利用径向积边界元方法计算动态逆向渗吸累积采收率

在开采超低渗透或致密油藏的过程中,水平井井筒周围会形成复杂的缝网,缝网将油藏分割成不同形状的基质块,当压裂液或者水在裂缝中流动时会与基质块大面积接触,在毛管压力作用下发生以动态逆向渗吸为主导的传质现象。为了准确描述针对任意形状基质块的动态逆向渗吸作用,利用基于边界元和径向积分理论的径向积边界元方法,建立适用于逆向渗吸的数学模型,通过与差分方法数值模拟结果和实验数据以及解析解进行对比,验证了所建渗吸模型的正确性,同时说明了径向积边界元方法适用于复杂形状基质块逆向渗吸累积采收率的计算;相对于差分方法,径向积边界元方法不用在基质块内部空间划分网格,使得动态逆向渗吸累积采收率的计算过程变得简单高效并且切合实际。     

致密油藏动态渗吸排驱规律与机理

高效开发致密油藏是石油领域的一项重要任务,而渗吸采油作为开发致密油藏的重要机理之一,越来越受到人们的重视。选取新疆油田致密砂岩天然岩心和人造岩心,在室内条件下,利用改进的动态渗吸实验装置,系统地研究基质渗透率、温度、压力、岩心尺寸和裂缝密度等因素对动态渗吸采出程度的影响。通过将实验参数进行无因次化,得到无因次渗吸采出程度归一化模型。利用该模型得到的采出程度大于目前广泛应用的Ma模型计算结果,与动态渗吸实验得到的规律相吻合。研究结果表明:当岩心渗透率处于同一级别时,动态渗吸采出程度既有可能与岩心渗透率呈正相关,也有可能呈负相关;在其他条件相同的前提下,温度越高,岩心长度越短,动态渗吸效果越好;压力对渗吸效果的影响存在一个最佳范围,在本实验条件下为5～7 MPa;动态渗吸采出程度的增幅与裂缝密度呈线性正相关。     

高温高压下陆相致密油藏非稳态压裂液渗吸机理研究

渗吸提采（IEOR）是高效开发具有“三低”特性致密油资源的关键技术。在储层压裂、返排、后续开发等阶段,压裂液与油藏中的岩石、流体相互作用后产生渗吸效应,研究稳态及非稳态压裂液渗吸机理对现场开发具有重要指导意义。为此,首先提出了稳态及非稳态渗吸概念,在模拟高温高压环境的基础上,利用核磁共振技术与物理模拟实验结合,定量表征了不同条件的压裂液渗吸特征差异。结果表明：压裂液稳态渗吸作用尺度为0.01～51.52ms,非稳态渗吸作用尺度为0.01～27.75 ms,且在渗吸初期,二者的渗吸速率最快,渗吸作用优先在小孔（0.01～1.00 ms）中进行,随着反应时间的进行,再进入中孔（1.00～10.00 ms）,最后为大孔（＞10.00 ms）;非稳态渗吸效率整体高于稳态渗吸,但是非稳态渗吸整体较早趋于稳定,小孔是压裂液渗吸效率的主要贡献者,并最先趋于稳定,其次为中孔,最后为大孔;双重介质的渗吸效率虽整体优于单一介质,但各孔喉的渗吸稳定时间相对滞后;非稳态渗吸的渗吸效率与储层渗透率、储层品质因子呈正相关性,且随着渗透率和储层品质的提升,中孔对渗吸的贡献逐步上升,由小孔主导型逐步变为中孔逼近型,最终为中孔主导型。     

考虑渗吸和驱替的致密油藏体积改造实验及多尺度模拟

矿场试验表明,压裂后不立即放喷,依靠焖井过程的驱替和渗吸可置换小孔隙内的原油,提高原油采出程度。为探索该过程机理,进行了实验和模拟研究。首先,带压渗吸实验,模拟裂缝壁面在驱替压差和毛管力共同作用下的渗吸行为,无因次时间中加入驱替项（Δp）,对实验结果进行归一化处理;其次,建立基于CT 扫描的孔隙尺度模型,通过致密岩心采收率拟合, 获得驱替、渗吸的相渗和毛管压力;最后,在油藏尺度,分别赋予基质和裂缝不同的相渗和毛管压力,模拟矿场实际油水流动。结果表明:带压渗吸采收率明显高于自发渗吸采收率,提高幅度10%~15%;无因次时间中加入驱替项,可对实验结果进行较好的归一化;调整微观孔隙结构如孔道/ 喉道半径、孔喉比、配位数等参数可以实现渗吸采收率的拟合;油藏尺度对基质/ 裂缝以及渗吸/ 驱替的划分,可准确反映开采初期含水率变化。     

页岩油水平井压裂渗吸驱油数值模拟研究

为了提高压裂页岩油水平井产量预测精度、优化闷井时间及压裂液用量等参数,建立了一种考虑压裂液注入、闷井渗吸及开井生产的压裂页岩油水平井油水两相渗流数学模型,利用控制体积有限元法求其数值解,模拟了渗吸作用下基质–裂缝油水置换的过程,获得了油水压力场、速度场、产量及含水率的动态变化.分析了压裂渗吸驱油特征,优化了闷井时间和压...     

基于离散裂缝的致密油藏重复压裂数值模拟研究

致密油藏储层物性差,大多采用压裂方式开发,当产量下降时需要重复压裂进行增产。建立了基质与人工裂缝相互耦合的致密油藏重复压裂渗流模型,采用离散裂缝模型对压裂形成的人工裂缝进行分析,用三种网格划分体系剖分基质系统、初次压裂裂缝、重复压裂裂缝系统。研究结果表明:裂缝长度和导流能力对重复压裂后的产能影响较大,在生产实际中应采用与储层性质匹配的裂缝长度和导流能力;启动压力梯度对于致密油藏的产能影响明显,在生产设计时需要重点考虑。     

温度对吉木萨尔致密油藏渗吸效率的影响研究

为了明确密切割体积压裂后温度对致密油藏渗吸效率的影响,利用高温高压致密岩心渗吸实验装置,通过渗吸驱油实验,研究了吉木萨尔凹陷芦草沟组天然致密油藏岩心在不同温度、压力条件下的渗吸机理。实验结果显示:随着温度升高,渗吸效率提高,渗吸速度变快,渗吸所需时间缩短;实验温度高于吉木萨尔致密油藏温度时,温度升高对渗吸效率影响较小;实验温度低于油藏温度时,温度越低,对渗吸效率影响越大;不同温度下单位面积渗吸油量与单位面积饱和油量呈正相关关系。研究结果表明,温度的变化对吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油藏渗吸驱油作用具有较大影响,致密油藏体积压裂过程中应尽可能降低压裂液对地层造成的冷伤害。     

基于正交试验的致密油渗吸影响因素分析

针对压裂施工过程中渗吸增产效果受储层性质、作业条件等多种因素影响的问题,开展了不同因素对渗吸采收率影响的量化研究。以渗吸理论为基础,结合新疆油田致密油M区块的储层特征和开发状况,利用自行研发的电子式高精度静态渗吸装置,对影响渗吸的6个因素进行了室内对比实验。在简化实验过程、提高实验精度的基础上,得到了渗吸液体系、渗透率、原油黏度、界面张力、润湿性和防膨剂含量对采收率的影响规律;并基于L₉(34)正交表设计了正交试验,通过较少的试验次数得出其中4个主要因素对渗吸采收率影响程度大小的排序,从大到小依次为:界面张力、渗透率、原油黏度、润湿角。该结论不仅为M区块现场作业压裂液类型的选择和配方的优化以提高渗吸采收率提供一定的理论依据和技术指导,也可为其他致密油区块的压裂施工和提采增效提供参考。     

表面活性剂提高致密油藏渗吸采收率研究

为了明确表面活性剂改变岩石润湿性及降低界面张力的特性对致密油藏渗吸采油的作用效果,获得表面活性剂渗吸采油的有利条件,通过测量岩心接触角和表面活性剂溶液与油间的界面张力,研究了3 种常用表面活性剂重烷基苯石油磺酸盐（ZPS）、十二烷基苯磺酸盐（SDBS）和磺基甜菜碱（SB）对致密岩心渗吸采收率的影响,分析了自发渗吸机理。结果表明,阴离子表面活性剂改变岩心润湿性的能力好于非离子表面活性剂,两种阴离子表面活性剂（ZPS、SDBS）将岩心表面由油湿反转为水湿,非离子表面活性剂（SB）降低了岩心表面接触角,但未达到润湿反转的效果;油湿岩心介质在注入水溶液中不发生渗吸,表面活性剂引起的接触角改变可实现油湿岩心渗吸采油;岩心原始润湿性影响渗吸采收率,渗吸采收率增幅从大到小依次为水湿岩心>中性岩心>油湿岩心;三种表面活性剂均可使界面张力降至最佳渗吸界面张力范围10^-1～10^-2mN/m,油水界面张力的降低有利于提高岩心自发渗吸采收率。图1 表1 参12     

中国致密油藏压裂驱油技术进展及发展方向

针对致密储层\"注不进、采不出\"的难题,提出\"压—注—采\"一体化作业的压裂驱油技术。梳理中国国内油田低渗致密储层压裂驱油技术发展的4个阶段:基质渗吸-油水置换采油、裂缝—基质动态渗吸采油、缝网压裂-蓄能增渗采油以及压裂驱油-焖井渗吸采油。明确压裂驱油6个方面技术特征:①细分切割体积压裂,提高缝控程度;②近破裂压力注水,形成大量微裂缝,扩大波及体积;③高压力持续注水,增加孔喉尺寸,改善渗流通道;④前置大液量注入,补充地层能量;⑤焖井渗吸置换,提高驱油效果;⑥添加压驱化学剂,增强洗油效率。综合考虑压驱地质特征、作用机理、工艺参数以及配套设施,深度剖析当前中国致密储层改造面临的地质-工程问题,提出压裂驱油未来4个方面技术攻关方向:①加强地质—工程一体化研究,优化油藏工程注采井网布局;②深化水平井立体改造技术,提高致密储层动用水平;③开展压驱技术作用机理研究,助力压驱工艺参数优化;④完善低成本高效率压驱配套技术,助推致密储层开发降本增效。     

致密油藏体积压裂建模理论与方法

致密油藏储层渗透率低,地层流体向裂缝渗流受到限制,常规压裂增产幅度不高.而采用体积压裂,“打碎”储集层,形成复杂缝网,可实现裂缝与油藏的接触面积和体积最大.为有效描述致密油藏体积压裂,采用双渗模型模拟SRV区域,然后用对数网格步长加密,分别描述天然裂缝、人工缝网、基质系统.采用Latin Hypercube方法,对模型进行敏感性分析,找出了影响产油量和产水量的敏感性因子并进行排序.采用DECE方法,通过多次自动历史拟合反推人工缝网和天然裂缝参数.最后通过Petrel软件建立基质模型,作为双渗模型的基质系统,历史拟合反推得到的裂缝参数作为裂缝系统,建立完整的双渗模型,并进行生产预测,证明了致密油藏体积压裂采用此建模方法的可行性.     

致密油层多区体积压裂产能预测

致密油层物性极差,天然裂缝发育,体积压裂是实现该类油层有效开发的重要手段。为研究致密油层体积压裂缝网设计参数对产能的影响,基于缝网形成特征,将压裂的致密油层划分为支撑主裂缝、缝网区和未压裂区,缝网区又划分为支撑次裂缝区和未支撑次裂缝区,考虑致密油非达西渗流和油层应力敏感效应,将缝网区与未压裂区简化为双重孔隙系统和单一孔隙系统,建立致密油层体积压裂产能模型,模拟分析体积压裂裂缝参数对产能的影响。研究结果表明：体积压裂可以大幅度提高致密油层产能,并且改造体积和支撑改造体积越大,开启天然裂缝越密,支撑主裂缝越长,支撑主裂缝、次裂缝导流能力越高,则致密油层产能越高,但存在最优值。     

致密油藏体积压裂水平井动用规律——以长庆油田为例

压裂水平井已越来越广泛地应用于低渗透致密油藏开发,然而,关于压裂水平井动用规律的研究报道较少。为弥补这一不足,利用条带源模拟体积压裂水平井的裂缝,推导考虑启动压力梯度的体积压裂水平井压力公式,以长庆油田为例,对致密油藏体积压裂水平井的动用规律进行研究。结果表明:体积压裂水平井单井开发时,随着开发时间的增加,动用半径先增大后减小;随着水平井段长度的增加,纵、横向动用半径越来越大,但相对变化幅度却较小。半缝长的增加对纵、横向的动用半径影响不同,随着半缝长的增加,横向动用半径越来越大,但基质动用半径越来越小;纵向动用半径越来越小。随着缝网宽的增加,纵、横向的动用半径越来越大,但变化幅度越来越小。     

致密油多级压裂水平井流-固全耦合产能数值模拟

基于多孔介质弹性理论与流-固耦合作用机理,建立了致密油储集层多重孔隙介质变形与流体流动的全耦合数学模型,采用有限元方法对模型进行数值求解并验证了模型的准确性.对致密油储集层多级压裂水平井进行产能数值模拟研究,结果表明:致密油井生产过程中近人工裂缝区域储集层物性大幅度降低,其中人工裂缝开度和人工裂缝导流能力损失幅度分别达...     

体积改造油藏注水吞吐有效补充地层能量开发的新方式

体积改造技术能够提高超低渗透和致密油油藏的初期产油量,但衰竭开采期的产油量递减快、累积产油量低、经济效益差,且注水开发会导致油井快速水淹,需探索有效补充地层能量的开发方式。体积改造油藏注水吞吐开发是有效补充地层能量的一种新方式,首先建立体积改造油藏注水吞吐的3个阶段模型,研究渗吸产油和不稳定驱替双重开发机理,并推导相应的产能公式,理论研究注水吞吐的开发效果,进一步通过油藏工程方法和室内实验研究注水吞吐的主控因素,并结合现场开发实践论证了注水吞吐的可行性。研究结果表明,体积改造油藏产生的裂缝网络系统使得裂缝与基质之间的流体交换速度和数量均发生质变,注水吞吐已经从注水开发中的辅助作用上升为一种新的有效开发方式,从而为超低渗透和致密油油藏的有效开发提供新的开发思路,由于其附加开发成本低、投资效益高,有望成为超低渗透和致密油油藏有潜力的补充能量开发方式。     

致密油气储层基质岩心静态渗吸实验及机理

致密油气藏已经成为非常规油气领域的开发重点。渗吸作用作为致密油气渗流机理的重要内容,可以有效地提高致密油气藏的采收率,但目前这方面的研究较少。选取中国典型致密油气储层基质岩心,进行不同条件下的渗吸实验。对实验现象与实验结果进行深入分析,提出新的致密油气储层基质岩心渗吸机理——层渗吸理论,即渗吸是从岩心表层开始逐层向岩心内部进行的。根据修正质量法计算渗吸效率的公式得到准确的室内渗吸实验数据,并将数据标定为实际地层尺度。结果表明,致密油气储层基质岩心在地层条件下的油水渗吸效率为12%~18%,渗吸速度数量级为1×10~(-4)cm/min。应用渗吸作用开发致密油气需要与其他开发方式相结合,才能提高致密油气产量的最终效果。