裂缝性油藏水驱过程中基质的动用程度及基质贡献率

裂缝性（双重介质）油藏渗流过程复杂、注水开发过程中含水上升快、开发难度大,针对注水能否有效采出基质中原油问题,研究基质动用机理、程度及规律。采用ECLIPSE油藏数模模拟软件,分析裂缝系统和基质系统的采出程度、基质产油量在总产油量中的比例,分析窜流系数、基质渗透率、裂缝渗透率、注水速度等因素对水驱基质贡献率的影响。研究表明:裂缝越发育,基质渗透率越高,基岩的渗吸排油作用越明显,越有利于提高水驱油效果;注水速度越低,越能发挥基质的渗吸排油作用,水驱效果越好。该研究获得了基质贡献率和动用程度的数值范围及变化规律,建议对裂缝性油藏采取低速注水开发策略     

应力敏感裂缝型油藏物质平衡方程计算新方法

对复杂的应力敏感裂缝型油藏来说,裂缝系统的储量大小对整个油田的开发起着至关重要的作用。以物质平衡方程为基础,研究了应力敏感裂缝型油藏储量的计算方法。采用实际覆压实验数据建立了数值模拟单井概念模型,使用模型模拟计算的压力、产量数据,该方法可分别计算出裂缝和岩块系统原油储量,与实际储量的对比验证了方法的正确性。结果表明,不考虑裂缝压缩系数变化时,采用物质平衡方程计算的裂缝储量明显小于实际值;考虑裂缝系统压缩系数变化后可以准确计算裂缝系统储量,计算误差在5%以内;该研究结果对应力敏感裂缝型油藏高效开发具有指导意义。     

裂缝性油藏注CO_2物质平衡方程的建立与应用

注气开发,特别是注CO2开发,已经成为提高油藏采收率的重要手段之一。以往这种开发方式主要应用于常规油藏中,目前也开始逐渐应用于裂缝性油藏的开采。裂缝性油藏中的注气过程与非裂缝性油藏有很大区别,文中在常规油藏物质平衡的基础上,考虑注入气在裂缝和基质孔隙双重介质中的渗流和CO2的溶解,建立了裂缝性油藏的注气开采模型,进而建立了裂缝性油藏注CO2物质平衡方程。实例验证表明,本文所建物质平衡方程可以准确地拟合注CO2开发的裂缝性油藏的基质和裂缝储量,并为注CO2开发裂缝性油藏的方案编制提供有效依据。     

润湿反转剂提高灰岩裂缝油藏基质系统水驱采收率实验

大港油田官3断块属生物灰岩，裂缝发育，水驱条件下储量动用难。针对润湿反转剂的界面吸附和润湿反转特性，结合该断块灰岩油藏混合润湿的特点，进行了油藏岩心水驱效果评价及润湿反转剂提高水驱采收率方法的室内研究。结果表明，润湿反转剂具有低吸附、高活性的特点，可有效地提高基质系统原油采出程度，实验条件下，可提高水驱采收率8％以上。     

应用水平井提高老油田采收率

自2004年以来,针对辽河油田厚层特稠油油藏汽驱井组蒸汽超覆严重,厚层底水普通稠油油藏底水快速突进,薄层边水特稠油油藏油水关系复杂,薄层特稠油油藏边部储量难以有效动用,火山岩裂缝性底水稀油油藏底水突进严重5类不同类型油藏中存在的开发矛盾,以精细地质研究为基础,以水平井技术为依托开展对老油田的挖潜。共部署了71口水平井,实施55口,取得了良好的开发效果和可观的经济效益,增加地质储量326.66×104t,预计提高采收率7%以上,为老油田"二次开发、深度开发、多元开发"开辟了一条新路。     

潜山油藏油井水侵动态研究

以胜利油区某潜山油藏为例,考虑底水和边水,建立单井模型。利用数值模拟技术研究了具有边底水的双重介质油藏开发过程中油水运移规律;分析了基质渗透率,裂缝渗透率、裂缝密度、采油速度、打开程度等地质、工艺方面的参数对出水规律的影响,得到裂缝型潜山油藏含水上升主要特征;根据油藏地质特征、开采参数和含水率变化规律归纳得出边底水入侵的基本模式,为配置控水措施、改善双重介质油藏的开发效果提供了理论依据。     

裂缝性非均质底水油藏含水变化规律研究

针对裂缝性油藏中裂缝发育程度不同、非均质性强的特点,将其储层抽象成渗透率渐变的地质模型,并应用油气渗流理论推导出了部分打开裂缝性非均质底水油藏的水相分流量方程,同时对分流量曲线的影响因素进行了分析。分析表明,该方程可准确描述不同储层条件、不同生产压差下的含水变化规律。该理论的建立为裂缝性非均质底水油藏开发动态分析和预测提供了依据。     

裂缝性油藏渗流特征及驱替机理数值模拟研究

通过双重介质数值模拟,详细研究了裂缝性油藏的渗流特征与驱替机理,并对开发效果的影响进行了敏感性分析。结果表明:岩石应力敏感性是制定裂缝性油藏开发策略的关键,它决定着开发方式、油藏压力保持能力及基质系统与裂缝系统采收率;基质系统与裂缝系统间的窜流作用在边底水能量充足或人工注水保压开发情况下很难发生,仅在降压开发过程中显现;对于基质系统,毛管压力渗析作用是最主要的渗流特征及驱替机理,采收率可达4%以上;对于裂缝系统,油水流动近似管流,采收率可达75%以上;重力作用在裂缝性油藏开发过程中虽客观存在,但作用较微弱。基质系统与裂缝系统油水相渗曲线形态的选取仅影响油水两相渗流能力,对采收率影响很小。     

潜山油藏油井水侵动态研究

以胜利油区某潜山油藏为例 ,考虑底水和边水 ,建立单井模型。利用数值模拟技术研究了具有边底水的双重介质油藏开发过程中油水运移规律 ;分析了基质渗透率、裂缝渗透率、裂缝密度、采油速度、打开程度等地质、工艺方面的参数对出水规律的影响 ,得到裂缝型潜山油藏含水上升主要特征 ;根据油藏地质特征、开采参数和含水率变化规律归纳得出边底水入侵的基本模式 ,为配置控水措施、改善双重介质油藏的开发效果提供了理论依据。     

裂缝性油藏中的渗吸作用及其影响因素研究

对裂缝性油藏建立了以毛管自吸为主要采油机理的数学模型,并对影响裂缝性油藏采出程度的敏感参数进行研究,结果表明：对于等温渗流过程,裂缝密度是影响采出程度的主要因素,裂缝密度越大,采出程度越高;当裂缝系统充填有高温流体时,岩块表面温度对采出程度的影响大于裂缝密度,温度的升高通过降低原油粘度、增加弹性能量和改善岩石表面的润湿性增加最终采收率;采出程度随裂缝密度呈指数变化规律,衰变指数与基质表面温度有关     

杜84块超稠油储量动用程度研究

杜84块兴隆台油层油藏类型为超稠油油藏,纵向发育薄互层状油层和块状油层,油藏非均质性较强,纵向动用程度不均.利用各种监测资料进行统计分析,综合研究和评价蒸汽呑吐生产方式下的油藏纵向动用程度,分析制约油藏储量动用的因素,并制订了提高储量动用程度的对策,为杜84块兴隆台油藏及同类型油藏开发中后期继续提高油藏采出程度提供了一定的参考.     

胡尖山油田安201区块裂缝性油藏开发技术探讨

胡尖山油田安201区块长61油藏属于典型的裂缝性油藏,自2009年投入开发以来,暴露出部分区域高水饱、主向井裂缝性见水、侧向油井见效缓慢,低产井比例高、合理生产压差不确定、水驱动用程度低、产量递减较大等问题,削约了油田高效开发.论文针对安201区块开发中暴露出的主要矛盾,通过对开发方式、井网系统、注采压力系统、注水参数等综合分析研究,提出适合该类裂缝性油藏合理的开发技术,为同类油藏后期的开发具有指导意义.     

裂缝性低渗透双重孔隙介质产能动态数值模拟

低渗透油田开发与裂缝密切相关,与常规油藏相比,低渗透裂缝油藏裂缝和基质中产能动态复杂多变,如何计算、预测和分析裂缝和基质的产能动态是低渗透油田开发的重要任务。采用理论研究及数值模拟的方法,将天然裂缝表征成果应用到油藏工程研究中,提出了结合地质科学和油藏工程数据来表征和研究低渗透裂缝性油藏特征的方法,在前人研究的基础上建立了裂缝系统和基质系统的连续性方程和辅助方程,开发了预测低渗透裂缝油藏开发动态的数值模拟器,来定量研究基质-裂缝之间的流体交换和产能动态。最后利用实例对表征方法和模拟器进行了验证,这对于制定裂缝性低渗透油藏开发方案和优化油藏采收率有重要的指导作用。     

裂缝性低渗透砂砾岩油藏开发效果影响因素研究——以盐家油田盐22块油藏为例

裂缝性低渗透砂砾岩油藏在我国分布较广,储量较大,摸清各类地质开发因素对其开发效果的影响规律,对提高油藏采收率,保持我国石油工业持续稳定发展具有重要意义.以盐22块油藏为例,基于测井、地震资料和裂缝表征结果,采用随机建模方法建立了精细三维基质与离散裂缝网络模型,应用双渗模型对油藏储集条件、注水方式、井网形式等因素进行研究...     

《裂缝性油藏开发技术》

本书把理论研究与生产实践相结合，系统介绍了裂缝性油藏开发多学科综合研究的思路、方法和技术，深入论述了裂缝性油藏的类型、成因、识别和研究方法，裂缝空间分布规律预测，储层裂缝参数定量计算以及基质有效性评价，阐述了裂缝性油藏的渗流特征、采油机理、开发特征以及合理的开发方式、井网井距、井网与裂缝方位的优化配置、水平井开采、     

裂缝性油藏中的渗吸作用及其影响因素研究

对裂缝性油藏建立了以毛管自吸为主要采油机理的数学模型，并对影响裂缝性油藏采出程度的敏感参数进行研究，结果表明，对于等高温流过程，裂缝密度是影响采出程度的主要因素，裂缝越大，采出程度越高，当裂缝系统充填有高温流体时，岩块表面温度对采出程度的影响大于裂缝密度。     

MS油田试采动态特征简析

本文根据ＭＳ油田Ｅ＾３１油藏试采地质基础资料，对流体性质，油井产能，井间流能性，地层压力，温度特征，油藏类型及增产效果进行了分析。据油藏开发的动态特征，分别选用物质平衡法，递减规律法计算了现开发方式下的动用地质储量和可采储量。     

曙古1油藏停注降压开采机理研究及效果评价

碳酸盐岩潜山油藏储层孔隙主要为裂缝和溶洞，其中溶洞是主要的储集空间，裂缝是主要的渗流通道。为了控制曙古1油藏含水上升，通过降低注采比，降低地层压力，充分利用底水能量驱油，在基质孔隙和缝洞系统之间建立起有效压差，动用基质孔隙和微小裂缝中大量剩余油，从而改善了油藏开发效果。     

太平油田强边底水稠油油藏剩余油赋存规律

太平油田新近系馆陶组下段为强边底水油藏,边底水活跃,水侵严重,储量动用不充分,采出程度低,剩余油量大,具有开发调整的潜力。根据太平油田馆陶组下段油藏开发方式和剩余油赋存规律,通过水平井变流线井间加密调整,采用大通道堵水调剖和冷采降黏开发,以达到提高采收率的目的。通过矿场水平井开发调整实施,取得了显著的增产效果,降低了稠油开发成本,形成的强边底水稠油油藏开发配套技术可供类似油藏开发参考。     

考虑分子扩散的裂缝性油藏CO2混相驱数值模拟

针对裂缝性碳酸盐岩油藏建立基质/裂缝双重介质组分模型,对考虑分子扩散和没有考虑分子扩散条件下的CO2混相驱的过程进行模拟,评价分子扩散对CO2混相驱开发效果的影响,并对影响CO2混相驱效果的扩散系数、油藏压力、基质渗透率、裂缝密度和CO2注入速度等主要参数做了敏感性分析。数模结果表明：重力作用和分子扩散作用是两个关键的驱动力,前者主要作用于早期,后者在中后期表现明显,相同条件下,考虑扩散作用的气驱采出程度明显高于不考虑扩散时的气驱采出程度,且采出程度与以上五个因素呈正相关关系,但各因素的影响程度差别较大。