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.     

鄂尔多斯盆地延长组超低渗透砂岩储层油井产能影响因素分析

为了准确预测超低渗透油藏的油井产能,必须认识清楚油井产能的影响因素.根据鄂尔多斯盆地延长组超低渗透砂岩储层的油井产能与地层单因素参数间的相关性统计分析,影响这类储层油井产能的因素不仅包含油层厚度和地层渗透率,还包括储层孔隙性、电性等多个因素.由多参数确定的油井产能预测模型将存在更加复杂的结构表达式,实际产能预测问题应是一个非线性系统问题.     

裂缝性潜山稠油油藏产能影响因素分析

针对裂缝性潜山稠油油藏存在应力敏感以及稠油流动存在启动压力梯度门限,建立了考虑应力敏感和稠油可流动性的产能计算公式并分析了产能影响因素。以渤海东部海域某区块为例油井产能随黏度的增加成指数减小;油井产量随裂缝开度和裂缝密度的增加而增大。裂缝开度较大时,产量随开度成指数增长;裂缝密度对产能的影响与开度有关。开度较小时,密度影响也较小,随着开度的增大,密度影响大幅度增加。基质孔隙内原油的可流动性可利用启动压力梯度判定,启动压力梯度越大日产量越小;若裂缝性油藏基质原油不可流动,则油井产量下降很快,产量很小,因此充分考虑基质原油的可流动性是非常有必要的。     

低渗油藏不对称垂直裂缝井产能模型

 油气藏改造时因地层非均质性的影响可能形成垂直裂缝不关于井筒对称,而关于不对称垂直裂缝对油井产量影响研究较少。因此,针对低渗油藏经压裂后产生的不对称垂直裂缝,基于稳定流理论,利用保角变换方法,推导了考虑启动压力梯度影响的低渗油藏有限导流不对称垂直裂缝井产能的预测模型,通过实例分析了多种因素对不对称垂直裂缝油井产量的影响。研究表明:油井产量随着启动压力梯度增大呈近似线性下降,且在相同的启动压力梯度下,油井产量下降幅度随压差增大而减小;当裂缝导流能力较小时,不同裂缝长度或裂缝非对称率对油井产量影响程度差异较大,当裂缝导流能力较大时,不同裂缝长度或裂缝非对称率对油井产量影响程度差异较小;裂缝长度越长,裂缝非对称率越小,裂缝非对称率对油井产量影响程度越大;裂缝非对称率在(0.6,1)范围时,可以忽略其对油井产量的影响。     

水力裂缝层内爆燃压裂油井产能计算模型

基于水力裂缝层内爆燃压裂技术提高低渗透油田采收率和油井产量的基本设想,利用油藏渗流理论和节点系统分析方法,建立了水力裂缝层内爆燃压裂油井产能计算模型,并分析了水力裂缝和爆燃裂缝参数对油井产能的影响。研究结果表明,在低渗透油藏中,增加水力裂缝的长度比增加水力裂缝的导流能力对油井增产更有利;爆燃裂缝的存在可在水力裂缝增加油井产量的基础上进一步增产,相对于水力压裂油井,爆燃压裂油井增产倍数可达1.55。由此说明,利用水力裂缝层内爆燃压裂技术来提高低渗透油田油井产量是可行的。     

低渗油藏垂直裂缝井产量递减规律

 油气藏改造时受地层复杂地应力的影响,压裂形成的垂直裂缝通常关于井筒不对称或裂缝左右两翼不在同一平面。针对垂直裂缝的特征,基于不稳定流理论,应用势理论、势叠加原理和数值分析方法,推导出低渗油藏垂直裂缝井产量动态预测模型,并利用实例分析了油井产量动态递减规律。结果表明,低渗油藏垂直裂缝井产量递减规律表现为油井初期产量较高,油井产量递减速度较快,而中后期油井产量进入缓慢递减阶段;裂缝非对称率对油井产量变化的影响较小,在开发初期,不共面夹角对油井产量变化的影响较大,油藏非均质性强弱对油井产量变化影响显著;裂缝长度越长,裂缝导流能力越大,油井产量越高,产量递减速度越快;随着裂缝长度和导流能力增加,产量增幅逐渐变小。     

水力裂缝层内爆燃压裂油井产能计算模型

基于水力裂缝层内爆燃压裂技术提高低渗透油田采收率和油井产量的基本设想，利用油藏渗流理论和节点系统分析方法，建立了水力裂缝层内爆燃压裂油井产能计算模型，并分析了水力裂缝和爆燃裂缝参数对油井产能的影响。研究结果表明，在低渗透油藏中，增加水力裂缝的长度比增加水力裂缝的导流能力对油井增产更有利；爆燃裂缝的存在可在水力裂缝增加油井产量的基础上进一步增产，相对于水力压裂油井，爆燃压裂油井增产倍数可达1．55。由此说明，利用水力裂缝层内爆燃压裂技术来提高低渗透油田油井产量是可行的。     

射孔参数对油井产能影响的分析

射孔完井后的油井产能计算和分析是油田开发与开采中的重要环节.为了研究各种射孔参数对油井产能的影响.本文以有限元法为基础建立了油井射孔的三维、多孔眼模型.进而应用非线性回归的方法建立了计算油井产能的公式.并编制了系统软件.对9种射孔参数的影响进行了分析研究.并与国外的研究结果进行了分析对比.此外.对每一个影响因素对产率比的敏感性进行了分析.得出各参数在射穿污染带与未射穿污染带及高污染与低污染等不同情况下对产率比的影响程度排序.     

海上埕岛油田低渗透油藏压裂井产能模型研究

低渗透油藏具有应力敏感性强、启动压力梯度等非线性渗流特征,对油井产能的预测也因此变得十分困难。综合考虑储层裂缝发育、应力敏感性、启动压力梯度以及流体的微可压缩性等因素,运用非线性渗流理论,建立了低渗透油藏垂直裂缝井的非线性稳定渗流模型,运用保角变换得到模型的解析解。结合埕岛油田埕北32东营组低渗透油藏开发实例,研究结果表明:油井产能随裂缝半长的增大而增加,随应力敏感系数的增大而降低。在生产压差小于2 MPa时,裂缝半长和应力敏感系数对产能的影响并不明显;采油指数随着生产压差的增加出现大幅下降。当生产压差超过2 MPa,裂缝半长和应力敏感系数的影响将变得十分显著,裂缝半长增大到6倍,油井产能相应增加为2.5倍,应力敏感系数增大到10倍,油井产能相应下降为1/2;而采油指数的下降将变得比较平缓,直至最后趋于稳定或略有上升的趋势。对CB32A-3、CB32A-4两口压裂井产能进行预测,预测误差在10%以内,测算结果具有较高的精度。     

低渗透油藏直井体积压裂产能评价新模型

体积压裂在低渗透油藏中应用广泛,产能评价是体积压裂优化设计的基础,对提高体积改造效果有重要意义。基于直井体积压裂的复杂裂缝改造特点及流动特征,将储层划分为三个区域:主裂缝区、改造区和未改造区,结合椭圆流与线性流建立了低渗透油藏直井体积压裂的渗流模型。针对低渗透油藏非线性渗流特征,推导出了低渗透油藏直井体积压裂三区耦合产能公式,产能公式计算出来的结果与现场数据对比误差小于6%。依据鄂尔多斯盆地某特低渗透油藏的基本参数,绘制了在不同影响因素下的产能曲线,分析了主裂缝导流能力、改造区体积大小、基质渗透率对产能的影响,结果表明:产能随主裂缝导流能力的增大而提高,生产压差越大提高速率越快;储层压裂改造体积越大,产能越高,但主缝长达到一定值后增产效果不明显;压裂缝与储层条件必须匹配才能达到最佳的增产效果。     

等效裂缝渗流模型在天然裂缝储层产能预测中的应用

 为了研究天然裂缝发育的低渗透油藏产能特征,根据连续介质理论,简化了裂缝系统,建立了天然裂缝的等效渗流模型,得到了等效渗流模型稳态渗流的产能方程。应用产能方程进行实例计算,所得单井产能结果与实际油田单井产能相符合,验证了该产能方程的正确性及适用性。分析了裂缝宽度、裂缝长度和裂缝渗透率对产能的影响,结果表明,裂缝长度对产能的影响更大;当裂缝渗透率和裂缝宽度达到一定值之后,要提高产量应主要增加裂缝的长度。     

基于EDFM的致密油藏分段压裂水平井数值模拟

为了解决致密油藏分段压裂水平井由于裂缝模型建立难度大导致的产量评价困难的问题,通过引入嵌入式离散裂缝模型（Embedded Discrete Fracture Model,EDFM）,采用矩形网格,建立了考虑重力和应力敏感效应的三维致密油藏分段压裂水平井模型。首先,用Saphir对该模型的准确性进行了检验;然后,利用该模型进行了三维致密油藏、天然裂缝性致密油藏以及裂缝分布形态影响的数值模拟研究。结果表明,嵌入式离散裂缝模型能较好反映流体在天然裂缝和压裂缝网内的流动特征;压裂施工位置应选择天然裂缝发育的区域;分段压裂水平井的裂缝分布形态对产能影响显著,缝网与基质接触面积越大,油井产能越大,因此,最优化的裂缝分布可作为体积压裂施工目标。     

裂缝性致密气藏压裂水平井产能预测及敏感性分析

水平井分段压裂技术是高效开发致密气藏的重要手段,但压裂后的产能评价是开发过程中的难点。基于Al-Ahmadi的三重介质模型,建立了三重介质渗流模型,最后导出了拉氏空间下的产能公式,得了模型的解析解,并根据现场生产数据进行了有效性验证,同时还对影响裂缝性致密气藏压裂水平井产能的因素进行了详细深入的敏感性分析。结果表明:水平井长度对产能的影响在后期才有所体现,储层的生产主要是由人工裂缝控制,人工裂缝性质对产能影响显著,基质和天然裂缝对产能有着不同程度的影响。因此,裂缝性致密气藏水平井分段压裂设计以及产能评价与优化过程中应该综合考虑储层性质和人工裂缝的影响。     

裂缝性气藏气井产能计算新方法

裂缝性气藏储层中的裂缝是其气井产能的主要贡献者,裂缝的形态与位置对气井产能影响较大。传统裂缝性气藏气井产能模型多基于等效连续介质理论模型提出,未考虑储层裂缝的形态与位置。本文基于等值渗流阻力法,充分考虑裂缝性气藏裂缝形态与位置对气井产能的影响,利用裂缝微元段的径向渗透率表征裂缝对气井产能的贡献,推导了裂缝性气藏产能计算新方法。通过实例计算发现本文提出新方法能够较为准确预测气井产能。裂缝性气藏的裂缝长度对气井产能的影响较小,而裂缝偏转角度、裂缝与气井距离对气井产能影响较大,随着裂缝偏转角度、裂缝与气井距离的逐渐增大,气井无阻流量逐渐减小,且减小幅度不断减小。     

火山岩气藏压裂水平井非稳态产能模型及敏感性分析

目前我国已探明的火山岩气藏地质储量达数千亿立方米,储量规模属世界最大。与常规砂岩气藏相比,火山岩气藏储集层裂缝发育,储集层物性差、渗流机理复杂。现场多利用压裂水平井技术开发火山岩气藏,有利于改善火山岩气藏渗流状况,降低单井成本,提高单井产能。但目前缺乏适合于火山岩气藏压裂水平井的复杂双重介质的非稳态产能预测模型。利用该研究综合考虑火山岩气藏双重介质特性及有限导流裂缝的情况,建立火山岩气藏压裂水平井非稳态产能预测模型,应用Laplace变换和Duhamel原理,同时结合Stehfest数值反演对模型进行求解。应用建立的产能预测模型,结合XS气田火山岩气藏P1井实际储集层及压裂参数,绘制P1井的产能递减曲线,分析了裂缝半长,裂缝条数,裂缝间距及导流能力对火山岩气藏压裂水平井产能递减曲线的影响。同时,应用正交试验进行了多因素分析。研究所获得的结果有助于提高对火山岩气藏压裂水平井产能递减规律的认识,同时,也可为评价预测火山岩气藏压裂水平井产能及优化其压裂裂缝参数提供依据。     

天然裂缝性储层压裂液滤失研究

裂缝性储层压裂液滤失对裂缝的几何尺寸、支撑剂的分布都有较大的影响。现有裂缝性储层压裂液滤失模型都对天然裂缝进行了简化处理,认为天然裂缝对基质均匀切割,这与实际不符,不能准确反映裂缝分布的非均质性对压裂液滤失的影响。基于储层裂缝统计资料,应用概率统计、随机理论、Monte–Carlo 等方法,建立储层二维离散裂缝网络模型,并借助等效渗透率张量原理将裂缝性介质转化为均质各向异性连续介质,建立了基于渗透率张量的裂缝性储层压裂液滤失数学模型。计算结果表明,天然裂缝分布及其与水力裂缝的位置关系的不同使得沿裂缝长度方向,滤失速度变化较大,若天然裂缝与水力裂缝连通,则压裂液滤失主要发生在连通处,文中模拟了天然裂缝和人工裂缝存在三处连通的情况,这三处的滤失量占裂缝总滤失量的45% 以上,建议对天然裂缝进行封堵。     

裂缝型碳酸盐岩储层酸压数值模拟

酸压是碳酸盐岩储层重要的大型增产改造措施,酸压中,准确预测酸液作用距离对酸压设计至关重要,其决定酸压改造范围、影响酸压目标缝长设定及酸压效果预测。裂缝型碳酸盐岩储层非均质性极强,基质较致密,天然裂缝所在区域渗透率很高,酸液滤失严重。目前各种酸压模型假设裂缝面上渗透率均匀分布,也不能考虑天然裂缝对滤失的影响,这些模型预测的酸液作用距离较长,酸压设计缺乏可靠的模拟模型。针对该问题,本文进行了裂缝型碳酸盐岩储层酸压数值模拟研究,首先基于地质统计规律建立人工裂缝面上渗透率分布模型、天然裂缝分布模型,并基于地质统计参数生成裂缝面上渗透率及天然裂缝分布;然后建立酸液流动、酸液滤失、酸岩反应数学、粗糙酸蚀裂缝表面形成过程模拟模型;再将以上模型耦合求解,形成酸压模拟模型。基于该模型,进行了广泛的数值模拟研究,分析了天然裂缝参数对酸液作用距离、酸蚀裂缝表面的影响。研究发现,天然裂缝对活酸作用距离和酸蚀裂缝表面影响显著,考虑天然裂缝时,其作用距离显著低于常规模型预测的距离,酸蚀裂缝表面更粗糙;裂缝型储层酸压设计中,天然裂缝是不可忽略的因素,新模型预测的酸液作用更合理。该研究为裂缝型碳酸盐岩储层酸压设计提供了更可靠模拟工具。     

体积压裂缝网渗流特征与注水开发适配性研究

鄂尔多斯盆地致密油储层体积压裂改造后,单井产能较常规压裂有了大幅度的提高,但由于地层压力系数小, 仅靠天然能量开发效果并不理想,因此,探索体积压裂井的注水补充能量方式有重要意义。基于体积压裂复杂缝网形 态的特点,建立了缝网数值模拟模型,对直井体积压裂缝网渗流特征进行了分析;以体积压裂矩形井网为例,研究了注 采形式下体积压裂井的增产机理,并结合井网对缝网适配性进行了探索。研究结果表明,缝网系统增加了储层垂向动 用程度,提高了主裂缝壁面方向的水驱波及体积,改善了注采井间的水驱动用效果。由于缝网系统存在“最短渗流距 离”,体积压裂井见水后含水上升较快。通过长庆某典型致密油储层直井体积压裂实例分析,对后期可行的井网形式 进行了优化设计和论证。     

考虑应力敏感和水力裂缝方位角的页岩产能模型

产能预测对页岩气的高效合理开发有着重要的作用，而目前国内外对于页岩气分段压裂水平井产能的研究没有同时考虑到天然裂缝应力敏感和水力裂缝形态及渗流特征对产能的影响。为此，根据双重介质渗流理论，综合考虑了页岩储层的吸附解吸、扩散运移、天然裂缝的应力敏感效应，建立了页岩储层渗流模型；同时考虑水力裂缝的有限导流能力、裂缝方位角等因素，利用点源函数方法将裂缝离散，之后叠加建立水力裂缝模型，最后将两种模型耦合得到页岩气藏压力水平井不稳定渗流模型和产能模型。根据已建立的页岩气压裂水平井产能模型，编程计算出产能特征曲线；通过对比模拟结果分析出，与实例类似的页岩气压裂水平井的最优水力裂缝导流能为15~18 D·cm，最优缝长分布方式为外高内低的U型，最优水力裂缝间距分布为等间距分布；模拟结果与页岩气井的现场数据的对比，也验证了该模型的准确性。该研究对页岩气开发有着重要的指导意义。     

致密砂岩储集层裂缝的双侧向测井响应快速计算方法

裂缝性砂岩油气藏是一种极为重要的隐蔽型油气藏,由于其非均质性严重及裂缝分布的复杂性,这类油气藏的测井评价难度较大。双侧向测井被认为是目前常规测井中进行储集层裂缝识别和评价的最有效的测井方法之一。依据平板裂缝模型,按照裂缝的双侧向测井响应特征将裂缝分为低角度裂缝、倾斜角度裂缝和高角度裂缝等3种状态。在进行大量的数值计算的基础上,建立了相应的裂缝性砂岩地层的双侧向测井响应与裂缝孔隙度、裂缝倾角、泥浆电阻率、基岩电阻率之间的函数关系,形成一套适合裂缝性砂岩地层特点的双侧向测井响应快速计算方法,为利用双侧向测井资料快速反演裂缝参数提供有效的支持。实际资料处理表明,根据双侧向测井响应的快速计算方法反演处理得到的砂岩裂缝的参数具有较好的可信度。