有天然裂缝的砂岩油藏的开发

低渗透砂岩油田的天然裂缝可分为微裂缝和显裂缝两类。有天然裂缝的砂岩储层可分为微裂缝型和显裂缝型两类。本文提出了它们的鉴别标志。微裂缝型储层对注水压力很敏感,以裂缝延伸压力为注水压力的临界条件表现明显不同的动态特点。显裂缝型储层以及不得不超临界值注水的微裂缝型储层可以利用裂缝的高吸水能力,条件是只有一个方向裂缝吸水,采取治裂缝线就注水并防止隔层进水。     

有天然裂缝的砂岩油藏的开发

低渗透砂岩油田的天然裂缝可分为微裂缝和显裂缝两类.有天然裂缝的砂岩储层可分为微裂缝型和显裂缝型两类.本文提出了它们的鉴别标志.微裂缝型储层对注水压力很敏感,以裂缝延伸压力为注水压力的临界条件表现明显不同的动态特点.显裂缝型储层以及不得不超临界值注水的微裂缝型储层可以利用裂缝的高吸水能力,条件是只有一个方向裂缝吸水,采取治裂缝线就注水并防止隔层进水.     

超高压裂缝性砂岩气层产能预测模型研究

目前国内研究气井产能预测方法有很多种,但针对超高压裂缝性砂岩气井产能预测方法却很少,而且很多预测方法忽律了压力敏感效应对产能的影响。文中根据气层渗流理论和裂缝性压力敏感地层的特性,建立了适合于定压内边界、封闭外边界条件下超高压裂缝性砂岩气层的不定常渗流模型,并推导出了超高压裂缝性砂岩气层的不定常渗流模型的有限差分方程。通过计算确定了压力敏感系数对产能曲线的影响,得到了确定超高压裂缝性砂岩气层压力敏感参数的方法。通过塔里木某气田高压深层气井的实例分析,得到了较好的分析结果,同时也验证该文所建立的超高压裂缝性砂岩气层的不定常渗流模型的正确性。     

CT扫描技术在低渗透砂岩岩心试验中的应用

CT扫描技术能够观测到岩心内部的结构变化情况,在碳酸盐岩岩心试验应用较多。以低渗透砂岩岩心为基础进行CT扫描分析,首先分析CT技术的基本原理,然后按照一定的方法和步骤对某区块气层岩心进行试验,最后按照CT扫描步骤进行扫描分析,并从3个方面对岩心进行分析:干岩心的CT数、岩心的孔隙度及分布特征、力学试验前后的CT扫描。由试验结果可以观察到,岩心越致密,其CT数值相对就越大;CT试验分析的岩心孔隙度值同测量值非常接近;岩心在受力条件下破裂,其裂纹呈现多样化特点。试验结果认为,CT扫描能够判断岩心的致密程度,并且能够确定岩心的孔隙度值,同时能够观察岩心破裂后的裂缝变化情况,便于低渗透岩心裂缝扩展的研究。     

浅析低渗透砂岩储层特征与形成机理

综合利用岩心、薄片等资料,对低渗透砂岩储层的特征与形成机理进行了研究。低渗透砂岩储层具 有成分和结构成熟度低、孔隙结构差、物性差、压力敏感性强、裂缝发育和非均质性强的特点。在概括沉 积、成岩和构造作用对其控制的基础上,通过分析储层的形成机理,认为：沉积作用是形成低渗透砂岩储 层的最基本因素;成岩作用对其影响具有双重性;构造作用形成的裂缝可作为裂缝性低渗透砂岩储层的 主要渗流通道。     

裂缝性低渗透砂岩油藏数值模拟历史拟合方法

针对裂缝性低渗透砂岩油藏的地质特点和渗流特征,论述了油藏数值模拟历史拟合的技术方法及侧重点。应用大芦湖油田樊12井区双孔双渗油藏模型研究了裂缝性低渗透砂岩油藏历史拟合中裂缝渗透率、裂缝密度、裂缝重力泄油等敏感性影响因素,确定了该油藏模型历史拟合参数调整的有效范围。结合史南油田史深100块、大芦湖油田樊107块等裂缝性低渗透砂岩油藏的数值模拟研究,阐述了对该类油藏的地层压力、油田综合含水率以及单井压力和含水率拟合的方法,分析了油藏网格模型方向性、油藏压力敏感性、压裂裂缝等因素对裂缝性低渗透砂岩油藏数值模拟历史拟合的影响。     

微裂缝性特低渗透油藏储层特征研究

将不同渗透率的含微裂缝与相同渗透率、不含微裂缝低渗透砂岩岩心进行了对比,研究了微裂缝性特低渗透油藏的孔隙空间形态、喉道半径、微观均质系数和相对分选系数等特征,分析了这些特征对孔隙度渗透率性质、可动流体体积和压力敏感性等方面的影响。结果表明,微裂缝性特低渗透砂岩孔道与孔道之间主要靠微裂缝连接,连通性较低,主要由微裂缝提供渗流能力。气测渗透率和微裂缝宽度、微观均质系数、相对分选系数和可动流体体积百分数等都有明显的幂律关系。孔隙度与渗透率相关性差,气测渗透率与水测渗透率比值较大,各向异性和非均质性严重,压力敏感性较强。渗透率低不是低渗透油藏的本质特征,只是外在表现形式之一。应该根据微观孔隙结构特征、可动流体体积百分数和压力敏感特征等多个因素综合评价其储层特征。     

超深超高压裂缝性砂岩气层产能预测方法研究

根据气层渗流理论和裂缝性压力敏感地层的特性,建立了适合于定压内边界封闭外边界条件下超深超高压裂缝性砂岩气层的不定常渗流模型,推导出超深超高压裂缝性砂岩气层的不定常渗流模型的有限差分方程。通过计算确定了压力敏感系数对产能曲线的影响,得到了确定超深超高压裂缝性砂岩气层的压力敏感参数的方法。经对某气田高压深层气井的实例分析,得到了较好的分析结果,同时也验证该文所建立的超深超高压裂缝性砂岩气层的不定常渗流模型的正确性。     

鄯善油田地应力、裂缝系统与油田开发

以吐哈鄯善油田为例,分析地应力对低渗透砂岩油田裂缝(包括天然裂缝和人工压裂裂缝)的控制作用,研究地应力对低渗透砂岩油田井网部署和注水开发的影响。认为,古构造应力场与天然裂缝的形成、分布及发育程度有关,现今应力场则不仅影响天然裂缝在地下的赋存状态及有效性,而且控制了人工压裂裂缝的形态和延伸方向。低渗透油田的合理开发,应考虑现今地应力状态下的天然裂缝和人工压裂缝的综合影响,开发时,注水压力应低于地层破裂压力,不应沿天然裂缝方向和最大水平主应力方向部署注采井。     

大牛地气田致密砂岩气藏低阻气层成因分析

鄂尔多斯盆地塔巴庙区大牛地气田块致密砂岩储层中高阻气层和低阻气层并存,低阻气层也可形成高产,仅依靠传统的阿尔奇公式计算含气饱和度或根据电阻率将会低估或漏掉该类气层.通过对该区低阻气层和高阻气层进行分析对比,从储层微观孔隙结构、储层物性和粘土矿物含量等方面分析了低阻气层的成因,认为泥浆侵入和微孔隙发育是形成低阻的主导因素.储层具有较好的孔隙度和渗透率或微裂缝的存在是泥浆侵入的前提条件;粘土矿物(绿泥石)的含量、类型和分布对微孔隙的发育具有重要作用.     

裂缝闭合临界流体压力对油气田开发的影响

裂缝在低渗透致密砂岩油气藏、碳酸盐岩油气藏、变质岩类油气藏中广泛发育和存在，一方面影响油气的聚集与分布，另一方面裂缝的动态变化特征又将极大地影响到油气藏的开发方式和油气的采收率。因此，针对裂缝性油气藏开采过程中裂缝的动态行为开展研究，对高效开发该类油气藏具有重要的指导性意义。文章在裂缝及裂缝面微凸体受力分析的基础上，结合Druck-Prager方程对裂缝表面微凸体的屈服进行了研究。结果表明，裂缝微凸起的屈服与裂缝的闭合存在一个临界的裂缝内流体压力，该压力由裂缝地层所处的原地应力状态、裂缝的倾角和倾斜方位角，以及岩石的屈服强度决定；屈服强度越高的岩石，其临界裂缝闭合流体压力越低，即高屈服强度岩石中的裂缝即使裂缝内流体压力处于较低水平，裂缝也不会发生闭合。     

疏松砂岩油藏压裂裂缝延伸规律数值模拟

压裂充填防砂可实现增产与防砂双重目的,是疏松砂岩油藏的一种重要完井方式。疏松砂岩具有高孔、高渗特点,且强度低、塑性强,裂缝起裂与延伸机理较为复杂。为研究疏松砂岩储层压裂裂缝延伸机理,揭示压裂工艺参数对裂缝形态的影响,建立了考虑储层岩石弹塑性变形、裂缝起裂与延伸、压裂液流动与滤失以及储层孔隙流体渗流复杂耦合作用的流固耦合有限元数值模型,针对渤海油田绥中36-1区块典型疏松砂岩储层,开展了压裂裂缝延伸规律数值模拟计算,并重点分析了压裂液效率、排量对于裂缝延伸规律的影响。结果表明:低效率压裂液在疏松砂岩中仅形成极短而窄的裂缝,裂缝两侧伴随着一定范围的剪胀高渗带,难以容纳支撑剂,无法实现充填防砂目的;效率高压裂液可在疏松砂岩中形成压裂充填防砂工艺所需的短宽裂缝,裂缝壁面两侧存在轻微压实现象,对渗透率的影响较小;提高压裂液排量,裂缝长度减小,裂缝宽度增加。研究结果可为疏松砂岩压裂充填设计提供一定理论参考。     

库车坳陷克深2气藏裂缝-孔隙型砂岩储层地质建模方法

目前,针对低渗透或致密裂缝-孔隙型砂岩储层的地质建模多局限于定性或半定量研究,通常的做法是将裂缝当做基质渗透率的增加因素来考虑,因而无法体现裂缝发育的方向性、不均一性,也无法描述连续合理的变化趋势。为此,针对塔里木盆地库车坳陷克深2气藏储集层为低孔隙度、低渗透率裂缝-孔隙型砂岩的实际情况,提出了一套将地质、地震、测井等手段综合一体化的裂缝-孔隙型砂岩储层地质建模方法。该方法首先利用地震、测井、岩心以及野外露头数据,以区内夹层分布为切入点建立岩性模型,并进行相控参数建模;再通过构造曲率法对该区裂缝的发育区带进行预测,并用其约束裂缝参数建模,从而建立了克深2气藏裂缝性砂岩储层的三维地质模型。实际运用效果证明,该方法所建模型符合地质认识规律,可量化储层参数,适用于裂缝-孔隙型油气藏评价阶段稀井网条件下的地质建模研究。     

Effect of stress sensitivity on displacement efficiency in CO2 flooding for fractured low permeability reservoirs

Carbon dioxide flooding is an effective means of enhanced oil recovery for low permeability reservoirs. If fractures are present in the reservoir, CO2 may flow along the fractures, resulting in low gas displacement efficiency. Reservoir pore pressure will fluctuate to some extent during a CO2 flood, causing a change in effective confining pressure. The result is rock deformation and a reduction in permeability with the reduction in fracture permeability, causing increased flow resistance in the fracture space. Simultaneously, gas cross flowing along the fractures is partially restrained. In this work, the effect of stress changes on permeability was studied through a series of flow experiments. The change in the flowrate distribution in a matrix block and contained fracture with an increase in effective pressure were analyzed. The results lead to an implicit comparison which shows that permeability of fractured core decreases sharply with an increase in effective confining pressure. The fracture flowrate ratio declines and the matrix flowrate ratio increases. Fracture flow will partially divert to the matrix block with the increase in effective confining pressure, improving gas displacement efficiency.     

Effect of stress sensitivity on displacement efficiency in CO2 flooding for fractured low permeability reservoirs

Carbon dioxide flooding is an effective means of enhanced oil recovery for low permeability reservoirs. If fractures are present in the reservoir, CO2 may flow along the fractures, resulting in low gas displacement efficiency. Reservoir pore pressure will fluctuate to some extent during a CO2 flood, causing a change in effective confining pressure. The result is rock deformation and a reduction in permeability with the reduction in fracture permeability, causing increased flow resistance in the fracture space. Simultaneously, gas cross flowing along the fractures is partially restrained. In this work, the effect of stress changes on permeability was studied through a series of flow experiments. The change in the flowrate distribution in a matrix block and contained fracture with an increase in effective pressure were analyzed. The results lead to an implicit comparison which shows that permeability of fractured core decreases sharply with an increase in effective confining pressure. The fracture flowrate ratio declines and the matrix flowrate ratio increases. Fracture flow will partially divert to the matrix block with the increase in effective confining pressure, improving gas displacement efficiency.     

鄂尔多斯盆地大牛地气田致密砂岩气层应力敏感性综合研究

致密砂岩气藏开发过程中有效应力增加所带来的渗透率应力敏感损害是导致气井产量快速递减的根本原因,故对应力敏感性损害机理研究能够为气层保护工作提供合理依据。在考虑岩石组分、裂缝、温度、含水饱和度和施压次数等因素的同时,对大牛地气田致密砂岩应力敏感性进行了评价,指出随岩屑含量增加和温度升高,致密砂岩应力敏感性增强,温度与有效应力联合作用使致密砂岩应力敏感性更强,水的存在对致密砂岩应力敏感性具强化作用;重复施压过程造成致密砂岩渗透率不断降低,裂缝岩样的渗透率应力敏感程度远大于基块;采用屏蔽暂堵储层保护工作液技术能够减轻致密砂岩气层的应力敏感性损害。     

致密低渗透储层多尺度裂缝及其形成地质条件

根据限制致密低渗透砂岩储层天然裂缝扩展的岩石力学层及其界面特征,提出了多尺度裂缝的划分标准,探讨了多尺度裂缝形成的地质条件。根据油藏内天然裂缝规模及其控制界面,将天然裂缝分为大尺度裂缝、中尺度裂缝、小尺度裂缝和微尺度裂缝4级。大尺度裂缝在砂层组内发育,切割夹层,受隔层控制,延伸长度通常为百米级;中尺度裂缝在复合砂体内发育,切割层面,受夹层控制,延伸长度通常为数十米级;小尺度裂缝在单砂体内发育,受层面控制,延伸长度一般为米级至十米级;微尺度裂缝需要借助微观分析手段进行观察和识别,延伸长度一般为厘米级以下。不同尺度裂缝具有幂律分布的特点。裂缝尺度越大,数量越少;裂缝尺度越小,数量越多。多尺度裂缝的形成主要受岩石力学性质差异、岩石力学边界厚度和构造应力的控制。构造应力越大,越容易形成穿层的大尺度裂缝,较大的岩石力学性质差异和较厚的岩石力学边界才能够限制裂缝扩展;构造应力越小,越容易形成小尺度裂缝,较小的岩石力学性质差异和较薄的岩石力学边界就能够限制裂缝扩展。不同尺度裂缝对致密低渗透油藏的作用不同。微尺度裂缝主要起储集空间作用,改善了致密低渗透储层的储渗性能,是致密低渗透油藏稳产的重要因素;小尺度裂缝起储集空间和渗流通道作用,它们是控制致密低渗透储层早期产量高低的关键因素;大、中尺度裂缝主要起渗流作用,它们影响油藏开发中后期的剩余油分布规律。     

低渗透砂岩油藏储集层建模研究

低渗透砂岩油藏的储集层非均质性强、成岩作用强、裂缝普遍发育，其储集层建模与中高渗透砂岩油藏不同，应包括结构模型、参数模型及裂缝分布模型三部分，其中裂缝分布模型是建模的重点。在储集层结构模型的建立中，划分储集相带不仅要研究沉积相、微相，而且要研究成岩作用；在参数模型的建立中．应充分利用结构模型、储集相带的研究成果作为控制条件。应用随机建模方法建立储集层参数模型；在裂缝模型的建立中，应在岩心观察、测井识别的基础上，采用构造应力场模拟技术来预测裂缝的分布．建立储集层裂缝模型。三者结合组成完整的储集层模型，能较好地反映低渗透砂岩油藏储集层的空间非均质特征。图6参20     

致密砂岩气藏长岩心压力损失及渗透率损害评价实验

致密砂岩气藏具有低孔、低渗、孔隙结构复杂、孔隙连通性差等特点,易受到水锁效应严重损害.为此,根据致密砂岩气藏的水锁机理以及储层条件,选择对应储层的长岩心,开展了不同储层条件、不同水锁程度下的压力损失评价和渗透率损害评价实验,并提出了压力损失和渗透率损害率2个概念,表征水锁效应对压力传播过程和储层渗透率的损害程度.结果表...     

一种砂岩缓速酸酸岩反应模型的建立

砂岩酸压增产改造工艺技术在复杂岩性、低渗透、特低渗透、非常规及特殊油气藏的勘探开发中,得到了越来越广泛的应用。砂岩储层酸压的关键在于形成较高导流能力的酸蚀裂缝,为了有效改造储层和减轻二次伤害,常采用缓速酸液体系进行砂岩酸压。为了完善砂岩缓速酸的酸压理论,科学指导砂岩酸压设计和现场施工,基于酸液缓速机理和酸岩反应机理,建立了砂岩缓速酸酸压中裂缝内和滤失区的酸液浓度分布和矿物浓度分布模型,并用于计算酸蚀裂缝导流能力、酸液滤失区孔隙度和渗透率的改善程度。实例模拟结果表明：缓速酸酸压可保证酸蚀裂缝和滤失区具有较高的HF浓度,有利于增加酸液有效作用距离和改善基岩孔隙度和渗透率,但过高的HF浓度则会产生硅胶沉淀,对储层造成二次伤害,从而降低酸压效果;单一氟硼酸和氢氟酸的复合缓速酸液体系产生的导流能力随裂缝长度的增加呈现出先增加后降低的趋势,因而应考虑采用多种酸液多级交替注入酸压。