裂缝性气藏压后产能模拟

根据裂缝性储层裂缝比较发育的特点,将之抽象为平板模型。在此基础上建立压后人工裂缝内以及地层内线性流的数学模型,运用拉普拉斯变换,给出了无因次压后产量。最后根据所建模型,对某些参数作了敏感性分析。储层特征参数(窜流系数、弹性储容比)对产能的影响主要在前期,而人工裂缝参数的影响(缝长、无因次导流能力)贯穿压后整个生产过程。     

油藏多裂缝压裂水平井压后产能预测方法

水平井压裂后产生的多条裂缝在长度、分布、导流能力等方面不尽相同,而且各条裂缝间要发生相互干扰。本文结合水平井压后裂缝的形态和单相液体渗流机理,应用复势理论和势叠加原理推导出考虑水平井筒内压降损失时的产能预测模型。同时以长庆油田吴旗420井区吴平4井为例进行裂缝方案优化设计。     

文明寨—卫城油田砂岩裂缝性油藏压裂技术及配套工艺

针对砂岩裂缝性油藏小层多,隔层薄及裂缝发育引起高滤失的特点,在常规压裂工艺的基础上,压裂施工着重从如何压开多层,降低滤失,增加裂缝有效长度来考虑,采取卡封分层压裂,限流压裂,暂堵压裂等技术及配套工艺确保压裂施工正常运行,提高压裂效果。     

低渗透油藏压裂水平井产能预测

低渗透油藏是基质渗透率较低的油藏,一般指的是低渗透的砂岩油藏。在我国,根据实际生产特征,按照油层平均渗透率的大小,把低渗透储层划分为三类:一般低渗透层、特低渗透储层、超低渗透储层。其中一般低渗透层属于常规油藏,特低渗透和超低渗透油藏属于非常规油藏。储石油企业在开发低渗透油藏过程中最常用到的技术就是压裂水平井。压裂水平井产能预测对压裂水平井的优化设计、开发效果的提升具有重要推动作用。对水平井压裂不仅能够获得较好的经济效益,而且还能够全面了解岩性、油藏特性,更深入准确的评价油藏。本文首先论述了低渗透油藏压裂水平井半解析的产能预测方法,其次对影响压裂水平井产能的因素进行了分析。     

裂缝性潜山油藏连续注气数模研究

裂缝性潜山油藏属于典型的双重介质油藏,其主要的储渗空间是裂缝系统和基质岩块系统。笔者首先总结分析了裂缝性潜山油藏的主要地质、开发特征和注气驱油机理,然后利用油藏数值模拟技术对M油藏进行了连续注气分析。笔者得出CO2驱油效率比干气驱油效率高、干气的波及范围要大于CO2,但干气突破、气窜的速度比CO2快、更易受气窜的困扰。     

低渗透油藏重复压裂工艺中的裂缝转向影响

文章主要对低渗透油藏重复压裂工艺中的裂缝转向影响进行分析。包括重复压裂工艺中的裂缝转向概述、相关模型建立以及裂缝转向影响分析。希望通过本次的分析,可以为此项工艺技术的应用提供一定参考。     

压裂水平井产能影响因素

经过多年工作经验和相关国内外总结,文章对影响压裂水平井产能的因素进行了研究,并总结出了影响压裂水平井产能的各种因素,为优化压裂水平井并提高其产能提供理论支持。     

低渗透裂缝性油藏降滤压裂工艺技术研究

低渗透裂缝性油藏压裂改造一直是压裂施工的一个难题,人工裂缝在遇到复杂的天然裂缝时会大量滤失到天然裂缝,增加了压裂液的滤失,降低了压裂液的携砂效率,致使压裂前期就出现"脱砂"的情况,无法达到对裂缝性油藏压裂改造的目的,本文提出了各种有效的适合裂缝性油藏压裂的降滤技术,形成了低渗透裂缝性油藏降滤压裂工艺技术,提高了压裂液的使用效率,减少了了压裂施工前期"脱砂"的几率,将压裂成功率从50﹪以下提高到90%以上,为有效开发低渗透裂缝性油藏提供了有利的技术支特.     

基于ABAQUS的三维水力压裂裂缝扩展模拟研究

应用ABAQUS有限元软件研究了裂缝起裂和扩张过程中的孔隙压力变化以及裂缝形态的变化,结果显示压裂液排量越大,延伸压力也越大,缝长和缝宽均增大;压裂液黏度增大,裂缝呈现出宽而短的形态.选取合理的排量和压裂液黏度,为现场实际施工提供理论指导.     

压裂技术在低渗油藏中的应用与研究

商河油田商三区具有渗透性差、断层发育等特点,是典型的复杂小断块低渗透油藏。本文根据此区所具有的岩性、物性等储层特征以及整体油藏条件,对其进行了压裂技术应用研究。其中重点以商三区商13-N 32井组为例,较为详尽地阐述和分析了压裂技术在低渗油藏中的应用与研究,并进行了效果评价,进一步提出了下步建议。     

应用裂缝-油藏耦合技术的油藏水井压裂参数优化数值模拟

为得到油藏水井压裂过程的优化参数,设计裂缝-油藏耦合技术设计油藏水井压裂参数优化数值模拟方法。建立油藏流体等效模型,设计控制单元结构模型,在法向速度的连续方程中,得到应力矢量的基线方程,并计算变化方程的平均渗流速度,设置数值模拟边界条件,得到油藏水井压裂的应力曲线,分别对压裂液黏度、压裂液注入量、支撑剂用量3个参数进行数值模拟。实验证明这3个参数对水井裂缝宽度与长度有直接影响,因此可以通过调节这3个参数实现油藏水井压裂参数的优化。     

油层水力压裂微裂缝演化模型研究

水力压裂是世界范围内广泛应用的成熟增产技术。在最近二十年内,水力压裂在技术水平与经济效益上比以前有显著的提高,成为低渗储层增产增注的主要手段。在以往的油层水力压裂描述过程中,往往只是针对主裂缝延伸轨迹研究,然而近年来大量的实验表明,油层水力压裂在形成裂缝的过程中,常常伴有岩石的逐步劣化,裂缝的形成是由许多的原始微小裂缝增长、扩大、汇合形成的,因此研究水力压裂微裂缝扩展演化是十分重要的。本文根据应变能理论,建立油层水力压裂微裂缝演化模型。     

流动单元分析法在低渗透油藏压裂中的应用

水力压裂是开发低渗透油藏的有效增产措施。桩74块低渗透，平面上相带和物性变化大，为了提高压裂效果和裂缝数值模拟的精确度，优选出合理的裂缝参数，压裂时需要充分考虑其非均质性。本文针对桩74块的特点，应用流动单元分析法，将储层分为四类流动单元，结合数值模拟方法，优选裂缝参数，现场取得了较好的开发效果，对于改善低渗透油田的开发效果，有着十分重要的意义。     

裂缝性油藏开发技术及展望

裂缝性油臧是开发难度最大的油臧类型之一。从裂缝系统和基质系统分析了裂缝性油藏的采油机理,总结了裂缝性油藏目前的主要开发技术及相应的开发特征,指出了裂缝性油藏开发中还有不少技术难题有待进一步探索研究。     

裂缝性油藏水平井开发井网参数优化研究

对所研究油田井网参数进行正交试验设计,并在根据油藏实际参数所建立的裂缝性双重介质油藏数值模型中进行模拟生产,对模拟结果从提高采出程度与控制含水上升方面考虑分析,找所对采收率和井网见水影响相对较大的参数,并得到所给参数水平下的井网参数的最优组合。     

超低渗透油藏M区块多段压裂水平井产能影响因素研究

根据超低渗透油藏M区块的地质条件和物性,应用非线性渗流模型,结合实际情况分析对比超低渗透油藏M区块不同含水率和不同种类井的流入动态曲线,幵研究了不同裂缝和不同井距的流入动态曲线,确定了决定水平井产油能力的因素。研究结果表明:油水相对渗透率试验结果表明,M区块储层具有启动压力梯度,动水饱和度低,油水互相渗透共同区域较小。超低渗透油藏M区块含水率、井网类型、裂缝数量和井距对产油能力影响较大。其中,含水率为10%、中心压裂水平井采用矩形井网、裂缝数为5和井距80 m的条件下超低渗透油藏M区块产能最优。     

天然裂缝性油藏数值模拟研究新方法

天然裂缝性油藏的开发离不开油藏数值模拟技术的快速进步,由于天然裂缝性油藏本身的复杂性,目前对天然裂缝性油藏的数值模拟可以大致分为连续性模型和离散性模型两大类;连续性模型又可以分为双重介质模型和单介质模型,双重介质模型主要是以Barrenblatt和Warren-Root在20世纪60年代提出的双重孔隙/双重渗透模型为基础,在此类模型中认为油藏中任意一点都存在有基质和裂缝两种介质,基质被相互平行排列的裂缝分割成单个的岩块,每种介质都存在独立的水动力场,通过两种介质间的窜流的将基质和裂缝联系起来;而对于单介质模型,则是通过某种方法将裂缝的渗透率和基质的渗透率进行综合考虑,得出整个油田的平均有效渗透率,该有效渗透率考虑了裂缝的密度、方位以及宽度等的影响,然后将该有效渗透率输入到普通的单一介质模拟器中来对裂缝性油藏进行模拟计算。这种方法的特点是数学上比较简单,灵活性比较强,同时由于该模型只对其连接的两个网格有影响,所以改变模型的传导率只会影响其中一个方向的传导性,而不会像常规的模拟器那样要同时影响两边的传导性,但是该方法目前研究较少。     

海上油田裂缝性油藏堵水技术研究与应用

针对裂缝性油藏高含水水平井,利用室内物理模拟实验,开展凝胶堵水体系优选和水平井动态封堵性能评价。结果表明,所优选的凝胶堵水体系配方成胶时间35～40h,入井后成胶强度为6×104～10×104m Pa·s(E-G等级),可流动弱胶至不流动强胶;剪切状态下凝胶性能稳定,90℃下稳定时间在6个月以上,封堵及耐冲刷性能良好,对于裂缝性模型仍具有较好的封堵性能,且具有可解堵性;E22h井堵水措施后日增油40方,平均日增油25方,含水下降75%,累增油3500方,现场应用结果表明,该凝胶堵水体系能够较好的封堵出水大裂缝,抑制底水,降低含水率,取得了较好的增油效果。     

压裂水平井产能预测电模拟实验研究

利用电模拟实验装置,对影响压裂水平井产能的部分因素进行了实验研究,并用电流密度比的概念表征压裂水平井的产能比。实验结果表明：增大裂缝与水平井筒的夹角可以增加产能;对具体油藏,存在着最优的无因次长度和裂缝条数;电流比值能够反映压裂水平井的产能大小。因此,利用电模拟实验可直观快捷的实现压裂水平井产能预测。