单缝洞系统弹性开采的试验研究

单缝洞系统是缝洞型碳酸盐岩油藏最简单的缝洞组合模型,由空腔未充填溶洞和高导裂缝构成,其中溶洞是主要的储集空间,裂缝是主要的流动通道.试验研究表明:溶洞的压力、产量呈明显指数关系变化.基于物质平衡理论和水动力学理论建立了压力、产量的指数递减模型,由此可计算裂缝的平均导流能力;采用该递减模型计算溶洞体积,相对误差约为3.27%,模型具有有效性和合理性.     

缝洞型碳酸盐岩储集层中气体流动新研究

建立了缝洞型碳酸盐岩油气藏多缝多洞复杂连通型储集层中气体流动的数学模型,得出了开井时压力降落阶段与关井后压力恢复阶段各溶洞内压力和各裂缝内气体流量的变化规律,并以六溶洞五裂缝复杂连通的储集层为例,进行了实例计算。发现压力下降阶段时,距离井筒越近的溶洞,压力下降越快;压力下降初期的气体产量主要由靠近生产井的溶洞供给,随着时间的增加远离生产井的溶洞才逐渐开始大量供给气体;压力恢复阶段中,由于缝洞的复杂连通性,各裂缝中流量变化比较复杂,部分裂缝中的流量在后期出现倒流现象。最后,研究了溶洞大小、裂缝长度和裂缝宽度对溶洞内压力与裂缝内气体流量变化的影响。     

单洞型油藏弹性开采实验研究

塔河油田缝洞型碳酸盐岩储集层中的溶洞是主要的油气储集空间,呈高度离散分布.为更好地认识此类油藏的开采动态特征,提出单洞模型进行弹性开采实验研究.结果表明:单洞模型压力、产量随时间呈指数关系递减;基于物质平衡理论,建立单洞型油藏压力、产量递减模型.采用该递减模型可有效计算单洞模型的压力、产量,验证溶洞原始体积的相对误差为4.23%,证明该模型的有效性和合理性.     

缝洞型碳酸盐岩油藏流动机理初探

缝洞型碳酸盐岩油藏,其储集空间以溶洞为主,裂缝为主要流通通道,溶洞、裂缝随机分布,具有网络状油藏的特征。裂缝和其连通的溶洞动力学尺寸较大,流体流动可以看成管道流动,基质渗透率很低,流体流动遵守达西定律。将渗流力学、流体力学知识相结合,建立了缝洞型油藏渗流与管流耦合模型,揭示了储集体内流体流动规律,并计算了单个缝洞系统中压力降落规律,计算结果表明,溶洞中压力降落远低于裂缝中压力降落。     

塔河缝洞型碳酸盐岩底水油藏产量递减特征研究

塔河油田为缝洞型碳酸盐岩底水油藏，油井打开程度低，通过钻井资料认识油藏有一定的困难。为了深入了解油藏的地质特征，文中采用动态资料间接地认识油藏特性。通过研究油井的产量递减特征，把油井划分成3种基本类型：快速递减型、中速递减型和低速递减型。与这3种产量递减类型相对应，地下溶洞系统也可划分为3种基本类型：封闭溶洞、半封闭溶洞和开放溶洞。封闭溶洞天然能量欠缺，开放溶洞天然能量充足，半封闭溶洞介于二者之间。根据溶洞的封闭性质，可以很好地指导油田的开发工作。     

缝洞型碳酸盐岩油藏井网密度研究

缝洞型碳酸盐岩油藏的储层类型与其他类型油藏极其不一样,因而对于缝洞型碳酸盐岩油藏井网密度的研究,目前还没有一种比较成熟的方法。针对上述问题,以缝洞型碳酸盐岩油藏常见的一种储渗模式进行研究,考虑该类型油藏油井的产量递减规律,同时结合相类似油藏计算井网密度的经验公式,并对该经验公式产生的误差进行原因分析及修正,从而得到了一种计算缝洞型碳酸盐岩井网密度的新方法。油田应用实例表明,该方法对于缝洞型碳酸盐岩油藏井网密度的计算有很好的指导作用。     

缝洞型碳酸盐岩油藏溶洞描述技术研究

碳酸盐岩岩溶缝洞型油藏主要储油空间和渗流空间由大型溶洞和与之相连的裂缝带组成。如何识别、有效预测大型溶洞是塔河缝洞型碳酸盐岩油藏开发的关键。以古溶洞系统发育模式为基础,结合溶洞的结构特征、形成和发育规律,以建立溶洞系统测井识别模式为突破口,结合利用地球物理、生产动态特征,建立落水洞、潜流洞、溶道、表层溶蚀带、洞边缝5种溶洞综合识别模式。研究溶洞系统纵向上和平面上发育分布规律,利用定量建模技术建立溶洞系统三维定量模型,在塔河油田T607-S76井区奥陶系碳酸盐岩油藏3年实际检验中单井吻合程度达97%,缝洞体吻合程度很接近实际。对研究溶洞发育展布规律和类似油藏开发具有借鉴意义。     

塔河碳酸盐岩油藏产量递减特征与影响因素分析

塔河奥陶系缝洞型碳酸盐岩油气藏储层非均质性严重,储集体规模、类型和内部油水关系分布复杂,油井生产动态相对复杂。依据油井钻遇的缝洞储集体类型所划分的3类油井,利用产量"归一化"方法建立缝洞型油藏油井产量递减分析方法,分析了不同类型油井的产量递减特征,并对产量递减影响因素进行了分析。认为产量递减的主要原因是油井见水和天然能量不足;因地层压力下降造成采油指数低、油井工作制度的改变也是重要的影响因素。     

井打在大尺度溶洞内的缝洞型油藏试井模型

天然缝洞型碳酸盐岩油藏中存在大尺度溶洞。鉴于钻井过程中会出现钻杆放空、泥浆大量漏失等现象,建立了井打在大尺度溶洞内的试井解释物理数学模型。通过格林函数和Laplace变换法求得了拉氏空间井底压力表达式,对影响井底压力动态的主要因素进行了分析。结果表明,当井打在洞内时,由于洞内的渗透性要远好于洞外地层,因此压力导数曲线后期出现明显上翘,溶洞的大小主要影响压力从洞内传播到洞外的时间长短。以缝洞型碳酸盐岩油藏中溶洞内一口井为实例对其进行了试井解释,验证了该数学模型。     

大尺度溶洞压力响应特征

缝洞型油藏数值模拟中的重点和难点是溶洞系统处理,现有解释模型不能有效解释、评价含大尺度裂缝洞穴的碳酸盐岩储层。将溶洞视为一个内部处处压力相等的整体,利用溶洞质量守恒原理建立了含大尺度溶洞缝洞型油藏数学模型,使用直接边界元方法计算了溶洞压力响应,求解计算得到了溶洞的大小及离井距离、窜流系数、储能比对溶洞压力响应曲线的影响,为缝洞型油藏数值模拟溶洞处理提供了参考依据。定产量开采时,溶洞压力导数先上升到一个峰值,然后下降到0。双孔介质油藏中裂缝窜流会使得上升段出现一个台阶,窜流系数影响着台阶出现时间和台阶的高低,储能比影响着台阶持续时间。溶洞半径相同情况下,离井距离越小,溶洞压力导数峰值越大。溶洞离井距离相同情况下,溶洞半径越大,压力导数峰值越小。     

缝洞型碳酸盐岩储层循缝找洞压裂技术

深层及超深层缝洞型碳酸盐岩溶洞是油气的主要储集空间,压裂裂缝受地应力控制主要沿水平最大地应力方向扩展,并沟通该方向上的溶洞,其他方向的溶洞无法与井眼连通,导致井周储量动用程度低。根据碳酸盐岩储层伴生缝洞发育特点,提出循缝找洞的储层改造思想,即压裂过程中通过控制泵注压力注入流体,流体遵循原生天然裂缝的展布形态进行流动,形成相互连通的人工裂缝通道,沟通不同方向的多个溶洞,减少地应力对压裂裂缝形态的影响。通过构建含天然裂缝网络和溶洞的模型,采用TOUGH2-AiFrac耦合求解算法,研究天然裂缝数量、走向对压裂裂缝沟通溶洞的影响规律。结果显示天然裂缝走向对压裂裂缝扩展轨迹有较大影响,天然裂缝走向偏向溶洞有利于压裂裂缝沟通溶洞;不同数量、不同走向的天然裂缝网络能够有效连通不同方向的多个溶洞,说明能通过循缝找洞实现井周储量的高效动用。以循缝找洞思想为指导形成的技术方案现场应用85井次,2020年增加原油产量16.12万t,为深层及超深层缝洞型碳酸盐岩油气藏的改造增产提供了方向。     

四重介质油藏渗流模型与试井曲线

在发育缝洞型四重介质的碳酸盐岩油藏中,其大裂缝和微裂缝的渗流机理不同,以往建立的常规多重介质试井模型不能适应四重介质油藏试井解释需求。 因此,基于基质、微裂缝、溶蚀孔洞和大裂缝组成的四重介质,建立物理和数学模型,并利用 Laplace 变换、 Stehfest 数值反演等方法进行求解,得到实空间解,进而绘制试井曲线。 分析表明：四重介质油藏压力导数曲线的过渡段将出现 3 个“凹子”,其深浅以及出现时间的早晚受弹性储容比和窜流系数的共同影响;弹性储容比影响“凹子”的宽度和深度,窜流系数影响“凹子”出现的时间,同时对“凹子”的深度和宽度也有一定的影响;决定四重介质油藏试井曲线特征的参数较多,曲线对参数的变化比较灵敏;含有微裂缝和大裂缝的缝洞型碳酸盐岩油藏,更适合用四重介质试井模型进行解释。     

碳酸盐岩储层多尺度孔洞缝的识别与表征——以川西北双鱼石构造中二叠统栖霞组白云岩储层为例

对于具有强非均质性的多尺度储集空间的碳酸盐岩储层,仅采用单一的测试手段难以识别出所有的储集空间。为了给碳酸盐岩油气藏精细刻画及高效开发提供技术支撑,以四川盆地西北部双鱼石构造中二叠统栖霞组白云岩储层为研究对象,针对其发育多个尺度的孔洞缝,采用岩心图像采集仪和双能CT对不同尺度岩心的孔洞缝进行刻画,借助三维可视化软件对重构孔隙空间进行定量化分析,实现了不同尺度下孔洞缝的搭配关系表征以及储集类型划分,并建立了一套基于几何学参数识别裂缝、溶洞的方法。研究结果表明:(1)该区栖霞组储层发育多个尺度的孔洞缝储集空间,可划分为3大类6种类型,孔隙以晶间溶孔、晶间孔为主,溶洞以小洞为主,裂缝以斜交缝为主;(2)建立起了一套基于几何学参数识别裂缝、溶洞的方法,球形度小于0.43、球半径比小于0.41为裂缝识别标准,等效球半径大于2 mm为溶洞识别表征;(3)栖霞组储层的孔隙以直径介于0.02～2.00 mm的大孔隙为主,溶洞以2.00～10.00mm的小洞为主,发育多个级别的裂缝;(4)栖霞组白云岩储集类型以裂缝—孔洞型、裂缝—孔隙型为主,缝洞发育程度是影响该储层物性的关键因素,栖霞组裂缝发育的储集类型占比超过50%,渗流能力较好。     

含有大尺度裂缝、溶洞的缝洞型油藏的数值试井模型

建立了含有大尺度裂缝、溶洞的缝洞型油藏的数值试井模型,模型可准确表征溶洞和裂缝本身的形状和大小;用平板模型单独描述裂缝的渗透性,解决了多重介质缝洞型油藏中介质“重数”非均质性的问题;计算了溶洞通过裂缝与井连通模型的试井响应,分析了裂缝长度、宽度、溶洞大小、溶洞与裂缝接触面积等因素对试井响应的影响,使从试井资料中获得近井区大尺度裂缝、溶洞的分布情况成为可能。     

A multiple-continuum model for simulating single-phase and multiphase flow in naturally fractured vuggy reservoirs

The existence of vugs or cavities in naturally fractured reservoirs has long been observed. Even though these vugs are known for their large attribution to reserves of oil, natural gas, or groundwater, few quantitative investigations of fractured vuggy reservoirs have been conducted. In this paper, a multiple-continuum conceptual model is presented, based on geological data and observations of core samples from carbonate formations in China, to investigate single-phase and multiphase flow behavior in such vuggy fractured reservoirs. The conceptual model has been implemented into a three-dimensional, three-phase reservoir simulator with a generalized multiple-continuum modeling approach. The conceptual model considers fractured vuggy rock as a triple- or multiple-continuum medium, consisting of (1) highly permeable and well-connected fractures, (2) low-permeability rock matrix, and (3) various-sized vugs. The matrix system may contain a large number of small or isolated cavities, whereas vugs are larger cavities, indirectly connected to fractures through small fractures, microfractures or matrix. Similar to the conventional double-porosity model, the fracture continuum is primarily responsible for the occurrence of global flow, while vuggy and matrix continua, providing storage space, are locally connected to each other and interacting with globally connecting fractures. In addition, flow in fractured vuggy reservoirs may be further complicated by occurrence of non-Darcy's and other nonlinear flow behavior, because of large pore space and high-permeability flow channels. To account for such complicated flow regime, our model formulation includes non-Darcy flow using the multiphase extension of the Forchheimer equation as well as flow according to parallel-wall fracture and tube models, based on solutions of flow through a parallel-wall, uniform fracture and Hagen-Poiseuille tube flow.     

塔河油田一井多靶可酸溶堵漏技术北大核心

塔河油田碳酸盐岩油藏欠发育区储层缝洞规模小,单井难以实现经济开发,通过采用“一井多靶”钻井穿过多个缝洞储集体,可有效提高单井产能,而钻遇的复杂缝洞漏失问题制约了钻井工程提速提效。针对碳酸盐岩储层堵漏技术难点,分析储层漏失特征及堵漏需求,研制了一种可酸溶凝胶颗粒,酸溶率大于86%,膨胀倍数为3~5倍,膨胀后具有良好的韧性和变形性。基于凝胶颗粒堵漏机理,采用正交实验方法,形成了与可酸溶凝胶颗粒协同复配可酸溶的矿物柔性纤维、片状等材料的可酸溶凝胶复合堵漏剂,抗温150℃,酸溶率大于85%,适应0.1~3.0 mm裂缝和4~10目的孔隙,正向承压强度大于9 MPa,反向承压强度大于5 MPa,现场应用效果表明,该堵漏技术可解决碳酸盐岩储层复杂的缝洞漏失问题,应用前景广。     

缝洞型油藏的离散缝洞网络流动数学模型

针对现有油藏渗流理论在描述缝洞型油藏流动机理上存在的困难,基于缝洞型油藏储层的特点,提出了离散缝洞网络流动数学模型。该模型将缝洞型油藏划分为岩块系统、裂缝系统和溶洞系统;其中裂缝和溶洞嵌套于岩块中,并相互连接成网络;岩块和裂缝系统视为渗流区域,溶洞系统视为自由流动区域。阐述了模型的基本原理,推导了相应的有限元数值计算格式,通过算例验证了其正确性。算例分析结果表明,离散缝洞网络流动数学模型能够正确地描述出缝洞型油藏的流动特征。     

四川盆地九龙山构造致密砾岩储层裂缝特征及其贡献

致密块状砾岩作为油气储层比较少见,其裂缝的成因类型、分布特征及控制因素尚不清楚。为此,以四川盆地九龙山构造下侏罗统珍珠冲组致密砾岩储层为例,根据野外露头、岩心、成像测井和岩心测试分析资料,在研究砾岩储层裂缝成因类型和分布特征分析的基础上,就裂缝对该类储层及产能的贡献大小进行了评价。珍珠冲组致密砾岩储层主要有构造裂缝、成岩裂缝和原岩裂缝3种成因类型,并以构造剪切裂缝为主,可分为东西向、近南北向、北西西向和北东东向4组裂缝;裂缝非常发育,岩心裂缝面密度平均为31.4 m/m²,溶蚀以后的裂缝在地层围压条件下的平均开度为221.28 μm;裂缝及其溶蚀孔洞的平均总孔隙度为2.26%,占该区岩心总孔隙度的67.4%,裂缝的渗透率主要分布在20.0～160.0 mD,比储层孔隙的渗透率高2～5个数量级,说明裂缝及其溶蚀孔洞是珍珠冲组致密砾岩储层的重要储集空间和主要渗流通道,控制了该区天然气藏的分布和单井产能。     

鱼骨刺柔性管在碳酸盐岩缝洞型油藏应用的数值模拟研究

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏水平井酸压投产时,存在笼统酸压效果不理想,分段酸压难度大、工具选择困难、裂缝走向难控制等问题,为此,采用数值模拟方法分析了碳酸盐岩缝洞型油藏水平井采用鱼骨刺柔性管完井时的增产效果及经济性。结果表明:鱼骨刺柔性管未连通有效缝洞体时,单井产油量随着鱼骨刺柔性管装置数量增加而增加,但是平均单套装置的增油量呈现先增加后减小的趋势,连通缝洞体概率较低的井建议采用6~10套鱼骨刺柔性管装置进行完井作业;连通单个有效缝洞体时,产油量随缝洞体的体积增大而增加;连通多个缝洞体且缝洞体总体积相同时,累计产油量随着连通缝洞体的数量增加而增大;连通1个以上缝洞体即可取得较好的经济效益。研究结果表明,塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏水平井可以采用鱼骨刺柔性管完井。