含天然微裂缝变形介质油藏数值模拟方法

在微裂缝油藏开发过程中 ,油藏流体压力的上升或下降会导致微裂缝的张开或闭合 ,油藏的绝对渗透率随之发生变化 ,而且微裂缝的存在使油藏渗透率呈现较强的各向异性 ,从而影响油藏的开发。针对这些特性 ,分析了微裂缝的存在对油藏绝对渗透率大小和主轴方向的影响 ,建立了含天然微裂缝低渗透油藏的三维、三相数学模型及数值模拟模型 ,并在此基础上研制出了油藏模拟软件。运用该软件进行了典型油藏单元的实例计算 ,结果表明 ,开采初期微裂缝油藏日产油量比常规油藏高 ,而后期则比常规油藏低 ,且采出程度总比常规油藏高     

考虑裂缝变形的低渗透双重介质油藏数值模拟研究

针对玉门青西低渗透裂缝性油藏地质条件的复杂性,通过实验研究了该类油藏开采过程中裂缝的变形特征及其对渗透率和油井产能的影响;研究了水驱过程中的渗吸采油机理.在此基础上,建立了将裂缝变形与基质渗吸作用集为一体的变形双重介质油藏数值模拟模型,利用该模型开展了裂缝变形、渗吸采油、周期注水对开发效果影响的模拟研究.采用变形双重介质油藏数值模拟技术对青西低渗透裂缝性油藏多方案开发指标进行了预测,给出了该油藏优化的开发方案.     

非均质性对超低渗透油藏产水机制影响实验

 针对超低渗透油藏普遍发育微裂缝、导致储层非均质性强的特点,开展了裂缝型岩心的制作和不同组合方式下的超低渗透油藏天然能量开采的物理模拟实验。基质与裂缝型岩心并联水驱油实验模拟不同非均质性储层油藏产水规律。实验结果表明,非均质储层含水上升曲线分为无水采油期、含水上升期和高含水上升期、高含水期4个阶段。含水上升规律主要受储层平均渗透率、渗透率级差、微裂缝发育特征和含水层能量的影响。对于非均质性较强的超低渗透油藏,应重点关注较高渗透率储层、水层和裂缝较发育储层的含水上升变化特征。     

微裂缝超低渗储层的应力敏感实验研究

为了评价应力敏感对微裂缝超低渗透储层渗流的影响,采用微波炉加热方法,制备热应力微裂缝超低渗岩心(钻井取心很难取到微裂缝岩心),近似模拟实际成岩、沉积过程中形成的微裂缝;通过微裂缝岩心的应力敏感性室内实验,进行应力敏感性评价。结果表明:制造的微裂缝能够近似地模拟地层在成岩、沉积过程中形成的微裂缝;微裂缝岩心的渗透率应力敏感滞后程度不明显,应力卸载后渗透率恢复程度高,不存在强应力敏感;对岩石进行应力敏感性评价时,应以地层压力条件下的渗透率为初值,否则会夸大岩石的应力敏感性;在微裂缝低渗透岩心中,随着微裂缝所占导流能力的增加,微裂缝岩心的渗透率滞后恢复程度越高;应力敏感性对微裂缝超低渗储层的产能影响很小。     

吉木萨尔页岩油藏人工裂缝渗透率变化规律

为研究吉木萨尔页岩储层人工裂缝渗透率在油藏生产过程中的变化规律,基于新疆吉木萨尔页岩油藏储层条件,开展不同闭合压力、不同岩性、不同铺砂浓度对裂缝渗透率影响实验.结果 表明:随着油藏开发程度不断加深,人工裂缝渗透率逐渐降低,主要分为两个阶段,且不同铺砂浓度存在差异.第一阶段:高铺砂浓度下闭合压力小于20 MPa,低铺砂浓度下闭合压力小于15 MPa,支撑剂嵌入和破碎共同导致渗透率急剧降低,降低幅度分别为60.16％、82.21％.第二阶段:高铺砂浓度下闭合压力20 ～35 MPa,低铺砂浓度下闭合压力15 ～35 MPa,仅发生支撑剂破碎使得渗透率下降相对较慢.同时,由于泥岩强度较粉砂岩强度更大,支撑剂嵌入深度较低,使得在同等条件下,泥岩储层比砂岩储层的人工裂缝渗透率更大.     

裂缝性低渗透油藏等效连续介质模型

研究结果表明：天然裂缝对低渗透油藏尤其是特低渗透油藏有很大影响：一方面显著提高了储层的渗透率，使油藏得以开发；另一方面加剧了储层的各向异性，增加了开发难度。     

低渗透裂缝性油藏渗吸数值模拟研究

低渗透裂缝性油藏作为一种特殊的油藏,裂缝很发育,基质非常致密,普遍存在孔隙度小、孔隙压力低和储层渗透率低等特点。因此其采收率相对较低,开采成本较高,经济效益亦较低。低渗透裂缝性油藏的生产机理主要表现为裂缝系统中的水靠毛细管力作用渗入岩块排油。因此,亲水的致密岩块、水的毛细管自吸作用是主要的采油机理。应用数值模拟方法,建立双重介质模型。结果表明,裂缝发育程度、黏度比、基质毛管力大小、初始含水饱和度为影响渗吸的关键因素。明确了主要地质因素、开发因素对渗吸的控制作用和作用机理,为渗吸开发低渗透裂缝性油藏具有一定指导意义。     

微裂缝对致密多孔介质中气体渗流的影响机制

采用考虑正则化过程的微尺度格子Boltzmann模型研究微裂缝对致密多孔介质中气体渗流的影响机制。首先采用漫反射滑移边界条件,并考虑正则化过程构建适用于高努森数下多孔介质中气体流动模拟的微尺度格子Boltzmann模型,基于该模型进行二维裂缝性致密多孔介质中的气体流动模拟,研究微裂缝对致密多孔介质中气体渗流的影响,并构建二维并联孔隙模型模拟揭示微裂缝对致密多孔介质气体渗流的影响机制。结果表明:微裂缝的存在能够明显提高致密多孔介质的渗透率,且连通性裂缝的影响更明显;随着压力的升高,微裂缝提高致密介质气体渗透率的作用增强,随着压力减小,基岩与裂缝中的气体流速差别减小,基岩对多孔介质渗透率的贡献增加,当压力极大或极小时,裂缝与基岩中平均流速比趋于定值,微裂缝的影响趋于稳定;微裂缝能够提高致密多孔介质渗透率的主要原因是在压降方向上微裂缝与基岩形成了并联高渗通道。     

启动压力梯度对压裂井生产动态影响研究

低渗透油藏往往不遵循达西定律，具有启动压力现象，常规的方法难以实现该类油藏的高效开发．通过室内实验，研究了大庆肇源油田不同渗透率岩心启动压力梯度，建立了启动压力和渗透率关系式，并应用黏度和渗透率组合参数来判断流体的渗流形态；应用数值模拟的方法研究了启动压力梯度对压裂油井日产量、累积产量、含水率、采出程度、地层压力分布等的影响．结果表明，启动压力梯度对压裂油井各项生产参数的影响很大．因此，在低渗透油藏的开发过程中不能忽略启动压力梯度的影响．     

低渗低黏油藏CO_2气水交替注入主控因素分析

针对低渗低黏油藏常规注水存在注采压差大、有效驱替压力系统难以建立、产量递减快及常规注气存在气体突破时间早、波及体积小等问题,以中东X油藏为例,利用数值模拟方法对低渗低黏油藏CO_2气水交替注入开发方式进行研究,分别研究储层渗透率、原油黏度、气水比、注入速度、注入周期和注入压力等因素对低渗低黏油藏采收率的影响;基于数值模拟结果,利用灰色关联分析法确定影响CO_2气水交替注入采收率的主控因素。研究结果表明:储层渗透率、原油黏度、气水比和注入速度是影响低渗低黏油藏CO_2气水交替注入开发效果的主控因素,其次是注入周期和注入压力。