王场背斜构造裂缝性油藏注水开发特征研究

江汉油田王场背斜构造储层裂缝发育方向受油藏构造形态及邻近断层的影响,天然裂缝为北东40~70°,人工裂缝为北西40~70°。注入水水线推进受其裂缝发育及油水井所处位置的影响,油井远离注水井裂缝线,注水水线推进均匀,水驱效率高,注水开发效果好;油井靠近注水井裂缝,注入水首先沿裂缝方向朝近距离油井方向推进,该方向油井见效快,水淹快,水驱效果差。在裂缝特征及其对注水开发影响研究基础上,通过注采井网调整、把握注水时机,掌握合理的注采比及采用不稳定注水、高压注水等工艺,提高了油藏的产量和采收率,取得了较好的开发效果。     

裂缝性碳酸盐岩油藏脉冲注水研究

在裂缝性碳酸盐岩油田注水开发主要是利用毛细管的渗吸作用。注入水驱油时,毛管自吸作用使注入水进入基质系统并将原油驱替至裂缝系统。采用脉冲注水方式能够有效的利用渗吸作用来改善此类油藏的水驱开发效果,可以提高油藏的最终采收率。本文在实验室岩芯的渗吸规律与脉冲注水的分析基础上,论证合理的开发指标。实验研究表明,碳酸盐岩基质系统物性较差,从而在渗吸作用中驱油效率较低。相对自然渗吸作用,脉冲注水可提高0.61%~8.92%的驱油效率。在数值模拟与实际开发的验证中也表明脉冲注水能提高裂缝性碳酸盐岩油藏的采出程度。     

天然裂缝性油藏的离散裂缝网络数值模拟方法

针对裂缝性油藏中大裂缝、微细裂缝和孔隙等多种储渗介质共存的现象,将大裂缝作为控制流体流动的一维实体,组成离散裂缝网络,进行显式表示,将孔隙和微细裂缝组成的系统作为基岩介质,建立了天然裂缝性油藏两维两相数值模拟模型。采用加权余量法,建立有限元方程并进行了求解。对油藏有无裂缝及大裂缝的方位、长度和分布对水驱油的影响进行了研究。结果表明：大裂缝的存在会严重改变水驱油藏中注入水前缘的前进方向和速度,大裂缝与注采井间连线夹角越小及长度越大,都会导致注入水窜进越严重,从而使得油井见水早,含水率高;多条大裂缝的存在会造成剩余油分布的极度非均质及剩余油富集区的形成。     

水驱油流线模拟在天然裂缝性油藏中的应用

由于流体在裂缝和基质之间的复杂流动,天然裂缝性油藏的水驱油管理面临困难.流线模型通过孔间传质评价各注入井对相应生产井的注入效果.天然裂缝模型运用流线驱替注水效率的概念来提高水驱管理.考虑重力和裂缝与基质之间的窜流,运用算子分裂技术的流线方法首次模拟了双孔双渗模型中的水驱油过程.该模型能够重新分配注入水以改善裂缝和基质的原油采收率.快速的流线计算方法使得该模型也可以应用于矿场试验.本文阐述了基于注水效率的注入速率控制对模拟双孔双渗油藏的方法和实施办法,验证了实例模拟的有效性.该方法可以评价一注一采单元的注水效果.根据计算的注水效率可以确定注入速率的分配,以便从裂缝和孔隙中驱出更多的原油.实例证明,这种方法对高度非均质的天然裂缝性油藏非常有效.     

垂直裂缝井开发双重介质油藏

水力压裂能使油井周围地层形成一个对称的垂直裂缝面,增加原油产量,它作为一种有效的增产措施被广泛运用于油气田开发中。该文建立了双重介质油藏中垂直裂缝井两相流体渗流数学模型。提出将水驱油运动的前沿作为活动边界处理的方法,用有限差分和外推法求解带初边条件的积分－微分方程。结果表明：垂直裂缝井开发双重介质油藏时,吸渗作用对含水饱和度分布的影响较大,使水驱油运动前沿推进速度变慢,从而油井见水时间延长。见水前注入率不能太大,以充分发挥吸渗驱油的作用,延长无水采油期时间。     

裂缝分布对水驱油效果的影响

利用薄板模型,对6种不同裂缝分布的水驱油过程进行了物理模拟。通过对不同裂缝分布下水驱油效果的分析比较,得出了不同裂缝形态水驱油的规律。指出裂缝方向与渗流方向的关系对驱替效果的影响最大;裂缝的长度以及长度的配置对驱替效果也有影响,但居于第二位。     

裂缝对水驱和聚合物驱采收率影响的实验研究

本文用实验方法研究了裂缝对水驱和聚合物驱采收率的影响.在模拟油藏的温度和压力条件下,开展了4组驱替实验、1组基础实验.基础实验是用未压裂的岩心进行驱替,对比了实施压裂地层和未压裂地层水驱和聚合物驱特性.测量了不同温度下原油和不同浓度聚合物溶液的黏度.实验结果表明,水驱碳酸盐岩油藏未压裂地层采收率高于实施压裂后有单一裂缝的地层.在碳酸盐岩油藏中,裂缝与油流方向水平(0°倾角)时采收率最高;裂缝与油流方向垂直(90°倾角)时采收率最低.水驱采收率随地层裂缝倾角的增加而减小.水驱之后进行聚合物驱,结果表明,所有实施压裂的碳酸盐岩地层,无论裂缝方向如何,采收率均高于未压裂地层.裂缝与油流方向成30°倾角时,采收率最高;裂缝与油流方向成90°倾角时,采收率最低.水驱和聚合物驱联合作用碳酸盐岩油藏,水平裂缝地层最终采收率最高.     

低渗透裂缝性油藏水气交注非混相驱提高采收率研究

低渗透油田进入注水开发以后,由于储层天然裂缝发育,导致油井含水急剧上升,产量迅速下降,油藏采出程度低。为进一步提高油藏采收率,达到降水稳油的目的,进行了水气交注非混相提高采收率室内试验,通过实验分析了注入方式、气液比及温度对采收率的影响。实验结果表明,氮气驱+水-氮气交替注入段塞效果最好;气液比在1∶1至3∶1范围变化时,随着气液比增大,最终驱油效率提高,并且提高效果较明显;温度对水-氮气交注非混相驱的驱油效率有一定的影响但不明显。在低渗透裂缝性油藏实施水气交注非混相驱是切实可行的,具有较好推广应用价值。     

裂缝性油藏压裂井产能数值模拟模型研究与应用

研究的裂缝性油藏渗流介质包括人工压裂裂缝和天然微裂缝、大裂缝及基质，将大裂缝与基质的物质交换在微裂缝系统中加以描述，建立了含大裂缝的多重介质渗流数学模型，研制了裂缝性油藏压裂后生产动态模拟器，结合塔里木盆地塔河奥陶系裂缝性油藏参数，综合研究了天然裂缝、人工裂缝对压裂后产能的影响。研究表明：天然裂缝渗透率是影响压裂后产能的重要因素之一；人工裂缝的导流能力随生产时间递减对压裂后产量有重大影响。压裂可能导致天然裂缝污染，应采用低伤害压裂液体系。最大限度地减小对天然裂缝的伤害；增加人工裂缝长度可以改善流体沿裂缝向井底的流动性能，但随着压裂液滤失量的增大对天然裂缝的污染会加重、加深，应确定合理的压裂施工规模以获得合理的裂缝长度，避免导致裂缝长度增加而产量下降。裂缝系统连通差、渗透率较低的油藏，实施压裂也难以获得理想的增产效果；含有大裂缝的井压后产量明显高于不含大裂缝的井，但易形成水窜，可导致油井压裂后含水上升较快。图3表1参9     

裂缝性碳酸盐岩油藏可视化模型水驱油实验

为了更好地认识裂缝性碳酸盐岩油藏的渗流机理,结合油藏实际地质特征,利用真实岩心设计制作了可视化网络裂缝模型,考察了注入速度、模型倾斜角度等因素对注水效果的影响,以及水驱油过程中的油水运动分布特征。观测到由于受裂缝性油藏非均质性的影响,水驱后残余油存在形式主要有孤滴状、角隅状及膜状等,每种残余油的形成机理也不同。实验结果表明:水驱油时,驱替速度与采出程度不成正比,而是存在一个最佳驱替速度,即临界驱替速度;剩余油的形成和分布主要受岩石表面润湿性、裂缝连通性和重力分异的影响;水驱油效率与裂缝地层倾斜角度有关,地层倾斜角度越小,采出程度越高。裂缝性油层较厚时,水驱后油层顶部可能会有大量剩余油,仍具有较大开发潜力。     

低渗透砂岩润湿性对水驱和复合驱采收率的影响

在砂岩岩心渗透率小于50×10-3μm2条件下,考察驱替相润湿接触角分别为37,86,126和167°的驱油效果,对应水驱采收率平均值依次为16.18%,15.47%,13.94%和9.02%,复合驱采收率依次为21.12%,17.33%,13.53%和5.26%。结果表明,除强亲油性外,其他润湿性对岩心水驱采收率的影响不显著。复合驱提高采收率幅度随润湿性由亲油到亲水变化逐渐提高,其平均值与润湿接触角呈二阶线性负相关关系,即润湿接触角越小,采收率越高,接触角为37°时提高采收率最大。低渗透孔隙微毛细管对原油的捕集作用是制约驱油效率的关键因素,应用复合驱应重点从降低油水界面张力和改变岩石润湿性2方面考虑克服毛管对原油的捕集束缚。     

泥页岩地层水力裂缝延伸方位研究

以非线性断裂力学理论为基础,通过应力叠加原理,推导出了Ⅰ-Ⅱ型复合水力裂缝起裂角的解析模型。利用该模型计算了裂缝与最大水平主应力方向夹角为0°、30°、60°和90°时的裂缝端部塑性区域范围,并将利用该模型计算出的起裂角与利用最大周向应力准则计算出的起裂角进行了对比。结果表明:裂缝与最大水平主应力方向夹角为0°、30°、60°和90°时的裂缝端部塑性区域的范围分别是0~0.18,0~0.45,0~0.45和0~0.18倍半缝长;裂缝与最大水平主应力方向夹角为0°时,裂缝的起裂角为180°;当裂缝与最大水平主应力方向夹角增大至90°时,起裂角降为0°;在裂缝与最大水平主应力方向夹角及缝内流体压力相同的情况下,利用该模型计算出的起裂角比利用最大周向应力准则计算出的大0°~20°;在裂缝与最大水平主应力方向夹角相同的情况下,缝内流体压力为55 MPa时的起裂角比缝内流体压力为45 MPa时的大0°~40°。研究表明,利用非线性断裂力学研究泥页岩地层起裂是可行的,研究结果可以为水平井分段压裂优化提供一定的理论指导。      

纳米驱油剂在增注驱油中的作用*

为分析纳米驱油剂在低渗储层增注驱油中的作用,评价了以硅烷偶联剂改性的纳米SiO₂为主要成分的纳米驱油剂的基本性能,通过枣湾区块长6储层天然岩心和微观模型驱替实验研究了纳米驱油剂的流动特征和驱油特征。结果表明,纳米驱油剂中的纳米颗粒粒径较小,具有较低的油水界面张力、良好的亲水性及一定的静态吸附能力。30℃下,0.1%纳米驱油剂的油水界面张力为0.784 mN/m,在亲水和亲油载玻片上的润湿接触角分别为22.5°和16.2°,在长6岩心表面的平均静态吸附量为0.0033 mL/g。纳米驱油剂可以驱替常规水驱波及不到的圈闭在小孔隙中的残余油,且能剥离吸附在孔隙表面的油,对片状集中分布残余油的驱替效果好于网状分散分布的残余油。在微观模型和天然岩心中注入1 PV 0.1%纳米驱油剂后,水驱渗透率分别提高55.2%~56.7%和34.3%~55.4%,驱油效率分别提高10.9%~21.6%和6.1%~10.1%,增注驱油效果较好。     

层状页岩水力压裂裂缝与岩体弱面的干扰机理研究

为了进一步认识水力压裂裂缝在层状页岩中的扩展行为,以四川盆地龙马溪组页岩为研究对象,根据Mohr-Coulomb准则,研究了水力压裂过程中层状页岩压裂裂缝与弱面的干扰机理,以及基质破坏、弱面剪切破坏、弱面张开破坏所对应的临界液压;根据断裂力学,研究了弱面在张开和剪切破坏下的剪切滑移量,建立了水力压裂裂缝与岩体弱面干扰理论模型,并对其进行了应用分析。实例计算分析表明:0° α 20°时（α为弱面法向矢量与最大水平主应力方向的夹角）,水力压裂裂缝中的液压容易促使岩石基质发生破坏;25° α 75°时,水力压裂裂缝中的液压容易促使页岩沿弱面剪切破坏;80° α 90°时,水力压裂裂缝的液压容易促使页岩沿弱面张开;剪切滑移量受弱面上摩擦系数、剪应力、正应力的共同影响,其中剪应力是剪切滑移的驱动因素。研究认为,当弱面发生张开或剪切破坏后,弱面滑移量与裂缝长度成正比,与弹性模量成反比;建立的理论模型与现场压裂微地震监测结果基本吻合,可用来预测水力裂缝与弱面的干扰行为。      

Microbial and Waterflooding of Fractured Carbonate Rocks: An Experimental Approach

Abstract

Fractures and fractured zones require special attention while formulating a reservoir development plan. They may improve or hinder the oil production. Conductive fracture rocks may provide the required permeability to drain an oil saturated low permeability rock matrix. Low sweep efficiency of many oil reservoirs is the result of channelling of injected water through high permeability zones that are normally associated with naturally fractured systems in heterogeneous reservoirs. In this case, a substantial amount of effort needs to be focused on improving the distribution of injected water in the wellbore through different treatments, such as using gelling agents, cements, cross-linked polymer and emulsions. Other alternatives such as microbial and surfactant based methods have been proposed. This paper presents the results of research conducted on thermophilic bacteria that were obtained from UAE local environment. Coreflooding experiments were conducted on fractured single cores to show the effectiveness of microbial treatment. Different fracture angle orientations of 45°, 90°, and 180° relevant to the axis of the flow were investigated. The effect of matrix permeability on the treatment was also studied. A comparison between water flooding and microbial flooding of fractured systems was conducted. A non-invasive imaging technique—Scanning Electron Microscopy (SEM)—was employed to visualize changes on the surface of the fracture as a result of bacteria flow through the system.     

Microbial and Waterflooding of Fractured Carbonate Rocks: An Experimental Approach

Fractures and fractured zones require special attention while formulating a reservoir development plan. They may improve or hinder the oil production. Conductive fracture rocks may provide the required permeability to drain an oil saturated low permeability rock matrix. Low sweep efficiency of many oil reservoirs is the result of channelling of injected water through high permeability zones that are normally associated with naturally fractured systems in heterogeneous reservoirs. In this case, a substantial amount of effort needs to be focused on improving the distribution of injected water in the wellbore through different treatments, such as using gelling agents, cements, cross-linked polymer and emulsions. Other alternatives such as microbial and surfactant based methods have been proposed. This paper presents the results of research conducted on thermophilic bacteria that were obtained from UAE local environment. Coreflooding experiments were conducted on fractured single cores to show the effectiveness of microbial treatment. Different fracture angle orientations of 45°, 90°, and 180° relevant to the axis of the flow were investigated. The effect of matrix permeability on the treatment was also studied. A comparison between water flooding and microbial flooding of fractured systems was conducted. A non-invasive imaging technique—Scanning Electron Microscopy (SEM)—was employed to visualize changes on the surface of the fracture as a result of bacteria flow through the system.     

层状介质水力裂缝电磁响应的有限元正演模拟

为了解多层介质裂缝中电磁测井仪器的响应特征,以低频电磁场理论为基础,利用有限元软件建立了单层介质和5层介质地层裂缝模型,在此基础上,对层状介质水力裂缝接收线圈的感应电动势进行了正演模拟.模拟结果显示,裂缝位置处的感应电动势曲线变化显著.裂缝为对称裂缝,裂缝与井眼的夹角在25°～90°时,夹角越小,裂缝响应信号越曲折;夹...     

水力裂缝与天然裂缝交错延伸规律

非常规与致密储层的缝网压裂或分段压裂改造技术使水力压裂裂缝与天然裂缝交错延伸的问题成为焦点。为了更好地控制水力裂缝的延伸方位,达到最优缝网状态,以位移不连续方法为基础,依据单元体的叠加原理,建立了二维裂缝延伸计算模型,对一条水力裂缝与一条天然裂缝在不同倾角、间距、应力等条件下的交错延伸规律进行了量化模拟。研究结果表明：裂缝间距、倾角能较大地影响裂缝延伸幅度,天然裂缝与压裂裂缝间距大于1 m、倾斜角小于70°时,压裂裂缝会诱使天然裂缝转弯延伸,直至相交;主应力比值对交错裂缝延伸幅度有一定程度的影响;储层泊松比与杨氏模量对交错裂缝延伸幅度却不明显。     

低渗透油藏裂缝动态渗吸机理实验研究

根据低渗透油藏裂缝与基质交渗流动的理论模型和物理模型,建立了裂缝与基质之间动态渗吸的实验方法并就裂缝内驱替速度、油水黏度比、润湿性,初始含水饱和度等参数对动态渗吸效果的影响进行了实验研究.对于低渗透裂缝性油藏,在压力梯度作用下水在裂缝内流动,同时由于毛细管力作用水渗吸到基质内,渗吸到基质中的水将油替换出来渗流到裂缝中,注入水再将裂缝中的油驱替到出口端,这就是裂缝与基质之间的交渗流动.动态渗吸实验结果表明:在本实验条件下,存在一个最佳驱替速度(3.0 mL/h),渗吸效率最高为35.5%;在一定的驱替速度范围内,由干毛细管力与黏性力的共同作用,渗吸效果最好.亲水岩心的动态渗吸效果最好.油水黏度比越小,动态渗吸效果越好.初始含水饱和度越高,毛细管力越小,动态渗吸效果越差.图6参20     

鄂尔多斯盆地致密油水平井注水吞吐开发实践——以延长组长7油层组为例

针对致密油藏长水平井自然能量开发后期如何补充能量的难题,在致密油藏注水吞吐采油机理、可动油定量评价和矿场试验评价的基础上,提出了水平井注水吞吐的选井条件和技术政策：①初期产量较高、含水较低、有一定稳产期的水平井实施注水吞吐效果较好。②从经济性和储层非均质性两方面考虑,若水平井单段人工裂缝破裂压力差异小,则采用经济、操作简单的笼统注水吞吐方式;若水平井单段人工裂缝破裂压力差异较大,采用分段注水吞吐方式能够较好提高段间注水波及面积,缺点是成本较高。③鄂尔多斯盆地延长组长7油层组致密油自然能量开发转注水吞吐补充能量时机为地层压力保持水平降到原始地层压力的60%;注水吞吐注水后地层压力保持水平达到原始地层压力的110%;单段注水速度为10~20 m³/d;焖井时间为10~13 d （1 000 m³注水量）;开井后水平井百米日产液量为1.5 m³/d。对鄂尔多斯盆地延长组长7油层组的50多个井组开展了致密油水平井注水吞吐试验,有效井组的比例达到了约70%,平均井组增油量为610 t,取得了较好的实施效果。