CN108225861B - 一种用于填制非均质夹砂模型的实验方法 - Google Patents
一种用于填制非均质夹砂模型的实验方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN108225861B CN108225861B CN201810034679.4A CN201810034679A CN108225861B CN 108225861 B CN108225861 B CN 108225861B CN 201810034679 A CN201810034679 A CN 201810034679A CN 108225861 B CN108225861 B CN 108225861B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- sand
- heterogeneous
- water
- bodies
- sanding
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Expired - Fee Related
Links
- 239000004576 sand Substances 0.000 title claims abstract description 114
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 title claims abstract description 25
- 238000011049 filling Methods 0.000 title claims abstract description 13
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 126
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 34
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 24
- 238000005192 partition Methods 0.000 claims abstract description 16
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 claims abstract description 13
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims abstract description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 20
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 5
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 4
- 238000013461 design Methods 0.000 claims description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 3
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 claims description 2
- 238000003556 assay Methods 0.000 claims 1
- 230000001066 destructive effect Effects 0.000 claims 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 25
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 20
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 13
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 11
- 230000008569 process Effects 0.000 description 8
- 230000005465 channeling Effects 0.000 description 7
- 238000004590 computer program Methods 0.000 description 7
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 5
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 5
- 230000006870 function Effects 0.000 description 4
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 4
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 4
- CZMRCDWAGMRECN-UGDNZRGBSA-N Sucrose Chemical compound O[C@H]1[C@H](O)[C@@H](CO)O[C@@]1(CO)O[C@@H]1[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](CO)O1 CZMRCDWAGMRECN-UGDNZRGBSA-N 0.000 description 3
- 229930006000 Sucrose Natural products 0.000 description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 description 3
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 3
- 239000005720 sucrose Substances 0.000 description 3
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 238000005488 sandblasting Methods 0.000 description 2
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 1
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 1
- 239000002390 adhesive tape Substances 0.000 description 1
- 230000004075 alteration Effects 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 238000013475 authorization Methods 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 238000004422 calculation algorithm Methods 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 238000004806 packaging method and process Methods 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000000750 progressive effect Effects 0.000 description 1
- 238000009991 scouring Methods 0.000 description 1
- 238000012216 screening Methods 0.000 description 1
- 230000011218 segmentation Effects 0.000 description 1
- 238000002791 soaking Methods 0.000 description 1
- 238000002798 spectrophotometry method Methods 0.000 description 1
- 238000012800 visualization Methods 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N1/00—Sampling; Preparing specimens for investigation
- G01N1/28—Preparing specimens for investigation including physical details of (bio-)chemical methods covered elsewhere, e.g. G01N33/50, C12Q
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Road Paving Structures (AREA)
Abstract
一种用于填制非均质夹砂模型的实验方法，根据所需要实现的由N块不同渗透性砂体组成的非均质砂体设计，制作N块形状，大小，厚度等与不同渗透性砂体一致的铺砂辅助工具，将所有铺砂辅助工具按照设计位置放入铺砂凹槽中固定，取出其中一块后在凹槽空缺位置铺平相应渗透率的石英砂后，铺好的砂体中浸润一定质量及浓度的水溶性胶结剂，烘干后取出另一块辅助工具，空缺位置铺平相应渗透率的石英砂，依次将相邻辅助工具取出后铺砂，直至完成预先设计的整体非均质砂体，砂体加压密闭封装后连续水驱，将砂体中水溶性胶结剂溶解驱出，得到不同渗透性砂体间紧密衔接，无阻碍连通、不同渗透性砂体接触面无严重窜流的无需隔板且不用固定胶结的非均质砂体。
Description
技术领域
本申请涉及石油技术领域，更具体地说，涉及一种用于填制非均质夹砂模型的实验方法。
背景技术
物理模拟实验是研究油藏开采过程中的渗流特征、提高采收率效果评价的手段之一，目前国内许多油田都已进入中-高含水期，由于注入水的长期冲刷，储层的孔隙结构及物理性质发生了变化，储层非均质性加剧，使水驱或化学驱波及系数降低，从而导致最终采收率较低。因此，模拟水驱或化学驱在非均质储层中的驱油效率及渗流规律，对于化学驱油剂的研发、评价及筛选，进一步提高原油采收率提供理论依据。而实现砂体非均质性的方法则是非均质油藏物理模拟工作中不可或缺的关键技术，对于非均质油藏物理模拟工作至关重要。
但是，目前实现非均质油藏物理模拟主要有三种方式，即岩心或多管并联、平面胶结和平面填砂。岩心或多管并联模型由于管壁的存在，使得流体之间在不同渗透性储层之间不能互相沟通交流，不能真实反映不同渗透性储层之间在平面及层内完全无阻碍相互连通的实际情况，同时无法可视化，不能直接观察流体在层内非均质多孔介质中的渗流变化情况。平面胶结模型一般采用胶粘剂将砂胶结，授权公告号为CN105545263B的发明专利公开了一种用于驱油实验的可视化喷砂模型及其制作方法，用石英砂喷枪(压缩高压空气携带一定粒径石英砂)均匀喷涂石英砂于玻璃载片内表面，使石英砂与环氧树脂牢固胶结，均匀喷砂一定厚度后，改变石英砂粒径，获得不同渗透率胶结层。此方法制作模型耗时较长，制作的岩心模型重复性不好，实验后不能重复使用，不可避免的造成浪费，且胶结模型只能使用夹持器进行实验，使用成本较高，且由于采用胶粘剂将砂胶结，其不同渗透物性的层面由于胶结剂的存在而容易出现窜流或者连通性不佳的问题。同时，采用胶结的方式实现不同的非均质砂体需要重新设计相应模具、砂与胶结剂比例等，调节复杂，成本较高；平面填砂模型通常采用带孔隔板分割不同粒径石英砂来实现模型非均质性，申请号为CN201520715166.1的实用新型公开了一种用于非均质油藏渗流特征研究的非均质填砂模型，它通过在壳体内与侧壁平行的方向设置有两块带孔隔板以使壳体内隔出等间距的三个空间，隔板隔出的等间距的三个空间内用于填不同目数的石英砂，从而实现非均质物理模型。申请号为CN201420234885.7的实用新型公开了一种模拟层内非均质性的二维可视填砂模型及二维可视渗流实验装置，在填砂槽之间设置流体通道来实现模型非均质性，此种方法采用带孔隔板等方式进行不同渗透物性层之间的分割，实现过程相对便捷，虽然在一定程度上解决了不同渗透物性层之间的连通问题，但毕竟在不同渗透物性层之间存在隔板，不同渗透性砂体不能直接接触，对流体在不同渗透层间的流动等还是有一定影响，仍然不能真实反映不同渗透性储层之间在平面及层内等完全无阻碍相互连通的实际情况。同时，采用隔板方式一个夹砂模型只能实现一种形态构造的非均质砂体，要实现不同形态构造的非均质砂体需要制作相应的多个模型，成本较高。目前缺乏一种简便的用于夹砂模型的无需隔板且不用固定胶结的、能够实现不同构造的非均砂体的铺砂方法，能够真实反映不同渗透性储层之间在平面及层内等完全无阻碍相互连通、不同渗透性储层接触面无严重窜流的实际情况。
发明内容
有鉴于此，本申请提供了一种用于填制非均质夹砂模型的实验方法，该方法无需隔板且不用固定胶结，用于解决传统非均质砂体由于隔板或者胶结使得不同渗透性砂体之间不能有效连通、不同渗透性砂体接触面窜流严重或者不能重复利用，操作繁琐的问题，实现不同渗透性砂体间紧密衔接，无阻碍连通、不同渗透性砂体接触面无严重窜流的无需隔板且不用胶固定结的非均质砂体，由于此种方法可以实现任意形态的非均质砂体，可以降低成本，提高实验效率。
本申请提供了一种用于填制非均质夹砂模型的实验方法，先根据所需要实现的由N块不同渗透性砂体组成的非均质砂体设计，制作N块形状，大小，厚度等与不同渗透性砂体一致的铺砂辅助工具，铺砂辅助工具大小，形状，厚度与要实现的不同渗透性砂体的各部位一致，其材质为硬质易加工材料即可，工具上具有把手，可以将其放入铺砂凹槽或者从凹槽中取出，N块铺砂辅助工具组装后应与要实现的非均质砂体形态一致，铺砂辅助工具按照设计位置放入铺砂凹槽中并进行无损固定，防止滑动，固定方式可以是无损的暂时粘贴，也可以是无损的磁性吸附，取出一块铺砂辅助工具后在相应空缺位置铺平设计渗透率的石英砂，铺好的砂体中浸润一定质量及浓度的水溶性胶结剂，烘干后由于水溶性胶结剂使砂体具有一定强度，可以将剩余的任何一个铺砂辅助工具取出而保持其砂体形态，再在空缺位置铺平此块位置设计的渗透率的石英砂，按照上述步骤将其他相邻占位工具以此取出，直至完成预先设计的整体非均质砂体，整体砂体加压密闭封装后进行连续水驱，将砂体中残留的水溶性胶结剂溶解驱出，使非均质砂体中各个不同渗透率区域自然相连，得到不同渗透性砂体间紧密衔接，无阻碍连通、不同渗透性砂体接触面无严重窜流的无需隔板且不用固定胶结的非均质砂体，得到了一种夹砂模型无需隔板且不用固定胶结的非均砂体实现方法，此种方法操作简便，实现非均质模拟的效果非常好。
本发明具有以下有益效果：
1.本发明采用水溶性胶结剂进行砂体的暂时胶结，解决了固定胶结非均质模型不同渗透物性的层面由于胶结剂的存在而容易出现窜流或者连通性不佳的问题，隔板非均质模型不同渗透性砂体不能直接接触，对流体在不同渗透层间的流动具有影响，不能真实反映不同渗透性储层之间在平面及层内等完全无阻碍相互连通的实际情况等问题；
2.本发明采用水溶性胶结剂进行砂体的暂时胶结，并通过不同的铺砂辅助工具，解决了固定胶结非均质模型及隔板非均质模型在制作不同形态的非均质砂体时成本较高的问题；
3.本发明采用水溶性胶结剂进行砂体的暂时胶结，后续水驱将胶结剂驱出，使得非均质砂体的制作具有重复性，操作简便，灵活性较好；
4.本发明采用水溶性胶结剂进行砂体的暂时胶结，后续水驱可以将胶结剂完全驱出，对后续实验无任何影响。
附图说明
为了更清楚地说明本申请实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本申请的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本申请实施例提供的一种非均质铺砂的夹砂模型示意图；
图2为本申请实施例提供的一种用于非均质铺砂的铺砂辅助工具示意图；
图3为本申请实施例提供的一种用于非均质铺砂的铺砂辅助工具放入铺砂凹槽占位后的示意图；
图4为利用本申请提供的非均质铺砂方法实现的非均质模型饱和油、水驱，注聚及后续水驱实验效果图；
图5为流出蔗糖浓度与水驱时间关系图；
图6为驱替实验效果图。
具体实施方式
下面将结合本申请实施例中的附图，对本申请实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本申请一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本申请中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本申请保护的范围。
图1为本申请实施例提供的一种非均质铺砂的夹砂模型示意图。
图1中1、2为夹砂模型的注入口，3为模型采出口，4为模型的铺砂凹槽，5为需要实现高渗透率铺砂的部位，6为需要实现低渗透率铺砂的部位。
根据实验方案，非均质砂体由两种不同渗透率砂体组成，需要在夹砂模型铺砂凹槽4内的5位置铺入40-60目(高渗透)的石英砂，剩下没有被铺砂辅助工具覆盖的区域6铺入80-100目(低渗透)的石英砂，图2是根据需要制作两块一样的铺砂辅助工具及其侧视图，图2中8是为方便铺砂辅助工具放置和取出的小把手。
铺砂时，在与铺砂凹槽接触的铺砂辅助工具9上粘一小块双面胶，如图3所示，将铺砂辅助工具7按照整体非均质砂体设计位置放入铺砂凹槽4中5位置处固定，称量此时夹砂模型的重量。
在铺砂凹槽中剩下没有被铺砂辅助工具覆盖的区域9铺入80-100目的石英砂，刮平压实后，称量此时夹砂模型的重量，减去之前模型的重量得到铺入砂体质量，缓慢的在铺好的砂体中加入铺入砂体质量30％质量比的水溶性胶结剂，本实施例中水溶性胶结剂采用蔗糖水溶液，蔗糖浓度为0.5％，使其慢慢完全浸润铺入石英砂，将铺砂凹槽放入50℃烘箱20min干燥后取出夹砂模型，将两个铺砂辅助工具取出，在铺砂辅助工具被取出后形成的凹槽中加入40-60目的石英砂，刮平压实，然后将夹砂模型进行密闭封装，非均质砂体实现效果如图4所示，通过测量高渗砂体和铺沙凹槽面积可计算出高渗砂体的比例，重复3组得到比例如表1所示，
表1高渗砂体比例及误差
非均质砂体中高渗透砂体部分的比例误差在0.5％以内，该方法重复性较好。
然后将砂体接入夹砂模型配套的注入装置进行饱和水及水驱，注入速度为0.05mL/min，用紫外分光光度法检测出口液中蔗糖浓度，结果如图5所示，水驱4h左右可将砂体中残留的糖分溶解完全驱出，不对后续实验产生影响，然后进行饱和油、水驱、聚驱以及后水驱等实验。
实验条件：
温度：25℃；原油粘度：50mPa.s；聚合物HPAM粘度：50mPa.s；
实验流程：饱和油+水驱1PV+注聚0.4PV+后水驱1PV
实验效果图如附图6所示，采用色阶法评价各实验中的驱油效率。其原理是先将拍摄的图片通过软件自动转换成为黑白图。转换后的黑白图由黑到白分为256个色阶，由软件统计出每个时刻黑白图中各色阶点的个数并将各色阶点的个数带入以下公式：
算法原理：黑到白共分为256个色阶，公式中分子是任意时刻所有的像素点灰度值之和分母为初始的饱和原油后全部的像素灰度值的总和，计算结果代表每个时刻的含油饱和度。再计算实时含油饱和度，可以量化得到驱油效率。重复2组实验通过计算得到驱油效率如表2所示；
表2驱油效率及相对误差
3组实验驱油效率相对误差在2％以内，驱油重复性好。
由此可见，该方法实现的非均质砂体，整体砂体加压密闭封装后进行连续水驱，将砂体中残留的水溶性胶结剂溶解驱出，不对后续实验产生影响，使非均质砂体中各个不同渗透率区域自然相连，得到不同渗透性砂体间紧密衔接，无阻碍连通、不同渗透性砂体接触面无严重窜流的无需隔板且不用固定胶结的非均质砂体，得到了一种夹砂模型无需隔板且不用固定胶结的非均砂体实现方法，此种方法操作简便，非均质砂体及驱油重复性好，实现非均质模拟的效果非常好。
本说明书中的各个实施例均采用递进的方式描述，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处，各个实施例之间相同相似的部分互相参见即可。
本领域内的技术人员应明白，本申请实施例的实施例可提供为方法、装置、或计算机程序产品。因此，本申请实施例可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本申请实施例可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。
本申请实施例是参照根据本申请实施例的方法、终端设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理终端设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理终端设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。
这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理终端设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。
这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理终端设备上，使得在计算机或其他可编程终端设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程终端设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。
尽管已描述了本申请实施例的优选实施例，但本领域内的技术人员一旦得知了基本创造性概念，则可对这些实施例做出另外的变更和修改。所以，所附权利要求意欲解释为包括优选实施例以及落入本申请实施例范围的所有变更和修改。
最后，还需要说明的是，在本文中，诸如第一和第二等之类的关系术语仅仅用来将一个实体或者操作与另一个实体或操作区分开来，而不一定要求或者暗示这些实体或操作之间存在任何这种实际的关系或者顺序。而且，术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法、物品或者终端设备不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种过程、方法、物品或者终端设备所固有的要素。在没有更多限制的情况下，由语句“包括一个……”限定的要素，并不排除在包括所述要素的过程、方法、物品或者终端设备中还存在另外的相同要素。
以上对本申请所提供的技术方案进行了详细介绍，本文中应用了具体个例对本申请的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本申请的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本申请的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处，综上所述，本说明书内容不应理解为对本申请的限制。
Claims (7)
1.一种用于填制非均质夹砂模型的实验方法，其特征在于，包括步骤：
制作N块形状、大小和厚度与不同渗透性砂体一致的铺砂辅助工具；
将所述铺砂辅助工具按照设计位置放入预设的铺砂凹槽中并进行无损固定；
取出一块铺砂辅助工具后在相应空缺位置铺平设计渗透率的石英砂，铺好的砂体中浸润一定质量及浓度的水溶性胶结剂，然后放入烘箱烘干；
将剩余的任何一个铺砂辅助工具取出而保持其砂体形态，再在空缺位置铺平不同于上述设计渗透率的石英砂，浸润一定质量及浓度的水溶性胶结剂，然后放入烘箱烘干；
按照上述方式，依次将其他占位工具以此取出，直至完成预先设计的整体非均质砂体；
整体砂体加压密闭封装后进行连续水驱，将砂体中残留的水溶性胶结剂溶解驱出，得到不同渗透性砂体间紧密衔接，无阻碍连通、不同渗透性砂体接触面无严重窜流的无需隔板且不用固定胶结的非均质砂体。
2.如权利要求1所述的实验方法，其特征在于，所述铺砂辅助工具的材质为硬质易加工材料。
3.如权利要求1所述的实验方法，其特征在于，所述无损固定方式为暂时粘贴或者磁性吸附。
4.如权利要求1所述的实验方法，其特征在于，所述水溶性胶结剂与当次铺入的砂体质量比例为25%-50%。
5.如权利要求1所述的实验方法，其特征在于，所述水溶性胶结剂质量浓度为0.05%-30%。
6.如权利要求1所述的实验方法，其特征在于，烘干温度为45℃-95℃。
7.如权利要求1所述的实验方法，其特征在于，烘干时间为2分钟-60分钟。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201810034679.4A CN108225861B (zh) | 2018-01-15 | 2018-01-15 | 一种用于填制非均质夹砂模型的实验方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201810034679.4A CN108225861B (zh) | 2018-01-15 | 2018-01-15 | 一种用于填制非均质夹砂模型的实验方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN108225861A CN108225861A (zh) | 2018-06-29 |
| CN108225861B true CN108225861B (zh) | 2020-12-08 |
Family
ID=62641890
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201810034679.4A Expired - Fee Related CN108225861B (zh) | 2018-01-15 | 2018-01-15 | 一种用于填制非均质夹砂模型的实验方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN108225861B (zh) |
Families Citing this family (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109989741B (zh) * | 2019-03-19 | 2022-12-09 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种非均质油藏开发物理模型及其制备方法和应用 |
| CN112302592B (zh) * | 2019-07-30 | 2023-04-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种曲流河点坝砂体水驱油模拟实验设备 |
| CN115774036B (zh) * | 2023-02-15 | 2023-04-14 | 西南科技大学 | 一种叶片表面夹砂率检测方法、系统及装置 |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1587960A (zh) * | 2004-09-13 | 2005-03-02 | 中国石油大港油田油气勘探开发技术研究中心 | 油田三次采油用人造砂岩的制作方法 |
| CN106409114A (zh) * | 2016-10-13 | 2017-02-15 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种低渗油藏人工裂缝二维填砂模型制作方法 |
| CN107218029A (zh) * | 2017-06-29 | 2017-09-29 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种平面非均质模型、注采模拟实验装置及方法 |
-
2018
- 2018-01-15 CN CN201810034679.4A patent/CN108225861B/zh not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1587960A (zh) * | 2004-09-13 | 2005-03-02 | 中国石油大港油田油气勘探开发技术研究中心 | 油田三次采油用人造砂岩的制作方法 |
| CN106409114A (zh) * | 2016-10-13 | 2017-02-15 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种低渗油藏人工裂缝二维填砂模型制作方法 |
| CN107218029A (zh) * | 2017-06-29 | 2017-09-29 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种平面非均质模型、注采模拟实验装置及方法 |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| The sucrose-natural gypsum makes the compound retarder to the cement and the concretes performance influence experimental study;Ru Qin Wang;《Advanced Materials Research》;20110902;第335-336卷;第1219-1222页 * |
| 聚合物驱油之后剩余油分布规律研究;卢祥国;《石油学报》;19961031;第17卷(第4期);第55-61页 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN108225861A (zh) | 2018-06-29 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN108225861B (zh) | 一种用于填制非均质夹砂模型的实验方法 | |
| CN104018829B (zh) | 一种利用煤层气井生产数据测量气水相渗曲线的方法 | |
| CN109594959B (zh) | 一种提高老油田薄差储层采收经济效率的压裂驱油方法 | |
| CN104196487A (zh) | 一种评价调堵剂在低渗透裂缝岩心中适应性的实验方法 | |
| CN201991509U (zh) | 一种用于驱油实验的可视化平面填砂模型 | |
| CN106501144A (zh) | 一种基于核磁共振双截止值的致密砂岩渗透率计算方法 | |
| CN104100263B (zh) | 一种非均匀水淹层剩余油饱和度的确定方法 | |
| CN105089595A (zh) | 水平压裂裂缝导流作用下的油藏数值模拟方法及装置 | |
| CN106285664A (zh) | 基于逾渗网络模拟的双重介质储层岩石含水饱和度计算法 | |
| CN105404735A (zh) | 裂缝与基质对超低渗透油藏单井产量贡献率的定量评价方法 | |
| CN110130871B (zh) | 心滩型油藏物理模型及其制作方法和实验方法 | |
| CN104102802A (zh) | 不同驱替压力梯度条件下油水相对渗透率曲线的表征方法 | |
| CN108828190B (zh) | 一种裂缝性致密砂岩油气藏的裂缝模拟方法 | |
| CN107991188B (zh) | 一种基于岩心残余应力水平预测水力裂缝复杂性的方法 | |
| CN104119048A (zh) | 一种储层岩屑仿天然胶结岩心的制备方法 | |
| CN110208487A (zh) | 一种基于ct扫描的页岩水化损伤测试方法 | |
| CN103334725A (zh) | 评价低渗透油藏驱替有效性的方法及装置 | |
| CN105545263B (zh) | 一种用于驱油实验的可视化喷砂模型及其制作方法 | |
| CN112685874A (zh) | 一种降雨入渗下非饱和黄土边坡渗流控制方程计算方法 | |
| CN105626050B (zh) | 采用差应变分析法计算地应力的方法及装置 | |
| CN106202763A (zh) | 双重介质储层岩石含水饱和度的计算方法 | |
| CN100538004C (zh) | 改善各向异性油藏水驱效果的设计方法 | |
| CN107121448A (zh) | 碳酸盐岩储层沥青含量计算方法 | |
| CN104632151B (zh) | 一种离子匹配水驱提高采收率的方法 | |
| CN110781617A (zh) | 基于数模的缝内暂堵压裂裂缝复杂性识别方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee | ||
| CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |
Granted publication date: 20201208 |