各向异性天然裂缝油藏裂缝方位的确定

在天然裂缝油藏中，裂缝的主方向决定了主渗透率的方向，确定裂缝方位对于天然裂缝油藏开发和注水方案的设计具有重要的意义。基于Ｗａｒｅｎ和Ｒｏｏｔ提出的双孔隙度模型建立了各向异性天然裂缝油藏的数学模型，通过坐标变换和Ｌａｐｌａｃｅ变换，求出了该模型在Ｌａｐｌａｃｅ空间的分析解，用Ｓｔｅｆｅｓｔ数值反演方法求出该模型在实空间的解。同时给出了用最小二乘法对多井干扰试井的压力数据拟合确定裂缝方位的方法。     

矩形双重介质油藏中垂直裂缝方位的确定

在考虑井储效应和裂缝的表皮效应的情况下，建立有限导流能力垂直裂缝井在封闭矩形双重介质油藏中的数学模型，并对模型进行了求解，利用此模型可在干扰试井中确定垂直裂缝的方位。     

矩形双重介质油藏中垂直裂缝方位的确定

在考虑井储效应和裂缝的表皮效应的情况下，建立了有限导流能力垂直裂缝井在封闭矩形双重介质油藏中的数学模型，并对模型进行了求解。利用此模型可在干扰试井中确定垂直裂缝的方位。     

非储效应对确定垂直裂缝方位的影响

给出考虑井储效应的均匀在垂直裂缝井中产生的压力在Ｌａｐｌａｃｅ空间中的解析解，利用此解通过干扰试井压力分析可以确定裂缝方位。结果表明，井储效应对压力特征有很大影响，确定裂缝方位时应考虑井储效应的影响。     

井储效应对确定垂直裂缝方位的影响

给出考虑井储效应的均匀流量在垂直裂缝井中产生的压力在Ｌａｐｌａｃｅ空间中的解析解，利用此解通过干扰试井压力分析可以确定裂缝方位。结果表明，井储效应对压力特征有很大影响，确定裂缝方位时应考虑井储效应的影响。     

方位各向异性介质的裂缝预测方法研究

对于裂缝性储层,应用纵波和转换波资料提取波场特征参数(如速度,振幅)反演的裂缝走向、裂缝密度等参数来研究裂缝。基于纵波震源三分量地震资料,提出了方位各向异性介质的裂缝预测方法。对经过压缩后的转换波剖面及纵波剖面进行速度反演,获得了裂缝参数,其中包括与裂缝密切相关的各向异性系数γ和描述潜在气藏的裂缝密度参数。综合利用P波、转换波的各向异性,可以更客观、更准确地预测介质的裂缝,实际资料应用证实该方法可行。     

裂缝各向异性油藏渗流特征

为研究天然裂缝发育油藏的渗流特征,利用坐标变换原理,设计新的电模拟试验方法,并将天然裂缝表征参数应用到油藏工程研究中,建立求解裂缝各向异性储层渗透率张量的模型,形成了研究裂缝性低渗透砂岩油藏渗流规律和产能评价的新方法.研究结果表明:储层中发育的天然裂缝一方面有利于改善储层物性,提高油井产能,另一方面却加剧了储层的各向异性,降低井网效率和油井产能;采取水平段垂直裂缝发育方向的布井方式,有利于建立优势渗流场和提高单井产能.     

鄯善油田天然裂缝性油藏地层参数及试井资料处理方法

针对鄯善油田具有天然裂缝的特征,运用了一个新颖的复合模型,分析其试井资料,求得近并裂缝延伸尺寸.流体流动参数及整个系统平均值等评价天然裂缝性油藏所需的几个基本参数.所得结果与鄯善油田开发生产实际相符合.因此,本文所探求的方法对天然裂缝性油(?)的动态监测及数值模拟预测具有一定的参考价值.     

方位各向异性介质的裂缝预测方法研究

对于裂缝性储层 ,应用纵波和转换波资料提取波场特征参数 (如速度 ,振幅 )反演的裂缝走向、裂缝密度等参数来研究裂缝。基于纵波震源三分量地震资料 ,提出了方位各向异性介质的裂缝预测方法。对经过压缩后的转换波剖面及纵波剖面进行速度反演 ,获得了裂缝参数 ,其中包括与裂缝密切相关的各向异性系数γ和描述潜在气藏的裂缝密度参数。综合利用P波、转换波的各向异性 ,可以更客观、更准确地预测介质的裂缝 ,实际资料应用证实该方法可行。     

方位各向异性裂缝检测技术在牛东潜山的应用

牛东潜山带碳酸盐岩储层具有非均质性强、横向变化快的特征,该区碳酸盐岩地层以缝洞储层为主.受裂缝的影响,振幅、频率、速度等地震属性的衰减现象明显,常规地震属性分析方法对裂缝的预测精度较低.准确识别裂缝储层是该区油气勘探的关键,为此在该区开展方位各向异性裂缝预测工作.成像测井结果表明,该区主要发育高陡裂缝,符合HTI介质的...     

改进的方位各向异性地震反演裂缝预测技术及应用

在有限(窄)方位各向异性叠前地震反演裂缝预测技术中,如何克服噪音对反演结果的影响,一直是地震反演预测裂缝中的难题。通过对Rüger公式的近似、简化与改进,有效分离地震数据中的有效信号和噪音的效果。在地震反演中,结合成像测井解释裂缝成果,选定最合理的压噪因子参与反演计算。采用该计算方法预测裂缝密度与方位分布,不仅与成像测井吻合率较高,而且为井间裂缝预测提供了可靠的依据。在塔里木盆地YB1井区奥陶系鹰山组碳酸盐岩裂缝储层预测中应用效果较好,成功预测出该区裂缝主要在断层附近较发育,在构造隆起的东北部,裂缝发育程度较高,是该区油气进一步勘探开发的有利区域。     

水平井井眼方位与测定天然裂缝方位

在裂缝性地层，效益最好的水平井，其水平井井眼应与天然裂缝面垂直，这样可大大减少油气渗流阻力，充分发挥各个裂缝面的最大泄油效能．文中说明了两种测定天然裂缝方向的实用技术．即微压裂定向取芯技术和地层倾角测井测取并眼椭园长轴的技术．指出如何进行微压裂及定向取芯，如何测定不同类型椭园井长轴，还论述了直井测取全面资料再回填、侧钻打水平井方法的优越性．     

方位各向异性裂缝预测在泥页岩钻井漏失研究中的应用

页岩气钻井漏失会极大增加钻井成本,影响页岩气勘探开发的经济效益。如何利用地球物理技术较为准确的预测钻井漏失区,成为页岩气勘探开发中亟待解决的问题。研究认为,当泥页岩地层发育高角度缝时更易发生井漏,并以此为基础提出了一种新的钻井漏失预防思路：以叠前地震数据为基础,基于方位各向异性技术预测高角度缝的分布特征,并将其作为预防井漏的依据。研究中选取川东南某地区龙马溪组的页岩气勘探区作为应用实例,通过钻井漏失点与预测高角度缝的对比分析,证实了新方法的有效性。     

裂缝性油藏主渗透率及主裂缝方向识别方法

基于双孔隙物理模型 ,建立了裂缝性油藏干扰试井的数学模型。利用拉氏变换方法求出该模型在拉氏空间的解。运用Stehfest方法进行了数值反演 ,得到油藏中压力分布的近似解。根据遗传算法自适应全局优化概率搜索的特点 ,利用自动拟合技术识别出裂缝性油藏的主渗透率及主裂缝方向。对油田几口井的观测压力进行了计算 ,解决了激动井无压力数据的问题 ,并用实测干扰试井资料对文中方法进行了验证。结果表明 ,该文提出的方法准确可靠 ,解释结果符合油田的实际情况     

裂缝-孔隙油藏耦合模型的精确解

通过对裂缝-孔隙油藏的渗流特征出发,建立裂缝-孔隙油藏全耦合的渗流微分方程,并利用正交变换法和矩阵微分方程理论获得了裂缝-孔隙油藏耦合模型的精确解,为理解裂缝-孔隙性油藏的渗流规律和试井分析提供了理论依据.     

裂缝-孔隙型油藏新的试井模型解

针对裂缝-孔隙油藏的渗流特征,在裂缝和基块之间存在流体的交换;以往的裂缝性油藏并没有考虑流体之间的渗流,仅仅将裂缝和基块之间的流体交换作为源和汇;考虑裂缝与基块之间的渗流建立裂缝-孔隙油藏全耦合的渗流微分方程;该渗流微分方程考虑压差对裂缝和基块的影响,对方程采用无因次化,将方程简化,通过Laplace变换,利用解的迭加原理,获得模型Laplace空间解,这解对理解裂缝-孔隙性油藏的渗流规律和试井分析都具有重要的指导意义。     

低渗透油藏中幂律流体的垂直裂缝井渗流

从垂直裂缝井椭圆流态出发,对于非牛顿幂律流体,在椭圆坐标内分析了具有启动压力梯度的低渗透油藏中,垂直裂缝井的稳定及不稳定压力动态.对稳态流,给出了近似压力分布和产能公式,启动压力梯度增大,产量降低;对不稳定渗流,得到了非牛顿流体无限及有限导流垂直裂缝井的不定常试井公式,并绘制了理论图版;所得近似的压力分布公式以及试井公式均有常规项(不考虑启动压力梯度时的公式)和启动压力梯度项组成,形式简单,易于理解和应用;分析表明启动压力梯度对试井曲线的影响为启动压力梯度越大,井底压差越大,径向流特征段消失;非牛顿幂律指数对试井曲线的形状产生很大影响.     

裂缝性油藏分段压裂水平井试井模型研究

建立了裂缝性油藏分段压裂水平井试井模型,模型分水力裂缝区域与储层区域两部分,水力裂缝基于离散裂缝模型降维处理,储层区域使用双孔双渗模型表征,使用伽辽金有限元方法进行求解,最后通过编程计算绘制了压力动态曲线,并对曲线的形态特征及影响曲线的因素进行分析.研究结果表明:压力动态曲线分为双线性流、裂缝径向流、椭圆流、拟径向流、窜流及边界反映6个流动阶段.裂缝间距越大,裂缝径向流持续的时间越长;裂缝条数越多,消耗的压差越小;弹性储容比越小,窜流形成的"凹子"就越宽越深;窜流系数越大,"凹子"形成的时间就越早.研究结果不仅丰富了试井模型,而且可为裂缝性油藏分段压裂水平井试井解释提供科学依据.     

天然裂缝性特低渗砂岩油藏等效连续介质模型

针对天然裂缝发育的特低渗砂岩油藏裂缝发育的特点,利用张量理论和等值渗流阻力原理建立了天然裂缝性特低渗砂岩油藏等效连续介质模型,为定量评价天然裂缝对特低渗砂岩油藏的影响和研究该类油藏的渗流规律奠定了基础。并利用所建立的模型进行了等效渗透率影响因素分析,研究结果表明:天然裂缝显著提高了平行裂缝方向的储层渗透率,增大了特低渗砂岩油藏的渗流能力,加剧了储层的各向异性。     

低渗透砂岩油藏天然裂缝开启压力及影响因素

以鄂尔多斯盆地安塞油田王窑区长6低渗透油层为例,利用岩心和测井资料,在分析储层天然裂缝发育特征的基础上,求取不同产状天然裂缝的开启压力并分析其影响因素,为低渗透油藏的注水开发提供地质依据。研究后发现,王窑区长6低渗透储层主要发育构造裂缝和成岩裂缝两种类型,其中以高角度构造裂缝为主。构造裂缝主要为剪切裂缝且大多数在单岩层内发育,与层面近垂直,在平面上呈雁列式排列。计算得到王窑区天然裂缝的开启压力主要分布在19.26~27.61 MPa,平均为22.60 MPa。研究后认为,裂缝的开启压力与裂缝产状、埋藏深度、孔隙流体压力、现今地应力方向及其大小等因素有关。该区主要发育NE—NEE向、EW向、SN向和NW向4组高角度天然裂缝,受现今地应力的影响,其中与现今地应力方向近平行的NEE向裂缝的开启压力最小,且随着裂缝倾角变大,裂缝的开启压力逐渐变小。控制注水压力低于裂缝的开启压力,防止NEE向高角度构造裂缝的开启和扩展延伸,可有效地提高低渗透油藏的注水开发效果。