油气储层多裂缝形成机理研究——以腰英台油田为例

裂缝是储层流体的重要渗流通道,它的形成和发展将直接影响到油气从储层到井筒中的运移.因此,研究油气储层裂缝形成机理对认识储层中特征,合理开发油气藏有重要的意义.以腰英台油田为例,研究了储层中的多裂缝形成机理.分析了不同的储层多裂缝情况.并通过实例计算等手段,研究了地应力状况、天然微裂缝、井斜和地层倾斜、射孔和微环面等因素对储层的多裂缝的影响.为正确认识油气储层的微裂缝机理提供一定的理论参考.     

油气储层多裂缝形成机理研究—以腰英台油田为例

裂缝是储层流体的重要渗流通道,它的形成和发展将直接影响到油气从储层到井筒中的运移。因此,研究油气储层裂缝形成机理对认识储层中特征,合理开发油气藏有重要的意义。以腰英台油田为例,研究了储层中的多裂缝形成机理。分析了不同的储层多裂缝情况。并通过实例计算等手段,研究了地应力状况、天然微裂缝、井斜和地层倾斜、射孔和微环面等因素对储层的多裂缝的影响。为正确认识油气储层的微裂缝机理提供一定的理论参考。     

水平井压裂裂缝形成机理初探与应用

水平井储层水力压裂改造是近几年国内外发展起来的一项新技术,还存在一些技术问题.为此,初步研究了水平井水力压裂机理,建立了水平井眼的应力分布模型,给出了水平井眼地层破裂压力的计算公式.该模型在现场试验中应用效果良好.     

异常高压碳酸盐岩储集层裂缝特征及形成机制——以哈萨克斯坦肯基亚克油田为例

以哈萨克斯坦肯基亚克油田为例讨论了异常高压碳酸盐岩油藏储集层裂缝特征及形成机制。异常高压条件下形成的碳酸盐岩储集层除发育构造裂缝和岩溶裂缝外,还发育水力破裂缝。盐下石炭系水力破裂缝形成于中、新生代,宏观上表现为将岩体切割成角砾状及充填方解石脉,微观上表现为沿孔隙周围呈放射状分布。该区裂缝系统的形成与演化经历了3个主要阶段,即构造变形与抬升阶段、构造拉张与沉降阶段、水力破裂阶段。在水力破裂阶段,在盐丘活动、构造运动等多种因素作用下,盐下地层中形成异常高压带,压力系数高达1.84,在异常高压条件下,二叠系泥岩不渗透层下的石炭系碳酸盐岩低渗透层发生破裂,形成水力破裂缝,同时使早期闭合的裂缝开启、扩张和延伸。水力破裂缝以张性裂缝为主,其张开时间晚,充填程度低,是研究区主要的有效裂缝。图8参13     

七里村油田郑庄区长6储层天然裂缝初探

陕北南部地区三叠系储层中天然裂缝十分发育．前人曾提出“陕北地区主要为裂缝性油藏”．因此探索陕北地区低渗透油层裂缝系统及裂缝展布特征对油田开发具有十分重要的意义。作者通过借鉴前人对延河剖面长6出露区裂缝的研究,以及川口油田岩心裂缝研究资料．提供研究区的经验．通过统计区内油层改造时破裂压力的平面变化规律．对区内可能存在的天然裂缝进行预测。希望能对今裂缝分布规律的线索,同时．借鉴长庆油田利用储层破裂压力研究天然裂缝展布方向后的注水开发起到一定的指导作用。     

利用微地震监测成果判断砂砾岩油藏压裂裂缝井间连通性——以准噶尔盆地玛湖油田为例

现阶段离散的微地震事件点刻画的裂缝形态仅代表压裂裂缝网络的包络范围,很难精细刻画缝网包络中人工裂缝的真实形态,而且受速度模型、初至拾取等因素影响,微地震事件定位结果存在一定误差,因此仅靠离散的微地震事件点分布位置信息无法判断裂缝井间连通性。为此,以准噶尔盆地玛湖油田玛131示范区示踪剂检测结果作为判断井间人工改造裂缝是否连通的依据,总结未受天然裂缝影响情况下微地震事件点与邻井事件点最小距离规律,形成一种新的利用微地震监测结果定量评价砂砾岩油藏压裂裂缝井间连通性的方法。玛湖砂砾岩油藏在未受天然裂缝影响情况下,相邻井微地震事件交叉,且微地震事件距邻井事件最小距离小于10m,代表两井压裂裂缝连通;反之,微地震事件距邻井事件最小距离大于10m,代表两井压裂裂缝未真正连通。应用判断玛湖凹陷砂砾岩油藏井间裂缝连通性方法可以评价玛湖区块井间距与施工规模的合理性,也可推广到其他地区。     

低渗透油藏注水诱导裂缝特征及形成机理——以鄂尔多斯盆地安塞油田长6油藏为例

以鄂尔多斯盆地安塞油田长6油藏为例,在分析低渗透油藏注水开发动态特征的基础上,阐明了注水诱导裂缝的基本特征并研究其形成机理,最后利用数值模拟技术对该区注水诱导裂缝的主要形成机理进行了模拟。注水诱导裂缝指低渗透油藏在长期的注水开发过程中,当注水压力超过各类裂缝开启压力或地层破裂压力而形成的以水井为中心的高渗透性开启大裂缝或快速水流通道。它是低渗透油藏长期注水开发过程中所表现出的新的开发地质属性和最主要的非均质性,对于长期水驱的低渗透油藏来说具有普遍性和必然性。注水诱导裂缝有3种形成机理,当注水压力过高,超过天然裂缝的开启压力使天然裂缝张开、扩展和延伸,或超过地层破裂压力使地层中不断产生新的破裂,或使注水井周围因射孔、压裂等生产或增产措施所导致的不同类型的人工裂缝张开等均可形成注水诱导裂缝。安塞油田长6油藏普遍发育与现今最大水平主应力方向近一致的以雁列式排列的高角度构造剪切裂缝,当注水压力超过这类裂缝的开启压力并使裂缝张开、延伸扩展并相互连通,是该区注水诱导裂缝的主要形成机理。油藏数值模拟表明,随着注水诱导裂缝规模的不断扩大,注水井井底压力相应的表现出连续的不规则的周期性变化。     

松辽盆地北部致密油体积压裂裂缝形成机理及控制方法

松辽盆地北部中央坳陷区,致密油资源丰富。这种致密储层一般孔吼比大、吼道窄、启动压力高,储层孔隙度小于12%,渗透率小于0.1×10~(-3)μm~2,储层基质向裂缝供油能力较差,常规技术难以有效开发。为致密油储层的有效动用,研究应用了体积压裂技术。通过对大庆油田外围致密储层形成体积缝的延伸机理及特征研究,研发了有效的工艺控制及设计方法,并建立了致密油体积压裂压后产能分析图版。现场试验16口井,增产效果显著,有效指导了设计优化,降低了致密油工业动用孔隙度下限,为大庆油田致密油储层有效开发奠定了基础。     

渭北长3定向井多裂缝形成机理及压裂技术研究

渭北油田近年来改造效果逐渐变差。针对定向井井斜大,方位角各异的实际,提出并论证了借鉴水平井压裂设计理念的可行性。井下微地震监测结果可与施工曲线特征互相验证来判断人工裂缝是否串通。统计结果表明,井筒方位与最大主应力夹角大于21°,射孔中位平面距离大于7 m后,压裂易形成独立裂缝,可应用机械分压工艺。对于不符合分压条件的定向井,建议采取合压工艺。     

复杂碳酸盐岩储集层裂缝发育特征及形成机制——以哈萨克斯坦让纳若尔油田为例

通过岩心观察、薄片分析等方法研究让纳若尔油田储集层裂缝发育特征,发现油田发育宏观裂缝和微观裂缝两种不同尺度的裂缝,宏观裂缝包括构造裂缝和缝合线,微观裂缝主要是颗粒破裂纹和构造微缝。不同尺度的裂缝发育程度与碳酸盐岩岩性、地层结构和应力场大小有着密切的关系。宏观裂缝多发育于泥晶灰岩等胶结致密的岩石中,微裂缝多发育在孔渗性较好的颗粒灰岩中。让纳若尔油田是层状特征明显的碳酸盐岩油藏,储集层与致密隔夹层频繁间互的地层结构模式决定了宏观裂缝和微观裂缝的垂向分布模式:Д层储集层较为致密,在构造应力作用下形成宏观裂缝;Г层储集层较为疏松,在构造应力作用下多形成微观裂缝。平面上,裂缝发育与分布受主应力大小控制,在主应力场相对高值区,裂缝发育程度更高。图5表2参14     

可压性指数对压裂裂缝扩展规律的影响研究——以南海LF油田为例

南海深层古近系油气资源丰富,但储层物性差、非均质性强,需通过水力压裂才能实现商业化开采。为探究可压性指数对压裂裂缝扩展规律的影响,以南海LF油田为研究对象,综合考虑储层岩石脆性及力学特征,建立了适用于南海LF油田的可压性指数计算模型,利用该模型计算出南海LF油田文昌组3个小层的可压性指数分别为0.75,0.45和0.92。选用南海LF油田不同可压性指数的露头岩样,利用真三轴水力压裂物理模拟试验装置,进行了压裂物理模拟试验。试验结果表明：文昌组3个小层的人工裂缝易在层理和天然裂缝发育位置起裂,在各射孔处并不是同时起裂;可压性指数越高越,越易形成形态复杂的人工裂缝。研究成果对评价海上低孔低渗油气藏可压裂性、优选甜点位置以及优化压裂方案具有重要的指导意义。     

葡萄花油田重复压裂裂缝酸洗技术

大庆长垣南部主要产区的葡萄花油田,经过20多年的开发,油层重复压裂比例较高,且有的层已经经历了3、4次压裂改造,因随着时间的延长支撑剂的破碎率增加、支撑剂镶嵌到裂缝壁面减小了裂缝宽度、沉淀物堵塞孔道和地层中出现三相流使裂缝导流能力下降。为提高重复压裂层的增产效果,研究试验了裂缝酸洗技术,经室内和现场实验证明压前酸洗裂缝增产效果明显。     

文南油田水力压裂裂缝纵向特征

根据文南油田2002年所测36口井的压裂井温曲线资料，分析其水力压裂纵向裂缝的高度、余数及射孔层压开程度等特征，对文南油田压裂方案的确定和压裂效果的评价具有指导意义。     

低渗透油田蓄能整体压裂技术研究——以吉林油田外围井区为例

低渗透油田外围井区砂体不连续,井网不完善,注采不见效,常规压裂技术无法显著提高单井产量,针对此问题,开展蓄能整体压裂技术研究。采用室内裂缝规模模拟、裂缝净压力监测分析及压裂液体系室内评价方法,对老区特定井网和储层条件下蓄能整体压裂的裂缝参数、施工排量、用液量及压裂液体系进行优化,排量优化结果为4~10m3/min,配合复合压裂液体系(滑溜水+线性胶+冻胶组合)、多粒径组合支撑剂(粉陶+均陶+小陶)提高压裂改造效果。现场试验表明,前置液阶段滑溜水与清水交替加入,增加裂缝内的净压力,提高微裂缝开启程度;同一井区油井同步压裂,能增加裂缝在一定范围内的相互干扰,提高井区的产量,改善注采关系。试验结果表明,蓄能整体压裂技术能够在控制投入成本的同时提高单井产量,实现老油田外围井区经济有效开发。     

水力压裂多裂缝产生机理及影响因素

在对某些复杂地层进行水力压裂施工时，常会遇到异常高压及脱砂现象，有时还会导致施工的失败，而多裂缝是产生这些现象的主要原因。本文从水力压裂的原理出发，采用机理剖析的方法，分析了导致多裂缝产生的主要因素。分析认为，多裂缝的格局取决于小裂缝能否顺利连接，地应力状况对裂缝的连接与起裂方位有重大影响；天然裂缝的发育程度是决定多裂缝起裂的重要因素；地层的倾斜与井眼斜度、起裂方位、射孔等对裂缝的连接起支配作用。搞清多裂缝的产生机理对水力压裂过程中预防多裂缝的产生有着重要的意义。     

重复压裂裂缝转向机理及储层评价方法

储层的力学特性对重复压裂的裂缝发育有一定的影响.为提高重复压裂的生产效果,利用Comsol有限元分析软件模拟计算,结合流固耦合理论,对地应力偏差等参数进行分析,确定各因素对裂缝转向的影响规律.利用正交试验法,进行多因素分析,确定各因素的影响权重,得到重复压裂裂缝转向距离的预测模型.结合具体区块的岩石力学参数和油层物性参数建立的转向距离与各因素的关系模型和评价图版,对目标区域重复压裂的可行性有着一定的指导意义.     

斜井近井裂缝扩展机理及压裂工艺

随着井斜增大,实施压裂措施的难度不断增大,压裂时表现出砂比低、压力高、中后期加砂困难等现象,压裂效果很难达到设计要求。通过分析认为,加砂难度大的主要原因是井斜增大所致。利用大尺寸真三轴模拟实验系统,实验了在不同井层条件下的裂缝扩展形态,结合现场压裂井情况分析,明确了南堡A断块斜井加砂困难的主要原因。通过制定相应的压裂技术对策,现场实施压裂的成功率明显提高,砂比最高可从18%提高至40%,取得较好效果。      

复合压裂增产机理及裂缝扩展规律分析

针对水力压裂及高能气体压裂在储层改造方面所存在的不足,进行了复合压裂增产技术研究,对复合压裂增产机理及其优势进行了分析,探讨了复合压裂裂缝形态及扩展规律。研究表明:复合压裂可以形成多裂缝、较大缝长的裂缝体系,能大幅提高裂缝导流能力,并可有效破除井壁应力集中现象,适用于破裂压力较高的低渗储层改造;射孔方位角度越大,复合压裂裂缝扩展长度越短;注液排量越大,裂缝转向半径越大;水平地应力比值越大,裂缝转向半径越小。     

致密油藏水平井压裂后油压特征及压裂效果分析——以昌吉油田3口水平井为例

致密油藏需要大规模体积压裂才能有效动用,对压裂效果的评价尤为重要。压裂后开井油压值及变化特征与缝网体的体积和单个破碎块的大小有着密切关系,是评价压裂效果的实用参数。油压折算到油层的压力越接近平衡压力,说明压裂形成的缝网体破碎块半径小,同样累计产液百分数下压力变化百分数小,相同压裂液体积形成的缝网体积大,压裂效果好。     

潜山裂缝油藏剩余油分布研究新方法——以DSB油田为例

DSB变质岩潜山油藏1983年投入开采以来,经历27年的开发,目前进入高含水开发后期。如何准确认识潜山裂缝内部油藏剩余油分布,改善油田开发效果,是目前油田开发中的主要问题。在裂缝建模技术的基础上,利用油藏水锥研究与双孔双渗油藏数值模拟相结合且互为验证,对DSB变质岩潜山油藏进行了研究,清晰展现油田剩余油空间分布,为油田...