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研究了全世界的裂缝性油藏,以便确定固有的储集层性质和流体性质怎样影响油气最终采收率,这些影响因素包括孔隙度、渗透性、粘度、流度比、含水饱和度、润湿性、裂缝分布、驱动机理和油气藏管理策略。把裂缝性油藏分为四组,其中有两组是有特殊意义的:一组是储集层具有低基质孔隙度和低基质渗透率;另一组是储集层具有高基质孔隙度和低基质渗透率。以前的裂缝性油藏分类,并未区分这两种油藏类型。文中用实例评价了不同客观因素对油气采收率的影响程度,以及油气藏管理和开采策略所起的积极作用。 相似文献
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研究了世界各地的裂缝性油气藏,以确定固有储层和流体的性质(诸如:孔隙度、渗透率、粘度、流度比、含水饱和度、润湿性、裂缝分布和驱替机理与储层管理决策等)对最终采收率的 相似文献
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本文应用迂涌理论,根据油藏裂缝特征参数,给出了油井周围裂缝系统延伸范围的分析计算和计算机械模拟方法,从而解决了裂缝性油气藏自喷开采后剩余油分布区域的数学描述问题,为打加密井提高采收率确定布井方案提供了依据。 相似文献
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泥岩裂缝油气藏勘探状况 总被引:1,自引:0,他引:1
随着世界石油工业的发展,一种特殊类型的油气藏——泥岩裂缝油气藏越来越受到人们的关注。泥岩裂缝油气藏是指在泥岩、页岩等岩石组合中,以裂缝为主要储集空间形成的特殊油气藏。这些裂隙的生成,往往与地层孔隙压力、各向异性的水平应力、断层作用、褶皱作用等密切相关。裂缝性油气藏的勘探将是油田新增储量的重要阵地和下一步勘探的重点目标。泥岩裂隙是一种特殊的裂缝性油气藏,由于这类裂隙储层的孔隙度很小,岩石物性参数变化不灵敏,并表现出很强的各向异性,勘探难度很大。这类油藏的储层结构以及渗流有其特殊性,给开发和其相应的评价带来极大的困难,但是它们的发现既增加了石油储量,也开阔了寻找石油的领域,而在开采上它们的潜力也不容忽视。随着勘探程度的不断提高,泥岩裂缝油气藏将成为油田勘探的新领域,具有较大的勘探潜力。 相似文献
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低孔裂缝性储层常规分析得到的渗透率通常很低。主要原因在于总孔隙度与渗透率之间忽略了裂缝孔隙度对渗透率的严重影响。现在,发展了一种新的评价方法,能为裂缝性储层提供更精确的渗透率值。这种方法利用FRACVIEW(斯仑贝谢处理FMI的一种裂缝分析程序)分析FMI(地层微电阻率成像)图像得到的结果计算渗透率。FRACVIEW分析得到的裂缝孔隙度在ELAN中被视为平板模型孔隙度。用GEOPST处理从ELAN模型中得到的结果来确定基质渗透率,然后,用FRACVIEW分析输出的裂缝宽度和校正后的裂缝密度计算裂缝渗透率,裂缝渗透率与基质渗透率之和就是地层的渗透率。这个结果显示在ELAN成果图上。如果不考虑裂缝渗透率,GEOPST渗透率就只反映基质渗透率,且其值要低得多。这种方法已成功地用于美国西部的裂缝性地层,并且能适用于大多数裂缝性地层。 相似文献
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异常高压裂缝性低渗油气藏具有岩石孔隙体积压缩系数大且易变化的特点。为了准确计算异常高压裂缝性低渗油气藏的探测半径,利用油气藏压力变化引起的孔隙体积压缩系数、孔隙度和渗透率变化的机理,建立了孔隙体积压缩系数、孔隙度和渗透率计算模型,提出了适合异常高压裂缝性低渗油气藏的探测半径计算新方法。研究发现:对于异常高压裂缝性低渗油气藏,孔隙体积压缩系数在生产过程中随着孔隙压力降低先快速降低,后逐渐平缓。在计算探测半径时,孔隙体积压缩系数、孔隙度和渗透率三者的变化机理均不可忽略,通常会考虑孔隙度和渗透率的应力敏感效应,但如果忽略孔隙体积压缩系数的变化,会严重低估此类油气藏压力传播距离,且产量越大,低估程度越大。研究成果对异常高压裂缝性低渗油气藏试井设计和合理井距确定具有指导意义。 相似文献
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致密油气藏裂缝介质的压力敏感性对油气藏开发效果具有显著影响。基于物质守恒理论,通过理论推导建立了基质和裂缝的压力敏感方程;同时,通过开展单条裂缝压力敏感渗流物理模拟实验,研究裂缝变形特征和介质渗透率变化特征,并利用实验结果验证了压力敏感裂缝性介质渗透率模型的合理性。研究表明:建立的基质和裂缝压力敏感方程是关于流体压力的函数,能够解决常规压力敏感方程中变形系数确定困难的问题,增强了压力敏感方程在实际致密油藏开发中的适应性。实验中发现流体压力下降,基质块发生膨胀使得基质块之间的裂缝闭合,开度变小,介质渗透率变小;流体压力升高时,基质块发生收缩,使得基质块之间裂缝开启,开度增大,介质渗透率变大。对比实验模拟结果与基于实验参数的渗透率模型的计算结果,验证了渗透率模型的合理性。通过研究,揭示了致密油藏裂缝介质的压力敏感变形机理,又为裂缝介质的渗透率表征奠定了基础。 相似文献
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柴达木盆地塔中Ⅰ号气田裂缝-孔洞型碳酸盐岩储层表现出“双孔双渗”特征,凝析油反蒸发机理不同于砂岩凝析气藏,国内外对如何提高裂缝-孔洞型凝析气藏采收率的研究还比较少。为此,首先取得无裂缝的碳酸盐岩岩心进行孔隙度和渗透率测试(平均孔隙度6.5%,平均渗透率1 mD),然后进行造缝(裂缝渗透率5~10 mD),并将岩心组合成长岩心(105.8 cm),最后采用塔中Ⅰ号气田凝析气(凝析油含量533 g/m3)进行了注气、吞吐和脉冲注气实验,优选出提高凝析油采收率的开发方式。实验结果表明:露点压力以上注气凝析油采收率最高,其次是最大凝析油饱和度下注气或脉冲注气;与低渗透砂岩凝析气藏不一样,注气吞吐提高凝析油采收率效果最差。该实验对裂缝-孔洞型储层高含凝析油型的凝析气藏的合理开发提供了技术支撑。 相似文献
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裂缝性碳酸盐岩油藏相对渗透率曲线 总被引:3,自引:0,他引:3
裂缝油水相对渗透率曲线的研究对指导裂缝性油藏注水开发起至关重要的作用。笔者应用某碳酸盐岩油藏天然岩心进行油水相对渗透率实验,对基质岩心进行造缝,对比了造缝前后的岩心相对渗透率曲线形态的差别:造缝后油水相对渗透率曲线下降(上升)较快,残余油饱和度较大,且残余油饱和度下水相相对渗透率高,油水共渗区变窄,最终驱替效率变小;对同一块天然裂缝性岩心相对渗透率曲线的应力敏感特征进行了研究:随着围压增大,相对渗透率曲线的束缚水饱和度变大,残余油饱和度变化程度较小,等渗点下降,驱替效率变小。数值模拟计算结果显示,使用围压较大条件下的相对渗透率计算,含水率较低,在相同开发期限内阶段采出程度降低。 相似文献
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Abstract Naturally fractured reservoirs contain a significant amount of world oil reserves. Accurate and efficient reservoir simulation of naturally fractured reservoirs is one of the most important, challenging, and computationally intensive problems in reservoir engineering. Black oil and compositional reservoir simulators have been used to determine the reservoir management and production strategies to increase the oil recovery from a low-porosity, low-permeability fractured carbonate reservoir, with an average matrix permeability of 0.8 md, average fracture permeability of 500 md, and an average matrix porosity of 10%. This reservoir is a candidate for an enhanced oil recovery (EOR) process, because the reservoir production rate has been declined due to increasing the water cut as a result of rising the water oil contact. The injection techniques that have been considered in this study for black oil model include (a) gas injection, (b) water injection, and (c) simultaneous water alternating gas injection and for the compositional model include (a) dry gas injection, (b) CO2 injection, and (c) N2 injection. Simulation results show that CO2 injection has the maximum oil recovery between the EOR scenarios. 相似文献
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埕北30太古宇裂缝性潜山油藏孔渗参数模型 总被引:3,自引:3,他引:0
周英杰 《油气地质与采收率》2006,13(4):21-24
为了建立裂缝性潜山油藏的孔渗参数模型,选取核磁共振测井、密度测井和声波测井资料约束Elanplus软件解释井剖面各点的总孔隙度和裂缝系统渗透率,利用井点孔渗物性与声波测井速度资料回归了声波测井速度、声波时差与孔隙度、渗透率的关系式。利用三维地震反演和相干分析得到的三维速度数据体,求取了埕北30太古宇潜山油藏孔渗物性的三维分布。在建立裂缝系统径向、主裂缝方向、次裂缝方向和垂向渗透率之间相关关系模型的基础上,结合应力场数值模拟求得的裂缝走向,预测了裂缝系统渗透率的三维空间各向异性分布,建立了裂缝性潜山油藏的孔渗参数模型。 相似文献
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由于火山岩气藏具有产层厚、岩石类型多、岩性和岩相复杂多变、非均质性强、天然裂缝发育等特点,在压裂井开发过程中,存在压裂裂缝难以全部压开储集体的情况,天然裂缝以垂向斜交缝和高角度缝为主,并且大量试井资料显示介质间具有明显的不稳态窜流特征。针对上述特征,考虑压裂裂缝部分打开储集体、将基质简化为柱状基质和天然裂缝呈交替均匀分布特征,建立了不稳态窜流部分打开压裂井试井分析模型,利用点源模型、分离变量法等方法进行求解,并绘制了典型曲线图版,典型曲线分为井储段、过渡段、线性流段、球形流段、不稳态窜流段和边界反映段6个主要的流动段,其中边界包括无限大边界和封闭边界,并对裂缝半长等参数进行敏感性分析。以克拉美丽火山岩气藏的压裂井为例,分析其试井曲线,并进行试井解释,研究结果表明:该压裂井的水平渗透率较小,垂向渗透率特别大,部分打开程度较小,分析结果与气井的静态、动态资料基本一致。 相似文献