塔中地区上奥陶统良里塔格组构造裂缝成岩作用研究

裂缝作为流体活动的通道,对碳酸盐岩储集体的形成、演化及分布起到非常重要的作用。选取塔里木盆地塔中上奥陶统良里塔格组碳酸盐岩构造裂缝为研究目标,开展了岩芯观测和采样工作,运用显微薄片、阴极发光、流体包裹体、荧光测试等分析方法,重点研究了裂缝的形成充填特征,识别出了方解石胶结、重晶石胶结及萤石胶结等成岩作用类型,良里塔格组构造裂缝经历了3期流体充填作用,第一期为浅埋藏大气淡水胶结;第二期为二叠纪末热流体活动的结果;第三期为中-深埋藏阶段流体的充填作用。     

裂缝性油藏离散裂缝网络模型与数值模拟

离散裂缝网络模型由于能更好地表征裂缝性储层的非均质性而成为研究热点。将多点地质统计学中的FILTERSIM方法引入到离散裂缝网络建模中,克服了Monte-Carlo方法的不足,并为后续的渗流数值模拟提供裂缝网络模型。基于油水两相渗流模型,推导了油水两相饱和度有限元数值解格式,结合建立的裂缝网络模型,研究了一注一采井的水驱油动态过程和含水率上升规律。研究表明,离散裂缝网络模型与均质模型相比,由于存在裂缝网络,注入水沿着裂缝网络窜进,导致采油井过早地见水。当采油井见水以后,两种模型的含水率上升规律一致。     

基于组合式平板模型预测曲面裂缝数字岩心渗透率的方法

针对碳酸盐岩微裂缝系统中曲面裂缝特征复杂,流动模拟难以进行的问题,提出一种求解曲面裂缝数字岩心渗透率的方法。首先构建平板裂缝数学模型,并利用格子布尔兹曼方法,得到以开度和倾角为基本参数的微裂缝模型的流动规律;其次基于平板模型的流动规律和曲面裂缝的基本特征将平板模型进行组合求解曲面裂缝的绝对渗透率;最后进行实例验证。结果表明该方法准确有效,可在识别出裂缝相关参数后预测岩心绝对渗透率,避免了大量数值模拟,提高了计算效率。     

热渗耦合的井抽灌系统对地温场的影响

针对水源热泵抽灌对地温场的影响,运用Comsol Multiphysics多物理场全耦合软件建立热渗耦合的数值计算三维模型。对比分析不同回灌量下地温场分布云图和不同回灌量下地温场的分布规律,得出单井回灌量越大热影响半径越大、同时热峰面向抽水井方向运移速度越快,达到热贯通时间越短;前期系统运行回灌井附近区域温度变化明显,后期系统运行对回灌井周边较远区域温度变化较影响明显;不同位置热运移规律均与渗流速度相关,影响半径基本与渗流速度呈正比。     

裂缝形态对水平井产能影响的有限元法研究

根据渗流场与温度场的相似性,用有限元软件ANSYS热分析模块模拟压裂水平井的渗流状况,分析了压力及渗流速度的分布规律,研究了裂缝扩展形态对水平井产能的影响。研究结果表明:由于天然裂缝或地应力因素产生的水力裂缝整体性倾斜或缝间夹角等问题会降低油井产能;裂缝关于井筒的不对称分布有利于提高产量,间隔交错分布能获得更大的产量;当分段压裂水平井裂缝间距较小时,由于缝间干扰裂缝发生小角度弯曲,产能略有增加。ANSYS模拟压裂水平井渗流场具有精确度高、直观性强等优势,研究结果对现场压裂施工作业有一定借鉴意义。     

人工裂缝宽度对页岩气渗流规律的影响

针对人工裂缝宽度是水力压裂后产生的评价气田开发效果的重要参数,为研究人工裂缝宽度对页岩气渗流规律的影响,建立了基质—裂缝系统双重介质气体渗流数学模型,采用有限元方法对页岩气在储层渗流过程中的压力进行求解,揭示在定产量条件下定性和定量的描述人工裂缝宽度对储层压力及井底压力的影响及其渗流规律,并优化人工裂缝宽度。结果表明:人工裂缝宽度对储层压力影响较小,增加人工裂缝宽度,基质和裂缝系统的压降未产生明显差异,但提高了压力波及范围。当人工裂缝宽度为7 mm时,页岩气的泄气面积最大,基质系统吸附气解吸量最大,压力波及范围最广且传播到井底的速度最快,气体渗流效果最佳;人工裂缝宽度增加对井底压力影响较小,但井底压力有小幅上升趋势且下降速度逐渐减慢。当人工裂缝宽度为7 mm时,井底压力最高,基质向裂缝方向压力波传播速度最快,基质系统吸附气解吸量最大,裂缝与基质沟通效果最优。综上,在裂缝宽度研究范围内,人工裂缝宽度为7 mm时为最优裂缝宽度。因此,压裂时应充分考虑人工裂缝宽度对页岩气渗流规律的影响,通过储层压力展布及井底压力变化有效指导压裂开采。     

水平井渗流分析

水平井是开采裂缝油气藏的重要手段。本文针对裂缝性油藏和各向异性渗进性油或的渗流特点,推导建立了水平井渗流模型,用有限傅氏交换方法得到其解,并绘出了无因次压力和无因次速度图版。根据无因次压力和无因次速度随时问和空间的交化规律,给出了上述两类油藏水平渗流特征、水平井水平段有利的延伸方位、以及有效的增产工艺措施.     

裂缝油藏回注溶解气混相驱替特征及影响因素

裂缝油藏回注溶解气混相驱油机理较为复杂。以实际裂缝型挥发油藏为例基于双孔双渗组分模型研究了回注溶解气的驱替特征和原油驱动方式;分析了扩散作用、窜流能力、压敏效应、采油速度和回注气比例的影响规律。结果表明:回注溶解气混相驱替时,原始弹性能量、原油溶解膨胀和注气波及同时存在;地层压力逐渐下降,溶解气油比逐渐增高;储层原油轻质组分和饱和压力逐渐增加,黏度和密度逐渐减小。扩散作用和裂缝者质窜流有利于减小注入气沿裂缝的突进同时降低基质原油黏度和密度,但减弱了注气波及作用;压敏效应可以增加岩石的弹性能量,有利于提高原油采出程度;适当地提高采油速度和回注气比例有助于增强波及作用其中1.2的回注比可以实现注采平衡。     

串珠状缝洞型碳酸盐岩储层压力变化特征研究

目前的缝洞型碳酸盐岩储层模型建立主要以多重介质、渗流、管流或渗-管流结合等理论为基础,但是当储层内具有大尺度溶洞时,多重介质、渗流理论不能准确表征宏观缝洞储集体。当储层内具有大开度裂缝时,其内部流体流动特征与平板流特征更为接近。因此,需要建立以裂缝平板流与宏观非均质性理论为基础的储层模型。根据气体物质守恒方程与流体力学方程,推导了更接近于真实大型裂缝中气体流动特征的平板流动模型,建立了串珠状缝洞型碳酸盐岩气藏储层的宏观非均质数学模型,并通过数值方法求解出该模型定产量生产时井底压力与各溶洞压力数据。绘制出了溶洞压力导数半对数曲线和井底压力双对数曲线。压力导数双对数曲线可以分为4段：井筒储集反应段、裂缝反应阶段、溶洞反应阶段和边界反应阶段。随后,分别研究了各类缝洞参数对压力导数双对数曲线形态特征的影响。研究表明,不同的缝洞参数会影响压力导数双对数曲线上相应阶段的形态特征。     

回灌溶液盐度变化对浅层储能咸水介质热量运移特性影响

根据地下储能咸水层水文地质特性,以多孔介质传热、传质理论为基础,建立咸水层多场耦合储能模型.以天津市某咸水储能系统为研究对象,探索采用不同盐度溶液回灌模式下含水层热量运移特性及温度场变化规律.经模拟计算得到,采用1∶1混合溶液与去离子水回灌时,粗粉砂层在夏季储热期与次年春季间歇期的热作用半径变化率分别为0.313、-0.016,0.348、-0.04m/d.研究表明,在储能阶段,伴随回灌溶液盐度降低,地下水渗流速度上升,导致对流换热与热弥散效应增强,回灌溶液温度场影响范围、幅度增加;间歇阶段,则由于地下咸水与回灌溶液间盐度梯度变大,在分子扩散作用下含水层渗流溶液热作用半径收缩.     

中东地区典型Mishrif储层纵向水驱渗流规律

以中东地区B油田为例分析了典型Mishrif组碳酸盐岩储层的纵向渗流规律,在当前注水压差和射孔高差下,底部注入水将窜入顶部高渗层,形成上下两个渗流通道.基于流线模拟,分析了典型底注顶采连通模式下的波及影响因素及定量认识.结果表明:典型底注顶采模式下,顶部和底部采出程度高,中部采出程度低;注水压差越小、射孔高差越大有利于增加储层中部和底部的波及程度;注水井附近存在夹层模式优于生产井附近存在夹层模式,有利于延缓油井见水;高渗透贼层降低了波及体积,其发育程度越高,注入水窜现象越严重.在此基础上,提出内部温和注水和水平井注水是此类油藏底注顶采开发的有效优化策略.     

基于物质平衡原理解释致密油藏体积压裂有效改造体积的新方法

致密油藏需要经过大规模体积压裂改造才能获得工业油流。本文在物质平衡原理的基础上综合考虑了体积压裂施工过程中大量压裂液注入导致油藏压力升高,压后流体产出导致油藏压力降低以及裂缝与基质孔隙体积随压力非线性变化等致密油藏实际情况,进行合理假设,建立了模型方程,并推导计算了体积压裂有效改造体积和裂缝与基质的有效接触面积等参数。该方法解释出的三个新参数：能够提供有效渗流的裂缝总体积、油藏有效渗流体积、裂缝有效渗流面积,其物理意义更明确,对致密储层的开发设计及增产改造指导意义更强。将该方法应用到油田现场,并评价了3口已实施体积压裂油井的应用效果。现场应用表明该方法具有评价解释快捷、获取数据方便、成本低、准确度高的优点,适合于油田现场多井次大规模推广应用。     

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。     

碳酸盐岩酸蚀裂缝渗流-传热特性

充分认识流体在碳酸盐岩酸蚀裂隙面上的渗流传热特性,实现地热能的可持续开发利用是十分必要的。针对碳酸盐岩热储非均质性和缝洞发育的突出特点,采用自主研发的实时高温常规三轴试验系统,能够真实模拟岩石裂隙的真实对流换热过程。采用试验和模拟相结合的方法,进行了碳酸盐岩裂缝渗流传热耦合机理研究。结果显示,裂缝表面进行非均匀性溶蚀,形成一条具有导流能力的人工裂缝,达到改善流体渗流条件的目的;在温度一定的条件下,对流换热系数增幅与流量、压强呈正相关;采用COMSOL Multiphysics软件对碳酸盐岩单裂隙渗流传热过程进行了模拟计算,开展了实际热储层环境条件下对流换热仿真分析,实验结果验证了数值模拟的正确性与可靠性,获得了储层温度场的演化规律。     

裂缝对大庆台肇地区低渗透砂岩储层注水的影响

在裂缝分布特征研究的基础上,对大庆台肇地区裂缝对注水的影响进行了分析。结果表明,该区葡萄花低渗透砂岩油层发育有近东西向、北西向、近南北向和北东向4组高角度构造裂缝,裂缝的储集能力较弱,主要起渗流通道作用。受现今地应力等因素的影响,上述4组裂缝在井口的开启压力分别为15.1,19.6,27.8和28.0 MPa,反映了不同方位裂缝在油田注水开发过程中的开启序列。目前,该区的注水压力基本超过了东西向裂缝的开启压力,因而东西向裂缝的注水反映特征十分明显。根据不同方向裂缝的渗流特点,采用线性注水、动态调配水、周期注水、层断间注及高含水井关井间抽等措施,进一步完善注采系统,可有效地提高注水开发效果。     

低渗透气藏垂直裂缝井椭圆渗流模型研究

针对低渗透气藏垂直裂缝井的渗流过程,考虑了非线性渗流和介质变形系数的影响,建立了椭圆渗流模型。根据此模型可以模拟气井生产压力降落过程中及关井压力恢复过程中地层压力分布状况。计算结果表明：在不稳定渗流早期,即压力波传播的第一阶段。压降漏斗曲线随时间不断扩大和加深;关井之后地层压力逐渐恢复,井底附近地层关井瞬间,地层压力上升趋势较为明显,关井时间越长,距离井底越远,地层压力上升速度越小。     

裂缝对大庆台肇地区低渗透砂岩储层注水的影响

在裂缝分布特征研究的基础上，对大庆台肇地区裂缝对注水的影响进行了分析。结果表明，该区葡萄花低渗透砂岩油层发育有近东西向、北西向、近南北向和北东向4组高角度构造裂缝，裂缝的储集能力较弱，主要起渗流通道作用。受现今地应力等因素的影响，上述4组裂缝在井口的开启压力分别为15.1，19．6，27.8和28.0MPa，反映了不同方位裂缝在油田注水开发过程中的开启序列。目前，该区的注水压力基本超过了东西向裂缝的开启压力，因而东西向裂缝的注水反映特征十分明显。根据不同方向裂缝的渗流特点，采用线性注水、动态调配水、周期注水、层断间注及高含水井关井问抽等措施，进一步完善注采系统，可有效地提高注水开发效果。     

致密砂岩油储层裂缝发育特征及其对剩余油挖潜的启示——以鄂尔多斯盆地新安边地区延长组长722段为例

通过岩芯观察、井间示踪剂测试和水驱前缘测试, 研究鄂尔多斯盆地新安边地区长7致密砂岩油储层的裂缝发育特征。结果表明: 1) 新安边地区长7致密砂岩油储层最大水平主应力方向为NE60°~80°, 裂缝类型以高角度缝或垂直缝为主, 裂缝走向为NE75°~85°, 倾角为70°~85°; 2) 动态监测数据分析显示, 研究区致密砂岩油储层广泛发育的微裂缝在增加渗流通道和提高基质渗透率方面发挥了重要作用, 油水易沿裂缝形成窜流, 导致生产井见水较快; 3) 三维地质建模结果显示, 研究区致密砂岩油储层含油饱和度与裂缝发育程度匹配度较高, 可以有效地佐证裂缝对油气储集和成藏的控制作用。     

典型层状热储地热水富集特征研究——以观音峡背斜东翼为例

观音峡背斜为典型的层状热储构造。利用背斜南东翼已成功实施的11口地热井资料,采用对比研究、相关分析等方法,揭示了层状热储地热水富集特征:热储埋深越大,岩溶发育程度越弱,地热水越贫乏;热储埋深越大,热储盖层隔热保温效果越好,地热水水温越高;层状热储含水层厚度愈厚,岩溶发育程度越强,地热水越富集;热储含水层厚度愈厚,岩溶裂隙越发育,地热水水温越低;"渐变型"层状热储地热水富集程度相对较好,地热井平均出水量2 136.75m~3/d;"急变型"层状热储地热水富集程度相对较差,地热井平均出水量584.93m~3/d。