裂缝性致密油藏非稳态窜流规律

对裂缝性油藏渗流过程中基质-裂缝间窜流规律的研究发现,其形状因子是随着时间发生变化的。裂缝性致密油藏传统模型通常将形状因子考虑为常数,无法准确描述双重介质油藏的渗流规律,因此,文中考虑致密油藏应力敏感特征,引入与压力有关的变渗透率系数,建立了裂缝性致密油藏不稳定渗流方程。综合运用分离变量法和幂级数法对该模型进行求解,得出时变形状因子表达式。将推导的时变形状因子应用到典型双重介质模型中,计算结果表明,运用所推导的时变形状因子的预测结果和精细网格模型一致,较准确地反映了裂缝性致密油藏基质-裂缝系统间窜流规律,简化了基质-裂缝系统间窜流过程的定量数学模拟,为类似油藏进行试井分析和产能评价提供了更准确的理论依据。     

裂缝参数对储层渗透率和孔隙度影响实验

中国致密油藏和特低渗透气藏的油气产量近年增加很快,多裂缝或缝网等大型压裂成为开采此类油气藏的重要手段。为了深入了解裂缝对油气渗流的影响,优化裂缝长度和开度等参数,以油藏工程理论为指导,以物理模拟为技术手段,开展了裂缝对致密油藏和特低渗透气藏储层渗透率和孔隙度影响实验研究。结果表明:随裂缝贯穿程度和开度增加,岩心孔隙度增大,但增幅较小;与孔隙度相比较,裂缝可明显提高岩心渗透性;当裂缝贯穿程度超过60%时,渗透率开始明显增大,当贯穿程度达到100%时,裂缝岩心渗透率要比基质岩心渗透率高10~1 000倍。     

致密油储层基质块渗流特征

高效开发致密油藏需要分段多簇水平井体积压裂技术,以形成网络裂缝。压裂后的致密油藏为基质-裂缝双重孔隙介质,渗流过程复杂。由于缝网的复杂性及表述的困难性,导致产能模拟的不确定性。为此文中由易到难,先以一个基质块为研究对象,研究存在启动压力梯度的致密储层压裂后流体从基质块向裂缝的流动;再在一个基质块内建立考虑启动压力梯度的三维渗流模型,并给定不同的边界条件描述基质块衰竭开采的过程,利用有限差分方法建立隐式压力并求解模型。通过选取地质及流体参数进行实例计算,得到不同生产时间、不同启动压力梯度、不同基质块尺寸下的基质块压力分布、日产量、累计产量、可动用体积百分比、采收率等关系,定量地认识了一个基质块的渗流参数,为致密油储层渗流特征研究打下基础。     

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...     

致密油藏压裂水平井Blasingame 曲线分析

致密油藏渗透率较低,需要应用水平井大规模压裂的方法才能进行有效开发,压裂后形成的基质与裂缝为2种渗流规律差异性较大的介质,需要新的产量分析模型才能适应致密油藏压裂水平井开发动态分析的需求。在对致密油藏基质与裂缝2种介质不同渗流规律研究的基础上,建立水平井多段压裂双重介质耦合产量模型,并应用有限体积法在非结构混合网格的基础上进行模型求解,同时,制作典型致密油藏压裂水平井Blasingame曲线,并对该曲线特征进行分析,将压裂水平井开发生产阶段划分成裂缝线性流、过渡流和边界控制流3个阶段;基质启动压力梯度、裂缝条数、裂缝间距和裂缝长度对Blasingame曲线有着重要的影响,该曲线在后期的边界控制流阶段随着启动压力梯度的增加而线性地平行下移,在中、前期随着裂缝条数的增加而向上分散,在中期过渡流阶段随着裂缝间距与裂缝长度的增加而向上突出,但裂缝间距对曲线的影响更显著。     

分形拟三重介质致密油藏产能预测模型

致密油藏渗流机理复杂、产能预测难度大。文中引入分形理论,推导出基质、天然微裂缝、人工裂缝的分形孔隙度和分形表观渗透率。建立了考虑启动压力梯度及压敏效应的分形拟三重介质致密油藏数学模型,推导出模型压力解与动态供给边界的变化情况。在此基础上,建立了产能预测模型,结合实例数据完成模型验证,进行供给半径和产能的动态预测,并对非线性渗流参数进行敏感性分析。结果表明:供给半径随时间非线性增加,同一时刻,启动压力梯度及分形系数越大,供给半径越小;分形致密油藏产能受非线性渗流参数的影响,启动压力梯度越低,变形系数越小,分形系数越小,则日产量越高,反之日产量越低。     

致密油藏多段压裂水平井初始产能影响因素分析

致密油藏中基质渗透率非常低,通过体积压裂产生的人工压裂缝,可以有效改变水平井筒附近的地应力分布,同时通过水力压裂缝为桥梁,来增强天然裂缝与水力裂缝、以及水平井筒之间的联系,从而改善致密油藏内的流体渗流。通过将致密油藏划分为三个渗流区域,并假设线性流为三个流动区域中主要流动特征,对体积压裂水平井的初始产能进行了分析。研究表明,适当增加水力压裂缝的条数、增加压裂缝的半长,有利于激活双重介质的致密油藏中天然微裂缝,从而增加产能。     

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.     

致密油藏水平井压裂裂缝参数优化方法北大核心CSCD

致密油藏基质渗透率极低,往往采用水力压裂的方式进行开发。压裂缝网决定了油井的产能,因此缝网参数的优化是致密油高效开发中的关键问题。本文在致密油藏非线性渗流数值模拟方法的基础上,研究了水平井单井压裂裂缝的数量、位置分布、长度、开度、方位角等参数对致密油藏衰竭式开采产量的影响规律,并进行了优化设计,形成了基于模拟退火算法的参数优化方法。基于优化结果,本文提出了一种哑铃交错型水平井压裂技术,为现场压裂方案的优选提供了借鉴。     

应力敏感双重介质油藏试井分析

建立了考虑应力敏感双重介质油藏的试井模型,并采用数值方法进行求解。研究了裂缝渗透率变形系数、基质渗透率变形系数、弹性储容比和窜流系数对压力及压力导数的影响。结果表明,随着裂缝和基质应力敏感程度的增加,压力导数曲线逐渐上升,裂缝的渗透率应力敏感性远远大于基质的应力敏感性;弹性储容比和窜流系数的变化均影响窜流出现的时间和窜流量的大小。     

致密油藏分段多簇压裂水平井非稳态产能模型

针对段/簇间裂缝渗流场差异,基于线性流分区模型,考虑致密储层低速非达西流动和裂缝渗透率应力敏感特征,建立了致密油藏分段多簇压裂水平井非稳态产能模型。矿场实例验证了模型的正确性。模型计算分析显示：启动压力梯度主要影响油井的中后期产能,储层改造形成的复杂裂缝网络可有效降低非达西流动对油井前期产能的影响;裂缝渗透率应力敏感性对油井产油量影响较大,应力敏感系数越大,油井的产油量和累积产油量越低;裂缝总数较小时,裂缝的段簇比对累积产油量影响较大,相同裂缝条数下,段簇比越大,累积产油量越大;随储层改造体积增大,油井累积产油量增幅逐渐变缓。该研究结果可对致密油藏分段多簇压裂水平井产能评价提供理论依据。     

中东古新世高地饱压差油藏不稳定注水模型研究

油气田开发过程中一般考虑渗透率为常数,这对于压敏性储层并不适用。当地层压力下降时,压敏储层岩石会发生变形,孔隙空间减小从而减小渗透率。为了定量研究具有压敏特点的中东地区古新世高地饱压差油藏不稳定注水开发的数学模型,通过静水力学方法和单轴实验的方法,对中东地区古新世岩心渗透率随围压变化的规律进行实验研究;结合黑油模型的假设条件,推导了此类油藏不稳定注水渗流的全新数学模型。研究结果表明,中东地区古新世高地饱压差油藏渗透率与地层压力呈幂律关系,渗透率的降低将导致采收率降低且开发早期降幅最大,此类油藏宜采用不稳定注水方式开发。     

ESTABLISHMENT OF THE GEOLOGICAL MODEL OF FRACTURED RESERVOIRS

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基于可视缝宽测量的储层应力敏感性评价新方法

储层应力敏感性在储层保护、产能预测、油气田开发方案制定等方面有着重要的研究意义。利用加载岩石微观图像分析装置,研究了致密碳酸盐岩在不同围压下的裂缝宽度和渗透率分布特征及变化规律,结合常规的储层应力敏感性评价实验,探讨了储层应力敏感性的裂缝宽度特征值。研究表明:①裂缝压缩过程具有自相似性,裂缝宽度在围压(0~20 MPa)增加后仍呈正态分布;②窄裂缝比宽裂缝对围压变化更敏感,但宽裂缝绝对变化量大;③宽裂缝宽度控制并反映了致密岩石渗透率的整体变化特征,岩样90%的渗透率由仅占10%的宽裂缝所决定;④裂缝宽度累积分布曲线上纵坐标为90%所对应的缝宽,可以用来评价裂缝性致密储层的应力敏感性,同常规应力敏感性评价结果较为一致。     

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岩石组分和裂缝是影响致密砂岩气藏损害程度的重要因素，研究岩石组分和裂缝对致密砂岩气藏应力敏感性影响能够为钻井、完井作业及开发致密砂岩气藏中的储层保护提供基础参数。文章以鄂尔多斯盆地北部上古生界致密砂岩气藏盒1段、山1段及太原组三个层位为研究对象，选取基块及裂缝岩样进行应力敏感性实验，采用应力敏感性系数S_s对实验结果进行评价。不同层位基块岩样对比显示岩屑含量越高其应力敏感性越强，同一层位基块岩样与裂缝岩样的应力敏感性系数对比表明裂缝的存在大大增加了致密砂岩储层应力敏感性。     

CONTROLS ON FRACTURE FLOW POTENTIAL IN A TIGHT CARBONATE RESERVOIR: SAYINDERE FORMATION (CAMPANIAN), WEST ADIYAMAN BASIN,SE TURKEY

Identifying controls on the permeability of fluid‐conductive fractures is critical in tight reservoirs, but this is challenging in tectonically complex regions such as foothills belts where there may have been multiple stages of deformation and fracturing. Fracture permeability depends on fracture aperture and connectivity, both of which are affected by tectonism and cementation. Among the many factors that control the cementation history, oil charging may play an important role. Important challenges in studies of fractured reservoirs in tectonically complex regions include determining the timing (and intensity) of fracturing events relative to that of the oil charge, verifying the presence of matrix storage, and establishing the fracture cementation history. This paper reports on a comparative fracture study of four small‐scale oilfields in the west Ad?yaman Basin, located within the foothills belt of the Tauride suture zone in SE Turkey. Here the tight reservoir carbonates of the Say?ndere Formation (Campanian) were subjected to repeated phases of structural deformation. Major deformation phases took place in Campanian and Maastrichtian times, before oil charging into the reservoir began in the Eocene; and in the Late Eocene – Oligocene and Late Miocene, after the oil charge. Fractures that were generated before oil emplacement appear to have been cemented or partially cemented by calcite as indicated by cross‐cutting cemented fractures on borehole images. Partially‐cemented fractures in cores are oil‐stained with cement‐lined walls, suggesting cementation began before oil emplacement but was not completed. Image logs and cores also show the presence of clean, open fractures with no cement present on the walls. These open fractures cut across the cemented or partially‐cemented fractures, and are in general related to Late Miocene compressional folding. Open fracture density is correlated to Late Miocene fold curvature and asymmetry in the four oilfields studied. Of these fields, the ?ambayat structure is the tightest and most asymmetric anticline and hence has the maximum open fracture density; this field also has the highest oil potential. Although the available data is not sufficient to evaluate the effects of oil charging on fracture cementation definitively, the observations are consistent with a model that oil charge into the fractured Say?ndere Formation carbonates inhibited or slowed calcite cementation. Hence fracturing of a carbonate reservoir after oil emplacement may significantly enhance the fracture permeability, and may even render a tight reservoir prospective.     

裂缝性非均质致密储层自适应应力敏感性研究

裂缝性致密储层具有非均质性强、应力敏感性强等特点,需明确储层非均质性及裂缝应力敏感性对生产的影响。为此,利用基于投影的嵌入式离散裂缝模型来表征复杂裂缝,结合应力敏感定量表征模型,建立了同时考虑基质和多尺度裂缝非均质性的应力敏感数值模型,自适应获得应力敏感特征曲线。模拟分析结果表明,强非均质致密储层不能忽略基质的应力敏感性,应力敏感性对生产早期的影响较大,以压裂裂缝的影响为主,随着生产逐渐过渡到基质,储层应力敏感性逐渐降低;早期生产压差过大,会造成储层应力伤害,不利于长期生产;不同充填程度的多尺度裂缝在储层中的分布模式对产能有直接影响,充填程度越低,裂缝尺度越大,产能越高。研究结果为致密裂缝性储层合理配产和开发方案优化提供了理论依据。      

致密油藏直井体积压裂压力分析模型

致密储层基质和裂缝一般表现为强应力敏感性,同时由于储层的致密性,基质和裂缝经常会表现为非稳态窜流特征,影响井底压力曲线的形态和特征,进而影响解释结果。目前国内外尚缺少同时考虑应力敏感及非稳态窜流的井底压力分析模型。参考典型致密油藏体积压裂直井的微地震监测数据,设计体积压裂直井渗流物理模型,同时考虑应力敏感和非稳态窜流,建立体积压裂直井井底压力数学模型并求解,进而获得井底压力的双对数曲线特征。研究结果表明:应力敏感系数αD越大,压力导数曲线上翘幅度越大,压裂未改造区致密油径向流动阶段越不明显;非稳态窜流系数λm越小,窜流出现时间越晚,窜流阶段的下凹幅度越大,窜流渗流过程持续时间越长,压裂区域的裂缝径向渗流过程越弱。该井底压力分析模型应用表明,相较于未考虑应力敏感及非稳态窜流的模型,更能准确地确定压裂区域的半径及相关储层参数,提高致密油藏直井体积压裂相关参数的解释精度,故可推广到致密储层参数反演或试井解释分析中。