裂缝性油藏大尺度可视化水驱油物理模拟实验

为了更好地认识裂缝性碳酸盐岩油藏的渗流机理,结合实际油藏地质特征设计制作了裂缝不充填和裂缝充填形式的2组大尺度可视化模型。采用油藏实际油样和相似地层水进行水驱油机理模拟实验。观测到由于裂缝性油藏非均质性的影响,水驱后残余油分布形式多种多样。其存在方式各有不同,主要形式有柱状、角隅状和膜状,每种残余油的形成机理也有所不同。结合实验结果,对2组可视化模型水驱油效率以及含水率变化规律进行了分析,发现与常规孔隙介质水驱油特征有明显差别。     

四川盆地侏罗系常规与非常规油藏类型探讨

四川盆地侏罗系油藏勘探开发思路经历了常规孔隙型油藏、裂缝型油藏、裂缝—孔隙型油藏,到目前非常规致密油和页岩油的转变,油藏类型的划分引起了极大争议.由于四川盆地侏罗系油藏是不受构造圈闭控制、大面积连续分布的油藏,在烃源分布范围内,油藏富集主要受控于储层和裂缝,储集体主要为砂岩、灰岩和页岩混层.因此,油藏分类方法首先参照国...     

储层孔隙结构与水驱油微观渗流特征-以安塞油田王窑区长6油层组为例

应用真实砂岩微观模型对鄂尔多斯盆地安塞油田王窑区长6低渗透油层进行微观水驱油实验,并结合薄片鉴定、物性分析、扫描电镜、相对渗透率、压汞等分析测试对储层孔隙结构特征进行深入分析,得出孔隙结构类型与水驱油微观渗流特征之间内在联系,为油田有效开发提供科学依据。研究结果表明,该区储层岩性主要为成分成熟度较低的细粒长石砂岩;主要孔隙类型为残余粒间孔、溶蚀孔和孔隙+裂缝双重孔隙介质3种类型,以残余粒间孔为主,溶蚀孔和裂缝是影响本区微观非均质性的重要因素。实验得出主要的微观渗流类型为均匀渗流、网状渗流、指状渗流3种类型。储层孔隙结构类型与水驱油微观渗流特征关系密切,不同孔隙类型储层对应不同的微观渗流特征;裂缝发育带的水驱油形式取决于孔隙渗透率和裂缝渗透率的相对大小;影响驱油效率的孔隙结构特征主要为储层的孔隙结构非均质性和润湿性。     

裂缝油藏三维油,水两相渗流的有限元方法

本文建立了一裂缝性油藏三维油，水两相的渗流模型。     

基于页岩油水两相渗流特性的油井产能模拟研究

页岩孔隙结构及固液相互作用复杂，其微观渗流特性加大了页岩油产能预测的难度。为准确评价体积压裂后多尺度孔隙结构发育的页岩油藏产能，基于页岩储层油水两相相渗计算方法和嵌入式离散裂缝模型，考虑页岩真实孔隙结构作用下的微观油水两相渗流特性，形成了考虑页岩体积压裂页岩油藏产能的数值模拟方法。基于页岩储层孔径分布计算油水相渗曲线，结合页岩油藏压裂/生产流程，开展了页岩油藏压裂液空间分布以及油井产能评价模拟分析。结果表明，不同孔径分布下的页岩油水两相相渗曲线存在差异，压裂液主要分布在压裂裂缝、与其相连的天然裂缝以及其周边基质中，在闷井过程中裂缝内压裂液逐渐渗吸进入基质并置换基质中原油，经体积压裂可实现改造区域的整体动用。研究结果可以从微观油水两相渗流特性与宏观产能评价角度为页岩油藏高效开发提供技术支撑。     

裂缝水驱油机理的真实砂岩微观模型实验研究

裂缝性渗透砂岩油层中的构造裂缝对驱油效率有明显影响。研究微观水驱油机理的理想手段是真实砂岩微观模型油、水驱替实验。采用该技术对裂缝性低渗透砂岩油层进行了单模型和组合模型的水驱油实验研究，在实验过程中，不同类型裂缝的渗流现象不同，对驱油效率的影响也不同。在水驱油过程中，不存在裂缝的模型，注入水沿多条路线向出口端比较均匀地推进；较粗（30μm以上）且延伸较长的裂缝，油、水在裂缝中的渗流速度很快；粗但延伸较短的裂缝在水驱油过程中不起特殊作用；孔隙级别的裂缝无论长短，对水驱油过程都没有不利影响，反而可以改善渗透性；完全被充填的裂缝对油、水渗流起隔挡作用；裂缝方向垂直于流线，对渗流有一定影响。多油层合注合采时，渗透性越好的层驱油效果越好，渗透性越差的层驱油效果越差。     

曙古1油藏停注降压开采机理研究及效果评价

碳酸盐岩潜山油藏储层孔隙主要为裂缝和溶洞,其中溶洞是主要的储集空间,裂缝是主要的渗流通道。为了控制曙古1油藏含水上升,通过降低注采比,降低地层压力,充分利用底水能量驱油,在基质孔隙和缝洞系统之间建立起有效压差,动用基质孔隙和微小裂缝中大量剩余油,从而改善了油藏开发效果。     

裂缝性底水油藏中水平井两相渗流模型

本文研究裂缝性底水油藏中水平两相渗流问题。在流线不变的假定下，建立了底部注水时双重孔隙介质中水平井油、水两相垂剖面二维渗流的数学模型，并用特征线方法进行了精确求解，给出了裂缝系统和岩块中的含水饱和度分布以及水平井见水时间公式，从而为利用水平井开采裂缝性底水油藏提供了必要的理论基础和计算方法。     

深层低渗油层渗流规律及水驱油特征研究

深层低渗油藏的渗流规律及水驱油特征具有特殊性。通过中原油田文13北块的岩心试验资料的分析、研究，认为深层低渗油藏单相流体渗流表现为非达西流特征，渗透率越低，启动压力梯度越大；油水两相渗流特性反映束缚水饱和度高，油水两相流动范围窄；具有垂直于流动方向裂缝的储层采收率最高。为该块及同类型油藏分析剩余油分布规律、制定合理的提高采收率方案提供了依据。     

国外致密油储层微观孔隙结构研究及其对鄂尔多斯盆地的启示

致密油储层微观孔隙结构是致密油储层研究的重点和难点,也是制约致密油勘探、开发的关键问题,主要表现在：致密油储层微观孔隙结构表征难、分类评价难、预测难,并且孔隙结构与油气赋存和渗流的关系复杂等。国外在致密油储层微观孔隙结构研究方面取得了一些进展：发现了纳米孔喉储集类型并研究了其成因;逐级深入,形成了微观尺度分析测试系列方法;发展了数字岩心技术;定量分析了矿物成分及其在微观渗流中的作用;有效识别和表征了微裂缝;对比分析了储层中各类孔隙及流体分子的尺度。根据国外的经验,探讨了鄂尔多斯盆地致密油储层微观孔隙结构研究的思路和方法,指出要在致密油储层微观孔隙结构测试手段上有所突砘要证实致密油储层中纳米级孔隙的存在与否及其贡执要揭示致密油储层中孔隙和喉道的配置关系;要认识致密油储层中微裂缝发育及分布规律;要探讨致密油储层改造及储层保护的手段．     

裂缝性有水气藏开采特征和开发方式优选

裂缝性有水气藏指具有边（或底）水（包括带油环或底油）气藏和凝析气藏，其储集层属裂缝-孔隙型或裂缝-孔洞型，非均质性严重，主要储集空间是基质中的孔、洞、主要渗流通道是裂缝。在裂缝性有水气藏开采过程中，地层边（或底）水（和油）容易沿裂缝通道向生产井窜流，造成气水（和油）多相流、井产量降低，部分气区被水封隔为难采区，水窜入含气区对采气危害很大，若不及时采取措施，就会降低采收率，造成难以弥补的损失，根据平衡开采原理，提出避免水害以提高这类气藏采收率和开发经济效益的最佳开发方式，并辅以3个老气田的实例加以说明。     

济阳坳陷页岩油储层孔隙结构与渗流特征

微观孔隙结构是控制渗流特征的内在因素,渗流特征是微观孔隙结构的外在表现.借助高压压汞测试技术,获取表征页岩油储层孔喉大小、分布及连通性的微观孔隙结构参数,分析不同尺度孔喉对渗流能力的贡献程度.基于稳定流法,建立页岩油单相渗流曲线,分析岩石渗透率、地层原油黏度对渗流规律的影响.研究结果表明,济阳坳陷页岩油储层孔隙结构具有...     

安塞油田低渗透储层岩石物性特征实验研究

方法通过实验对安塞油田低渗透储层岩石物性特征进行研究。目的了解低渗透储层在物性和孔隙结构等方面的特点，进而分析低渗透储层对物性测量、渗流能力的影响。结果低渗透岩心物性对上覆压力有一定的敏感性，而且孔隙度与渗透率间不存在线性关系，因此在物性测量、储层评价及开发过程中要考虑这一因素带来的影响。结论安塞油田低渗透岩心存在多种孔喉体系，孔隙间片状喉道较发育；而岩心中的微裂缝在储存能力上不起主导作用，但在一定条件下可改善低渗透储层的渗流能力；采用早期压裂注水可以改善开发效果     

海拉尔盆地贝尔断陷苏德尔特变质岩潜山油藏特征

海拉尔盆地贝尔断陷中的变质岩潜山油藏规模大,产量高。变质岩储层在纵向上可分为:风化破碎带,裂缝、溶孔、溶洞发育带和致密带。前两个带储层均具有裂缝和孔洞储油的特点,它们是在长期剧烈的断裂构造活动、风化、淋滤、湖水侵蚀等作用下形成的。变质岩潜山油藏可分为侵蚀残丘块状潜山油藏、反向断块块状潜山油藏、顺向断块层状不规则潜山油藏3种类型,均具有储集物性优越、油质好、产能高的特点。尤其是在反向屋脊高部位,因裂缝、溶孔、溶洞发育而使其油气富集高产。另外,这些潜山的储集特点不受埋深的控制。     

吸附水层对低渗透油藏渗流的影响机理

以玻璃微珠表面吸附水层随离心转速的变化实验为基础,得到了吸附水层厚度与驱动压力梯度的经验关系公式。利用这一结果,研究吸附水层对油藏中水渗流规律的影响。研究结果表明,在中、高渗透率油藏中,由于孔隙喉道较大,吸附水层厚度对渗流横截面的影响很小,渗流特征基本符合达西定律;而在低渗透油藏中,尤其在低流速的情况下,孔隙喉道半径与吸附水层厚度处于同一数量级,吸附水层厚度就成了影响水渗流规律的主要因素。变化的吸附水层厚度可以解释低渗透油藏中低流速下的非达西渗流特征。     

准噶尔盆地超低渗裂缝性油田开发--以小拐油田为例

准噶尔盆地小拐油田夏子街组属于低孔、超低渗透性且裂缝发育的砾岩油藏，油气储集空间以砾缘缝为主，其微裂缝局部沟通溶蚀孔和界面孔。基质孔喉对渗透率贡献值极低，裂缝为油气渗流的主要途径，双孔单渗特征尤为明显，为此建立的裂缝与基质组成的复合地质模型为钻定向井提供了依据，获得了较好的开发效果。     

砂砾岩潜山边底水复合油藏见水特征分析

渤海X油田由古近系东二段底部的孔隙型砂砾岩储层和太古界潜山基岩储层构成。潜山储层特征非常复杂,下部底水能量活跃,储集空间类型有孔隙、溶洞、裂缝三种。采用水油比导数图版判别法、见水特征无因次判别法、数值模拟法综合分析了油田水平井见水特征。油井见水特征为潜山裂缝沟通底水快速锥进,且含水率随潜山裂缝储量的增加而减小,拟合敏感性分析结果表明X油田潜山裂缝储量较小。油井压力波及至潜山后,潜山裂缝储量快速采出,并沟通底水,引起含水快速上升。对于这类裂缝性底水油藏,生产压差应控制在0.5MPa以内,油井高含水后适当关井压锥可以取到较好的效果。研究成果对于类似油藏合理开发具有一定的指导意义。     

低渗透油田开发部署中几个问题的研究

本文概述了低渗透储层的地质成因特征和孔隙结构特征，以及由地质因素引起的低渗透油田的基本渗流特征。以丘陵油田为例，提出了低渗透油田裂缝和地应力研究的重要性及研究方法。应用数值模拟研究了低渗透油层人工造缝和天然裂缝与井网、注采系统部署的关系，还提出了注水井和采油井对应压裂改造、降低注水水质标准的依据。     

束缚水饱和度与临界水饱和度关系的研究

应用测井资料解释、压汞法及相对渗透率实验资料，对扎尔则油田F油藏的含油饱和度与油藏高度及产水率的关系进行了研究，分析了束缚水饱和度与临界水饱和度的不同及其渗流机理。分析结果表明，在束缚水饱和度状态至临界水饱和度状态之间，可动水主要分布在微小孔道内，不能形成连续的可动水路，仍产纯油，离心法相对渗透率实验所确定的束缚水饱和度应为临界水饱和度。对储层微观渗流特征进行了分析，结果表明束缚水饱和度要小于等于临界水饱和度。     

长8超低渗透储层压力传播与合理井网形式研究

镇泾油田长8储层属于低孔超低渗储层,依据储层分类标准在平面上可划分为孔隙型和裂缝型。为了研究不同类型储层压力传播与井网匹配关系,对长8油藏典型油水井动态指标进行分析,给出不同类型储层压力传播特征和合理井网形式;综合应用矢量井网和数值模拟方法对不同井排距方案进行预测,确定合理井排距。研究结果表明:孔隙型储层油井初产低、递减快、压力传播慢、传播范围小;注水井吸水能力随注水量增加而降低。裂缝型储层采油井初产高、递减慢、注水井吸水能力强、吸水指数存在明显拐点。孔隙型储层中部署菱形反九点井网,合理井距范围450～500m,合理排距范围110～130m;裂缝型储层部署矩形井网(行列式),合理井距范围400～450m,合理排距范围130～150m。