裂缝性油藏动态的特殊元素模拟

本文用一种特殊的元素代码,分析了一个间隔化的北海油 流体压力降期间的机制动态。文中着重分析了间隔区压力下降对现有断层的活化影响,完整岩块裂缝造成的断层封闭性质的变化。着重研究了根据剪切位移和断层／裂缝传导性的变化来确定流体压力降期间的现有断层动态。模拟表明压降区附近的现有断层好几个部分都可活化。     

裂缝性油藏单井渗流规律研究

在进行裂缝性油藏渗流理论研究时，用常规方法难以对随机分布在储层中且不与油水井相连通的天然裂缝进行处理。为此，根据等值渗流阻力原理，将天然裂缝表征成果应用到油田开发研究中，考虑天然裂缝表征参数对渗流特征的影响，建立了裂缝性油藏单井稳态渗流的理论模型。用实际油藏参数进行了实例计算，研究了裂缝长度、裂缝开度、裂缝数目、裂缝线密度及裂缝与油井的相对距离等参数对压力分布和产量的影响。结果表明，在距井约10m范围内天然裂缝对压力分布和产量的影响大，超过10m，对压力分布和产量的影响减小；裂缝开度、数量和线密度超过一定值后天然裂缝对压力分布和产量的影响程度减小。     

裂缝性低落参透砂岩油藏注水开发动态特征

根据两江地区低渗透裂缝性油藏的注水开发实践，总结了裂缝性油藏注水开发的动态特征，揭示了注水开发过程中油井暴性水淹的规律性以及平面矛盾对同田注水开发效果的影响。     

天然裂缝性油藏注水开发综合研究

本文对斯普拉伯雷走向带低渗透、天然裂缝性油藏注水开发动态进行了综合研究 ,提出了基质渗透率高、裂缝强度大、高含油饱和度的区域是提高注水开发效益的关键。     

草古1潜山裂缝性碳酸盐岩稠油油藏开采特征

方法：结合矿场实践,应用油藏工程方法,研究裂缝性古潜山碳酸盐岩特,超稠油油藏开采特征及开采效果。目的：搞清此类油藏的开采规律,使其得到合理,有效的开发,结果：高角度裂缝发育的古潜山碳酸盐岩特,超稠油油藏,由于裂缝发育的随机性,直井开采效果差异较大,而水平井能钻遇更多的裂缝,故水平井方式开发较有利;由于此类油藏渗透性较好,依据平面原油性质的变化,采取井筒降粘和蒸汽吞吐引效相结合的配套开采模式,并应用改进的井筒降粘采油工艺及优化的注采参数等一系列配套措施,对改善开采效果均是有效的。结论：通过开采特征研究,所确定的布井方式,开采方式及采取的一系列参数技术界限,保证了此类特种油藏的经济,有效开发。     

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。     

裂缝性油藏堵水

介绍了国外油田裂缝性油藏堵水技术的现状,并应用实例对此进行了详细说明。通过对石西油田地质情况的简要分析,提出了在该地区利用凝胶进行堵水作业要注意的问题,尤其当注入凝胶时应控制好泵入速度,以确保作业成功。     

用逾渗理论快速估算裂缝性油藏动态参数

裂缝性油藏在所有长度规模上都具有非均质性，这些非均质性影响流动的所有方面，因此极其难以可靠地预测油藏动态。解决这一问题的常规方法是建立许多可能的油藏模型（具有相关概率），然后粗化这些模型并且进行流动模拟。这一方法的问题是计算费用非常高。     

裂缝性低渗透油藏等效连续介质模型

为研究裂缝性油藏的渗流规律，国内外相关专家提出并建立了许多理论模型，但都有其局限性，且没有一个很好适合于裂缝性低渗透油藏的模型。为此，针对裂缝性低渗透油藏裂缝发育的特点，利用平行板理论、张量理论和等值渗流阻力原理建立了裂缝性低渗透油藏的等效连续介质模型，为定量评价天然裂缝对储层的影响、天然裂缝表征成果与裂缝性低渗透油藏的渗流理论和油藏工程研究的有机结合奠定了基础，并用实际油田的裂缝表征成果进行了应用分析。研究结果表明：天然裂缝对低渗透油藏，尤其是特低渗透油藏有很大影响，一方面显著提高了储层的渗透率，使油藏得以开发，另一方面加剧了储层的各向异性，增加了开发难度。     

裂缝性油藏垂直裂缝井产量预测研究

从基础理论入手,建立了在裂缝性油藏中,具有有限导流能力的垂直裂缝井在定压开采条件下产量预测的数学模型。通过数学模型的理论推导和求解,获得了产量预测公式,绘制出产量预测理论图版。应用该图版进行生产曲线拟合,可以评价确定油藏参数,从理论上对油井产量进行有效分析和预测。     

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。     

应用迂渗理论描述裂缝性储层的剩余油分布

本文应用迂渗(percolation)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。文章列出了两个实例,计算和模拟结果与开发实际相一致。     

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...     

刘李庄油田雁107断块沙四段裂缝型砾岩油藏剩余油分布及影响因素研究

通过对饶阳坳陷刘李庄油田雁107断块古近系沙四段裂缝型砾岩油藏的地层沉积、储层物性及裂缝特征的研究,认为雁107断块沙四段沉积期属于溶蚀垮塌扇沉积,多个断块高点控制了砾岩扇体的展布,砾岩扇体总体上具有自北东向南西方向伸展的趋势,总体上属于受断层分割的块状底水裂缝型油藏。根据雁107断块沙四段裂缝型砾岩油藏6个小层剩余油纵横向分布特征,认为雁107断块裂缝型砾岩油藏剩余油分布主要是受砾岩储层沉积旋回、裂缝发育及开采期注水方式的影响。提出了改变目前的注水方式是提高剩余油采收率的主要措施。     

Analytical Production Modeling for Hydraulically Fractured Gas Reservoirs

This article presents a complete analytical method to efficiently generate gas production profiles from hydraulically fractured reservoirs. Equations for production rates are first developed incorporating fracture parameters in the diffusivity-based drawdown solutions for transient as well as pseudo steady-state flow conditions. Some important considerations for modeling the key propped-fracture parameter—dimensionless fracture conductivity—are detailed for realistic production prediction. A time-step algorithm is then discussed to apply the rate equations to generate production profiles over a period of time. Analytical equations are presented to update declining reservoir pressure and resulting rock and gas properties in every time-step as functions of cumulative gas productions. Finally, a simple new equation is developed through a series of parametric applications of the two rate equations, to determine the time to switch from the transient rate equation to the pseudo steady-state equation, particularly in low-permeability reservoirs. To establish confidence in the predictability of the model, results are verified by a numerical reservoir simulator. Thus, the model is a high potential for efficient repetitive computation in early-stage design optimization of hydraulic fracture treatments for gas reservoirs.     

The Design and Preparation of a Simulator for the Water Coning Phenomenon Applying in Fractured Reservoirs

Abstract

The problem of water production is one of the major technical, environmental, and economical issues associated with oil and gas production. The main goal of this study is to prepare a reservoir numerical simulator with emphasis on water coning. The study mostly involves the numerical simulation of water coning and includes proposed correlations in the literature. The computer program included four distinct modules to calculate: critical or maximum allowable oil rate, water breakthrough time, well performance after water coning take palaces, and water coning simulation. Flow equations of water and oil were discretized and numerically solved for two-dimensional coordinates. The implicit scheme was used to calculate unknown pressures of any grid block. For calculation of water saturation, explicit scheme was used. Real field data of a well in southwest Iran was put into the program and critical rate, water breakthrough time, well performance after water coning, and water coning simulation of reservoir were determined. The authors found that the results of correlations are very far from the reality. On the other hand, numerical simulation shows good agreement with real production data. In addition, it was observed that the present production rate of this well would result in rapid water coning.     

气藏水侵量的计算方法研究

对气藏的水侵量计算方法进行了研究,提出了计算水侵量的新方法,新方法仅应用气藏的生产指示曲线资料即可计算气藏的水侵量大小。该方法不需要对水体形态和大小做任何猜测,因而消除了繁琐的试算和水侵量计算过程中的不确定性。气藏的生产指示曲线可以根据生产资料较容易地获得,计算实例表明,新方法简便、快捷,实用性强。