。
物理模拟主要通过建立物理模型，模拟地下储层的实际情况；数值模拟则通过建立数学模型，利用计算机进行模拟分析；实验室测试则通过对岩心进行实验，分析稠油的滲流特性。
三、开发方式优选1. 常规开采方式常规开采方式主要包括自喷开采和泵送开采。
自喷开采适用于储量较大、能量较高的油藏；泵送开采则适用于储量较小、能量较低的油藏。
然而，对于稠油油藏来说，由于粘度高、流动性差，常规开采方式的采收率往往较低。
2. 热采技术热采技术是针对稠油开发的一种有效方法。
通过向地下注入热量，降低稠油的粘度，提高其流动性，从而便于开采。
热采技术包括蒸汽吞吐、蒸汽驱等。
其中，蒸汽吞吐是一种先注入蒸汽使油层加热，再开井采油的循环过程；蒸汽驱则是通过连续注入蒸汽，驱动稠油向生产井流动。
3. 优选开发方式基于对稠油油藏滲流机理的研究，结合各种开发方式的优缺点，优选开发方式应综合考虑地质条件、经济成本、环境影响等多方面因素。
一般来说，对于储量较大、能量较高的稠油油藏，可采用热采技术；对于储量较小、能量较低的油藏，可结合常规开采方式和热采技术进行综合开发。
《稠油油藏渗流机理研究及开发方式优选》范文
《稠油油藏滲流机理研究及开发方式优选》篇一一、引言随着全球能源需求的不断增长，稠油油藏的开发与利用逐渐成为石油工业的热点。
稠油由于其高粘度、高密度等特点，其开采难度较大，而理解其滲流机理及开发方式的优选对于提高采收率、降低开发成本具有重要意义。
本文旨在深入探讨稠油油藏的滲流机理，并在此基础上，分析并优选合适的开发方式。
二、稠油油藏滲流机理研究1. 稠油特性分析稠油具有高粘度、高密度、高含蜡量等特点，这些特性使得稠油在地下储层的滲流过程与常规油藏存在显著差异。
在储层中，稠油的滲流受到多种因素的影响，包括储层岩石的物理性质、温度、压力等。
2. 滲流过程分析稠油在储层中的滲流过程是一个复杂的物理化学过程。
在储层压力的作用下，稠油通过岩石孔隙和裂缝进行流动。
由于稠油的粘度高，其流动性较差，滲流速度较慢。
此外，储层温度、压力的变化也会影响稠油的滲流过程。
3. 影响因素研究影响稠油滲流的主要因素包括储层岩石的渗透率、孔隙度、润湿性等。
此外，储层温度、压力、流体性质等也会对稠油的滲流产生影响。
这些因素的综合作用决定了稠油在储层中的滲流速度和分布。
三、开发方式优选1. 常规开发方式常规的开发方式包括水平井、垂直井等。
这些方式在稠油油藏的开发中具有一定的应用，但受限于稠油的特性，其采收率往往较低。
因此，需要结合具体的地质条件和开发需求，合理选择开发方式。
2. 热采技术热采技术是针对稠油开发的一种有效方式。
通过向储层注入热能，降低稠油的粘度，提高其流动性，从而改善采收率。
热采技术包括蒸汽吞吐、蒸汽驱等，具有较好的应用前景。
3. 优选开发方式针对稠油油藏的开发，应综合考虑地质条件、经济成本、环境影响等因素。
在保证采收率的同时，尽量降低开发成本，减少对环境的破坏。
因此，建议采用热采技术与常规开发方式相结合的方式，根据具体的地质条件和开发需求，灵活选择和调整开发方式。
四、结论本文通过对稠油油藏的滲流机理进行研究，分析了影响稠油滲流的主要因素。
《稠油油藏渗流机理研究及开发方式优选》
《稠油油藏滲流机理研究及开发方式优选》篇一一、引言随着能源需求的日益增长，稠油油藏的开发逐渐成为全球石油工业的重要一环。
然而，稠油油藏的开发具有极高的难度，这主要源于其特殊的物理性质，如高粘度、高密度等。
为了更有效地开发稠油油藏，必须深入理解其滲流机理，并在此基础上进行开发方式的优选。
本文旨在探讨稠油油藏的滲流机理，以及如何通过科学合理的开发方式来提高其采收率。
二、稠油油藏的滲流机理研究1. 稠油的基本性质稠油具有高粘度、高密度、高凝固点等特性，这使得其在地下储层的流动性极差。
因此，了解稠油的这些基本性质对于研究其滲流机理至关重要。
2. 滲流机理的探讨稠油油藏的滲流机理主要涉及物理化学过程和地质过程。
物理化学过程包括稠油的粘性流动和毛细管作用等；地质过程则涉及地层的孔隙结构、压力系统等。
在稠油滲流过程中，这些因素相互作用，使得稠油的流动变得复杂。
三、开发方式的优选1. 传统开发方式的挑战传统的稠油开发方式如蒸汽吞吐、蒸汽驱等，虽然在一定程度上可以开采出稠油，但采收率较低，且对环境有一定影响。
因此，需要寻找更高效、环保的开发方式。
2. 新型开发方式的探索（1）热力采油技术：利用各种热源提高稠油的流动性，如蒸汽辅助重力泄油、热水驱等。
这些技术可以有效地降低稠油的粘度，提高采收率。
（2）物理采油技术：如电热采油、微波采油等。
这些技术通过物理方式改变稠油的物理性质，使其更容易流动和开采。
（3）水平井技术：通过使用水平井来提高对稠油的开采效率。
水平井可以增加与储层的接触面积，提高采收率。
四、优选开发方式的实施与效果评估1. 实施步骤在优选开发方式时，需要综合考虑地质条件、技术可行性、经济效益等因素。
首先，对稠油油藏进行详细的地质评价，了解其储层特征和滲流机理；然后，根据评价结果，结合各种开发技术的特点，选择合适的开发方式；最后，制定详细的开发计划并实施。
2. 效果评估在实施优选的开发方式后，需要对开采效果进行评估。
油藏油水两相渗流特征研究
油藏油水两相渗流特征研究
油藏油水两相渗流是指在地下油气储层中，油和水两种不同相的流体同时存在并相互渗透的现象。
这是油田开发和管理中一个重要的研究领域，涉及到油藏工程、地质学、岩石力学等多个学科。
以下是对油藏油水两相渗流特征的一些常见研究方向：
1.相对渗透率：相对渗透率描述了油和水在不同饱和度下的相对
渗透能力。
这是一个关键参数，影响着两相流体在储层中的分
布和产量。
2.渗流模型：渗流模型是描述油藏中流体运移的数学模型。
对于
油水两相渗流，常用的模型包括相对渗透率模型、饱和度模型
等。
这些模型有助于理解油水两相在储层中的行为。
3.油水界面移动：研究油水界面的移动对于了解油藏中油水分布
的动态变化至关重要。
这涉及到界面稳定性、渗流速度等方面
的研究。
4.相分离：在一些情况下，油藏中的油水两相可能发生相分离现
象，即油和水在储层中形成分散相或分层。
研究相分离的机制
和影响对于油田开发策略的制定具有重要意义。
5.渗透调整技术：为了提高油田的采收率，一些调整油水相对渗
透性的技术被广泛研究，如水驱、聚合物驱等。
这些技术有助
于优化油藏中两相渗流的性能。
6.地质特征影响：地质特征，如岩性、孔隙结构等，对油水两相
渗流也有着显著的影响。
研究这些地质特征对渗流行为的影响，
可以为油藏管理提供更准确的信息。
以上只是油藏油水两相渗流特征研究的一些方向，实际上这个领域非常复杂，需要综合考虑地质、物理、化学等多方面因素。
研究这些特征有助于更有效地开发和管理油田资源。
多孔介质中流体渗流特征及机理研究
多孔介质中流体渗流特征及机理研究多孔介质在各个领域中具有广泛的应用，例如岩石油气储层中的流体运移、土壤水分运动、水资源管理以及生物组织中的流体输运等。
研究多孔介质中流体渗流的特征和机理，有助于我们深入了解多孔介质中的流动规律，并为相关领域的工程设计和科学研究提供理论支持。
多孔介质中的流体渗流特征主要包括渗透率、渗透系数和渗流速度等。
渗透率是描述多孔介质对流体渗透能力的物理量，它与孔隙度、孔径分布以及孔隙连通性有关。
渗透系数是渗透率与流体的粘度之比，反映了流体在多孔介质中的渗透速度。
而渗流速度则是指单位时间内流体通过多孔介质的体积。
流体在多孔介质中渗流的机理主要包括孔隙流和扩散流。
孔隙流是指流体通过多孔介质中的连通孔隙进行的流动，其机制可以用达西定律来描述。
扩散流是指流体通过多孔介质中的非连通孔隙进行的流动，其机制主要受到孔隙尺度和流体分子扩散的影响。
多孔介质中流体渗流特征及机理的研究可以通过实验与数值模拟相结合的方法来开展。
实验研究可以利用可视化技术观察流体在多孔介质中的渗流过程，并利用流量计、压力计等仪器设备来测量渗透率、渗透系数和渗流速度等参数。
数值模拟可以利用计算流体力学模型对多孔介质中流体渗流过程进行模拟与计算，从而得到不同参数下的渗流特征和机理。
在实际应用中，多孔介质中流体渗流特征及机理的研究对于岩石油气储层开发、土壤水分管理以及地下水保护等具有重要意义。
研究流体在多孔介质中的渗流特征能够帮助我们预测地下水位和水质变化，进而实现对地下水资源的合理利用和管理。
此外，对多孔介质中流体渗流机理的深入了解，有助于改善油藏开发方案，提高天然气的采收率，从而提高油气田的经济效益。
总之，多孔介质中流体渗流特征及机理的研究是一个复杂而有挑战性的领域。
通过实验研究和数值模拟相结合的方法，可以更好地理解多孔介质中流体渗流的特征和机理，并为相关领域的应用和研究提供理论支持和指导。
随着科学技术的不断发展，我们相信在多孔介质中流体渗流特征及机理研究领域，将会取得更加重要的进展。
注水开发油藏润湿性变化及其对渗流的影响
注水开发油藏润湿性变化及其对渗流的影响马明学;鞠斌山;王书峰【摘要】为提高水驱开发油藏采收率预测精度,研究了油藏岩石润湿性与相对渗透率之间的变化规律及其对两相渗流的影响.采用室内润湿性实验测定方法,对水驱开发油藏润湿指数与含水饱和度的关系进行了定量表征,导出了适合润湿性变化型油藏的两相渗流方程,建立了变润湿性水驱开发油田的采收率预测方法.润湿实验结果表明:所测岩心的润湿指数的对数与取心油层的含水饱和度呈近似线性关系.相对渗透率实验所测的代表低含水期到高含水期岩心的油水两相等渗点对应的含水饱和度由41％增加到53％,亲水程度增强.一维模型计算结果表明,含水率达到98％时,油润温和强水润湿性油藏的预测采收率分别为52.7％和73.3％.研究揭示的水驱油藏岩石润湿性变化规律和建立的数学模型,可为更加准确地预测水驱油采收率提供参考.%To improve the prediction accuracy of the oil recovery by waterflooding,the changes in wet-tability and relative permeability of reservoir rocks and their effects on two-phase flow had been researched. Wettability experimental measurements and applied mathematics were conducted to characterize the correlation between the wettability of reservoir rocks and water saturation during waterflooding. The governing equations of two-phase flow were derived to fit wettability changes in oil reservoirs. And the prediction method of oil recovery with wettability variation in waterflooding of oil fields was presented. Wettability experimental results showed that the relation between the logarithm of wetting index and water saturation of sandstone cores was approximately linear. Relative permeability experimental results showed that watersaturation for the equal values of water and oil relative permeabilities increases from 0. 41 to 0. 53 in the cores from low water-cut to high water-cut reservoirs,which also indicated the rise in water wettability. Simulation results of one dimensional model showed that the predicted oil recoveries for oil and water wetting reservoirs were 52. 7% and 73. 3%, respectively. The wettability variation trend and mathematical model presented in this paper lay theoretic foundation for accurate prediction for oil recovery by waterflooding.【期刊名称】《石油钻探技术》【年(卷),期】2013(041)002【总页数】5页(P82-86)【关键词】采收率;两相流动;润湿性变化;相对渗透率;数学模型【作者】马明学;鞠斌山;王书峰【作者单位】中国石化胜利油田分公司河口采油厂,山东东营257200【正文语种】中文【中图分类】TE343影响油层岩石润湿性的主要因素有岩石的矿物组成、油藏流体的组成、原油中的极性物质和矿物表面的粗糙度等[1-2]。
《稠油油藏渗流机理研究及开发方式优选》
《稠油油藏滲流机理研究及开发方式优选》篇一一、引言随着全球能源需求的持续增长，稠油油藏的开发利用显得尤为重要。
稠油因其高粘度、高密度等特点，其开采难度较大，而对其滲流机理的深入研究以及开发方式的优选则成为解决这一问题的关键。
本文旨在探讨稠油油藏的滲流机理，并通过对不同开发方式的比较分析，优选出最佳的开发方式。
二、稠油油藏滲流机理研究1. 稠油物理性质稠油具有高粘度、高密度的特点，其流动性能较差，这使得稠油在油藏中的流动规律与常规原油存在较大差异。
因此，研究稠油的物理性质是理解其滲流机理的基础。
2. 滲流机理分析稠油在油藏中的滲流主要受到油藏岩石的孔隙结构、温度、压力等多种因素的影响。
在孔隙结构的作用下，稠油分子在油藏中形成连续的流动通道，从而实现滲流。
此外，温度和压力的变化也会对稠油的滲流产生影响。
三、开发方式比较分析1. 传统开采方式传统开采方式主要包括自喷采油和人工举升采油等。
这些方式虽然技术成熟、成本较低，但对于稠油的开采效果并不理想，易造成产能低、能耗高等问题。
2. 热力采油技术热力采油技术是针对稠油高粘度特点而发展起来的一种技术。
通过加热降低稠油的粘度，提高其流动性，从而改善开采效果。
该技术包括蒸汽吞吐、蒸汽驱等，具有产能高、采收率高等优点，但投资成本较高。
3. 冷采技术冷采技术是一种新型的开采方式，主要针对特低渗透性油藏和稠油油藏。
该技术通过降低生产压差、优化井网布局等方式，实现稠油的低能耗开采。
虽然其初期投资较低，但开采效果相对较差。
四、开发方式优选综合比较各种开发方式的优缺点，结合具体油藏的地质条件和开发需求，优选开发方式如下：1. 对于地质条件较好、储量较大的稠油油藏，建议采用热力采油技术。
该技术可以显著降低稠油的粘度，提高其流动性，从而提高采收率。
虽然投资成本较高，但长期效益显著。
2. 对于特低渗透性油藏或地质条件较为复杂的稠油油藏，建议采用冷采技术。
该技术投资成本较低，可以实现对稠油的低能耗开采。
《2024年微裂缝性特低渗透油藏渗流特征研究》范文
《微裂缝性特低渗透油藏渗流特征研究》篇一一、引言随着世界对能源需求的不断增长，油藏的开发与利用变得日益重要。
微裂缝性特低渗透油藏作为非常规油气藏的重要组成部分，其储层特性和渗流特征的研究显得尤为重要。
这类油藏具有特殊的物理性质和渗流行为，对其的深入理解和研究将有助于提高开采效率和经济效益。
本文旨在探讨微裂缝性特低渗透油藏的渗流特征，为实际开发提供理论依据。
二、微裂缝性特低渗透油藏概述微裂缝性特低渗透油藏是指具有微小裂缝、低渗透率和低饱和度的油藏。
其储层特性主要表现为低孔隙度、低渗透率、高粘度等特点。
这种类型的油藏在全球范围内广泛分布，其开发和利用对满足能源需求具有重要意义。
三、渗流特征研究1. 实验方法为了研究微裂缝性特低渗透油藏的渗流特征，本文采用实验室模拟实验和数值模拟方法相结合。
实验室模拟实验主要包括对实际储层岩心的物性分析、孔隙结构和裂缝系统等基本参数的测量；数值模拟则主要应用于描述渗流过程中的多物理场耦合行为和流体的流动规律。
2. 渗流机理微裂缝性特低渗透油藏的渗流机理较为复杂，主要包括扩散作用、毛细管力、吸附力等多种因素的综合作用。
由于储层渗透率极低，流体的流动往往受限于孔隙和微裂缝的大小和形状。
同时，高粘度的原油也可能对渗流产生较大影响。
此外，地应力的变化和重力等也对渗流产生影响。
3. 渗流特征根据实验结果，微裂缝性特低渗透油藏的渗流特征主要表现为非线性渗流和动态饱和度变化等。
非线性渗流主要体现在流体流动的启动压力梯度远大于传统意义上的启动压力梯度；动态饱和度变化则表现为随着生产时间的延长，产油量逐渐降低，而含水率逐渐升高。
这些特征都与储层的物理性质和流体性质密切相关。
四、影响因素分析影响微裂缝性特低渗透油藏渗流特征的因素众多，主要包括储层物理性质、流体性质和环境条件等。
其中，储层孔隙度和渗透率对渗流的影响最为显著；流体的高粘度可能导致流动阻力增大；地应力的变化和重力等环境条件也会对渗流产生影响。
黏度比对稠油-水相对渗透率曲线的影响
黏度比对稠油-水相对渗透率曲线的影响王守龙;李爱芬;彭锐罡;于淼;付帅师;马一方【摘要】相对渗透率是描述多孔介质中多相流的基本参数,也是评价油藏特征、制订开发方案等的重要依据,通常可由室内实验获得.针对胜利油田某区块稠油,本文采用稳态法测定了油水黏度比相同和不同时的稠油-水相对渗透率曲线,并利用核磁共振技术替代传统称重法测定不同时刻的岩心含水饱和度,结果表明:黏度比对稠油-水相渗曲线具有显著影响.当油水黏度比一定时,相渗曲线不随实验条件的改变而变化;随油水黏度比的增大,油相、水相的相对渗透率均大幅降低,两相渗流区变小,等渗点的含水饱和度降低但幅度较小,束缚水饱和度和残余油饱和度增大,其中,油水黏度比为1861的残余油饱和度比40的高出达10.59％,而采收率则低了近20％,说明油水黏度比对残余油饱和度也有很大影响,且残余油饱和度与油相黏度的对数值呈线性关系.%As a fundamental parameter describing the multi-phase flow in porous media,the relative permeability provides an important basis on evaluating the characteristic of reservoir and designing the development program.Generally,it can be obtained by laboratory experiment.To better understand the effect of oil-water viscosity ratio on heavy oil-water relative permeability curve,steady state method was adopted to conduct a series of experimental with Shengli Oilfield heavy oil under the same and different oil water ratio conditions,which can be controlled by temperature and oil composition.The results show that oil water viscosity ratio plays a significant role on relative permeability curve.It is worth mentioning that the relative permeability doesn't change with the variety of experimental conditions when the oil water viscosity ratio is the same.However,as theincrease of oil water viscosity ratio,the sharply decline of water-phase and oil-phase relative permeability,the subtle change of the water saturation at the isotonic point and the bigger value of irreducible water saturation and residual oil saturation were found.Besides,the residual oil saturation with oil-water viscosity ratio of 1861 is 10.59％ higher than the oil-water viscosity ratio of 40.And almost 20％ lower of the recovery of the former suggests that the oil-water viscosity ratio has a crucial impact on the residual oil saturation.Furthermore,the residual oil saturation increased linearly with the log value of oil viscosity.【期刊名称】《科学技术与工程》【年(卷),期】2017(017)033【总页数】5页(P86-90)【关键词】稠油;稳态法;油水黏度比;相渗曲线;残余油饱和度【作者】王守龙;李爱芬;彭锐罡;于淼;付帅师;马一方【作者单位】中国石油大学(华东)石油工程学院,青岛266580;中国石油大学(华东)石油工程学院,青岛266580;中国石油大学(华东)石油工程学院,青岛266580;中国石油大学(华东)石油工程学院,青岛266580;中国石油大学(华东)石油工程学院,青岛266580;中国石油大学(华东)石油工程学院,青岛266580【正文语种】中文【中图分类】TE311油藏相对渗透率是描述多孔介质中多相渗流和制订油田开发方案的重要参数，利用其可以直接确定油藏储层的束缚水饱和度 Swi、残余油饱和度 Sor，判断储层类型、岩石润湿性、油藏储层孔隙结构变化，计算油井产量、水油比、流度比、驱油效率和油藏水驱采收率，分析油井产水规律等[1,2]。
《油层润湿性反转及其对渗流过程的影响》
《油层润湿性反转及其对渗流过程的影响》篇一一、引言油层润湿性是决定油藏中流体流动特性的关键因素之一。
近年来，随着石油工程和地球科学的发展，油层润湿性反转现象逐渐引起了研究者的广泛关注。
润湿性反转指的是油层岩石表面润湿性的变化，从水湿向油湿或反之转变。
这一过程会显著影响油气渗流行为，对于石油的开采和生产具有重要的指导意义。
本文旨在深入探讨油层润湿性反转的机理、影响因素以及其对渗流过程的影响。
二、油层润湿性反转的机理油层润湿性反转的机理主要涉及岩石表面性质的改变和流体与岩石之间的相互作用。
具体来说，主要包括以下几个方面：1. 岩石表面性质变化：岩石表面的化学性质和物理结构会因外部条件的变化而发生改变，如酸碱处理、表面电荷变化等。
这些变化会直接影响到油层的润湿性。
2. 流体与岩石相互作用：当原油或水与岩石接触时，会发生吸附、扩散等相互作用，导致岩石表面的润湿性发生变化。
此外，不同流体之间的竞争吸附也会影响润湿性。
3. 温度和压力的影响：温度和压力的改变会导致岩石内部的化学反应和流体与岩石的相互作用发生变化，从而影响润湿性。
三、影响油层润湿性反转的因素油层润湿性反转受多种因素影响，主要包括以下几个方面：1. 岩石类型：不同类型岩石的表面性质和化学成分不同，对润湿性的影响也不同。
2. 流体性质：原油和水的化学成分、粘度等性质都会影响润湿性。
3. 环境条件：如温度、压力等环境因素会直接影响岩石与流体之间的相互作用。
4. 外部处理：如酸碱处理等外部处理方式也会对润湿性产生影响。
四、油层润湿性反转对渗流过程的影响油层润湿性反转对渗流过程具有显著的影响，主要表现在以下几个方面：1. 改变渗流方向：润湿性的改变会影响油水在孔隙中的分布和流动方向，从而改变渗流路径。
2. 影响渗流速度：润湿性的改变会影响流体在孔隙中的流动阻力，从而影响渗流速度。
3. 增加采收率：通过适当的方法实现润湿性反转可以提高原油的采收率。
例如，通过改变流体组成或采用酸碱处理等方法使原本水湿的油层变为油湿，有利于原油的采出。
采油速度对不同黏度均质油藏水驱特征的影响
采油速度对不同黏度均质油藏水驱特征的影响赵伦;陈希;陈礼;曹仁义;张祥忠;刘佳;单发超【摘要】基于均质油藏水驱油物理模拟实验,研究不同黏度均质油藏在不同采油速度下的水驱特征.低黏度油藏(黏度小于5 mPa·s)水驱波及均匀,流线粗.随采油速度的提高,注水沿油层底部突进减弱,纵向波及更均匀,油层顶、底面波及系数差异减小.低黏度油藏高速开发无水期采出程度明显高于低速开发,含水上升速度低于低速开发,适宜高速开发模式.中高黏度油藏(黏度5～50 mPa·s)水驱过程中注入水表现出明显的指进现象,水驱流线细,水驱波及不完全,流线间波及程度弱,油层顶、底面波及系数差异大.随采油速度的提高,中高黏度油藏水驱流线更细,波及更不完全,油层顶、底面波及系数明显降低.中高黏度油藏高速开发见水时间短,无水期采出程度明显低于低速开发,含水上升速度高于低速开发,不适合高速开发.【期刊名称】《石油勘探与开发》【年(卷),期】2015(042)003【总页数】6页(P352-357)【关键词】水驱油实验;均质油藏;原油黏度;采油速度;水驱规律;注入水波及特征;高速开发适应性【作者】赵伦;陈希;陈礼;曹仁义;张祥忠;刘佳;单发超【作者单位】中国石油勘探开发研究院;中国石油勘探开发研究院;中国石油勘探开发研究院;中国石油大学(北京);中国石油勘探开发研究院;中国石油大学(北京);中国石油勘探开发研究院【正文语种】中文【中图分类】TE326世界上砂岩油田众多，是原油产量的主要来源，砂岩油田开发速度相差较大，既有采油速度低于1%的油田，也有大于8%甚至更高的油田[1-3]。
影响开发速度的因素很多[4-5]，有油藏地质的因素，也有油田开发管理以及开发策略的因素[6-7]，但油藏地质条件是最根本的因素。
在地质条件（储集层渗透率、非均质性）相似的情况下，原油黏度是影响合理开发速度的主要因素[8-10]。
本文以物理模拟实验为基础[11-12]，对比不同黏度均质油藏在不同采油速度下的水驱特征，讨论水驱速度对开发效果的影响，明确不同黏度油藏高速开发适应性。
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Advances in Porous Flow 渗流力学进展, 2014, 4, 42-49Published Online June 2014 in Hans. /journal/apf/10.12677/apf.2014.42005Influence of Viscosity on Fluid PercolationCharacteristic in Different PermeabilityHeavy Oil ReservoirsYunqian Long1, Weiyao Zhu2, Yang Xu3, Fuquan Song1*, Hongyan Han21Innovation Application Institute, Zhejiang Ocean University, Zhoushan2School of Civil & Environmental Engineering, University of Science and Technology Beijing, Beijing3China Petroleum Pipeline Engineering Corporation, LangfangEmail: *fqsong2000@Received: Apr. 25th, 2014; revised: May 23rd, 2014; accepted: May 30th, 2014Copyright © 2014 by authors and Hans Publishers Inc.This work is licensed under the Creative Commons Attribution International License (CC BY)./licenses/by/4.0/AbstractThe viscosity abnormality caused by the asphaltenes and resins in heavy oil reflects the characte-ristics of heavy oil reservoirs and has very important influence on seepage rule of heavy oil. The oil samples containing different heavy oil ratio were prepared. The rheological properties of dif-ferent viscosity oil sample and its flow characteristics in porous media were experimentally stu-died by the rheometer and the core displacement device. The effects of viscosity to percolation characteristic of heavy oil were analyzed in detail. The results show the non-Newtonian seepage characteristic of oil samples in porous media enhances with increasing the proportion of heavy oil in the oil samples. The smaller the permeability of the porous media, the non-Newtonian behavior of oil samples is more obvious. As the heavy oil ratio increases, the relative permeability of water increases rapidly and the oil relative permeability decreases sharply which become worse at the oil recovery effect. The influence on relative permeability of fluids in the lower permeability cores is more than high permeability ones. The water cut increases rapidly in the produced fluids with increasing the proportion of heavy oil in the oil sample. The lower the permeability of the cores, the water cut with recovery percent increases more rapidly.KeywordsViscosity, Heavy Oil Reservoirs, Percolation Characteristic, Two-Phase Seepage,Oil Displacement Efficiency*通讯作者。
黏度对不同渗透率稠油油藏流体渗流特征的影响龙运前1，朱维耀2，徐洋3，宋付权1*，韩宏彦21浙江海洋学院，创新应用研究院，舟山2北京科技大学，土木与环境工程学院，北京3中国石油天然气管道工程有限公司，廊坊Email: *fqsong2000@收稿日期：2014年4月25日；修回日期：2014年5月23日；录用日期：2014年5月30日摘要稠油中胶质、沥青质形成的结构造成的黏度异常反映了稠油油藏的特性，对稠油的渗流特征有非常重要的影响。
通过配制不同含稠油比例的油样，利用流变仪和岩心驱替装置，对不同黏度油样的流变性及其在多孔介质中的渗流特征进行了实验研究，分析了黏度对稠油渗流特征的影响。
结果表明：随着油样中所含稠油比例增大，多孔介质中油样的非牛顿渗流特性增强，且渗透率越小，油样的非牛顿特性表现越明显；随着油样中稠油比例增大，水相相对渗透率迅速增大，而油相相对渗透率急剧降低，导致开采效果变差，且对流体在较低渗透率岩样中的相对渗透率影响大于高渗透率的岩样；随着被驱替油样中稠油比例增加，产出液中含水率上升的速度加快，且渗透率越低，含水率随采出程度增加的速度越快。
关键词黏度，稠油油藏，渗流特征，两相渗流，驱油效率1. 引言我国稠油资源丰富，探明和控制储量达1640 Mt，其中陆地稠油约占石油总资源的20%以上[1]。
随着常规原油储量逐年递减，稠油资源越来越受到广泛的关注[2] [3]。
稠油与常规原油不同，由于其黏度高、分子量大、极性强，原油与岩石界面及原油之间界面的相互作用力大，导致稠油在多孔介质中的渗流特征一般表现为非线性渗流[4]。
黏度是最能反映稠油油藏特性的参数，随着稠油黏度的变化，稠油的渗流特性也将发生变化。
从达西定律可知，流体通过多孔介质的流量大小与流体黏度成反比。
大量稠油流变性实验研究发现，稠油中的胶质、沥青质形成的结构造成了稠油的黏度异常，导致稠油油藏的采收率比常规原油油藏的采收率要低得多[5] [6]。
Y. S. Wu认为稠油地下渗流满足宾汉流体的渗流规律[7]。
可见，黏度对稠油的渗流特征有非常重要的影响。
本文利用稠油跟煤油配制不同黏度的实验油样，对含不同稠油比例的油样进行渗流特征方面的研究，分析黏度对稠油油藏的渗流特征及驱油效果的影响，为开发不同的稠油油藏提供科学的依据。
2. 实验部分2.1. 试剂与仪器实验设备包括德国PHYSICA公司的MCR300流变仪、驱替系统、温度控制系统、岩心夹持系统和计量测试系统，实验前必须对流程进行密封实验。
实验所用油样为三种，分别是：第一种为100%稠油，50℃时，黏度为578.45 mPa·s；第二种为含60%稠油、40%煤油，50℃时，黏度为148.26 mPa·s；第三种为含30%稠油、70%煤油，50℃时，黏度为54.72 mPa·s；实验用水为地层水，水型为CaCl2型，总矿化度为12,000 mg/L；实验所用岩样为天然岩心，直径为2.5 cm，长度为5 cm。
2.2. 实验方法1) 流变特征实验利用德国PHYSICA公司的MCR300流变仪分别对三种含不同稠油比例的油样进行相应流变实验测试，分别绘制剪切应力和表观黏度随剪切速率变化曲线，实验温度为75℃。
2) 单相渗流实验将岩心称干重，抽真空饱和地层水后，放入岩心夹持器，连接驱替设备；在实验温度75℃下，以某一恒定的流速注入油样5 PV以上，直到岩心两端压力稳定，记录岩心两端的压力；然后增至下一流速，测量下一组数据，直到测出全部实验点，绘制压差与流量的关系曲线；实验中分别改变油样所含稠油比例和岩样渗透率，分析考察渗透率和油样黏度对油样单相渗流规律的影响。
3) 两相渗流实验将岩心抽真空饱和地层水放入夹持器后，在实验温度75℃下，以1 mL·min−1的速度向岩心中注入模拟油，建立束缚水，测定束缚水下的油相渗透率；以相同的速度向岩心中注入地层水，记录实验各个参数，直至出口端不出油为止，记录岩心的残余油饱和度，并测定残余油下的水相渗透率；绘制油水两相相对渗透率曲线，分析油水两相的相渗特征，计算水驱采收率，绘制含水率随采出程度变化的水驱特征曲线；实验中分别改变油样所含稠油比例和岩样渗透率，分析考察渗透率和油样黏度对油水两相渗流特征以及水驱特征曲线的影响。
3. 结果与讨论3.1. 流变特征不同稠油比例油样在75℃条件下剪切应力随剪切速率变化曲线见图1，表观黏度随剪切速率变化曲线见图2。
由图1可知，剪切应力与剪切速率基本成线性关系，表现为近似属于牛顿流体。
当含30%、60%稠油的油样流变曲线线性拟合与实验数据曲线重合一致，但含100%稠油的油样流变曲线不是线性的，实验数据曲线与拟合直线不能重合，表现为拟塑性流体特征，说明原油属于弱拟塑性流体。
而当油样不含100%稠油时流变曲线为牛顿流体特征，线性拟合重合较好。
由图2可知，油样表观黏度随剪切速率增大而减小，表现为剪切变稀流体。
在剪切速率较小时，随着剪切速率增大黏度减小，油样表现为拟塑性流体；当剪切速率增大，黏度基本不变，油样表现为牛顿流体。
油样含100%稠油时，曲线变化幅度大，非线性大，黏度随剪切速率变化大，拟塑性流体特征强。
当油样含稠油30%、60%时，在剪切速率较小时，同样表现为拟塑性流体特征，当剪切速率增大也表现出牛顿流体特征。