利用偏移距衰减属性裂缝储层检测方法

变质岩潜山是辽东湾JZ区块重要的油气勘探开发层位.通过对JZ区块潜山裂缝储层的研究,提出一种通过裂缝地层在大、小偏移距地震资料中的衰减梯度差异(DALLO分析)检测裂缝储层的方法.DALLO分析方法实现了在窄方位角采集条件下三维区块的裂缝储层发育程度的预测.根据预测结果,JZ区块潜山裂缝储层分布在距离潜山顶面一定距离的"带"内,且具有显著的非均质特征.     

长庆靖边下古生界气藏储层非均质性研究

针对长庆靖边下古生界气藏的储层非均性问题,采用地层系数非均质概率统计分析方法,结合试井分析认识,对储层非均质性进行定量描述和深入评价,并对储层非均质与压力传播速度的关系进行了研究。结果表明,地层系数变异系数、级差以及均方差均表明储层渗透率非均质非常严重;储层渗透率越高,压力传播越快,压力响应越大,随着孔隙度增加,压力传播速度减少。这类问题的解决具有实际意义,能够直接指导气田开发层位的选定和并网调整。     

启动压力梯度对低渗透油藏水驱油规律的影响研究

低渗油藏存在启动压力梯度,其油水渗流规律表现为非达西渗流。本文基于经典水驱油渗流理论,通过启动压力梯度对黏度的影响关系对经典模型进行了修正,建立了考虑启动压力梯度的一维油水两相驱替数学模型,重点分析启动压力梯度对低渗透油藏见水时间规律的影响。以胜利油田渤南油田东南部五区某S砂组低渗透油藏为例进行见水时间计算,结果表明,启动压力梯度的存在会导致油井见水早,且渗透率越低,见水越早。研究成果对于低渗透油藏的合理开发具有理论指导意义。     

多段压裂页岩气水平井不稳定线性流分析

基于三重介质模型的解析解,分析多孔介质参数,如水力裂缝储容比、天然裂缝储容比、天然裂缝窜流系数和基质窜流系数,对无因次产量递减曲线的影响,提出中晚期不稳定线性流控制判断标准;基于三重介质模型的分析方法分析国外某多段压裂页岩气水平井生产数据,并对水力裂缝半长进行评价,通过油藏数值模拟进行验证,最终得出该井水力裂缝半长为42.2 m。研究表明:基于三重介质模型计算的水力裂缝半长更为准确,结合不稳定线性流分析方法和油藏数值模拟方法能有效提高计算结果精度。     

考虑相态变化的缝洞型碳酸盐岩凝析气藏生产特征分析新方法

随着对缝洞型碳酸盐岩气藏的开发,分析与预测缝洞型碳酸盐岩气藏生产动态特征变得至关重要。由于缝洞型碳酸盐岩凝析气藏储层结构、流体性质复杂,其生产动态特征变化与井打缝洞储集体位置有关,同时又与凝析气藏不同温度压力下的相态变化特征有关,现有的动态分析方法已不能满足缝洞型气藏动态分析的要求。目前缝洞型碳酸盐岩的动态分析方法主要有物质平衡法、物理模拟实验、现代产量递减法、试井和数值模拟法等,但以上所有方法都忽略了井钻遇缝洞体的位置,而其位置关系在缝洞型碳酸盐岩动态分析中起决定性因素。针对塔中地区缝洞型碳酸盐岩凝析气藏,建立了考虑相态变化的凝析气藏物质平衡方程,构建了井筒位置、裂缝和缝洞体依次连通的缝洞型碳酸盐岩凝析气藏物理和数学模型,通过推导得到分析缝洞型凝析气藏动态分析简化模型,并对气油比、产气、水和凝析油量的变化特征进行了分析和讨论。基于该简化模型对塔中某典型凝析气井开展了生产动态特征分析;其预测缝洞型碳酸盐岩凝析气藏开发过程中缝洞与油、水界面的关系和气藏相态变化分析结果与生产特征完全一致,进一步验证了模型的准确性。该方法将对缝洞型凝析气藏后期挖潜增产有重要的指导意义。     

压裂液侵入对页岩储层导流能力伤害

大规模水力分段压裂是页岩气等非常规资源高效开发的关键技术。页岩气井返排率一般较低,大量的压裂液长期滞留地层对储层岩石、支撑剂强度等造成一定的伤害,影响页岩储层压裂改造长期效果。针对该问题,通过室内试验模拟研究现场压裂前后气测导流的变化规律,对压裂液伤害程度进行表征。结果表明:压裂液侵入降低了支撑剂、页岩岩石强度,导致支撑剂破碎率、岩石嵌入程度加剧,导流能力伤害达到60%以上;使用大粒径支撑剂、较高铺砂浓度,优选破胶性能好、低残渣、防膨性强的压裂液,能有效提高导流能力,降低压裂液伤害程度。研究结果对页岩地层压裂设计,降低压裂液伤害提高产量提供参考。     

基于最小体积封闭椭球算法的多段水力压裂压裂改造体积估算

压裂改造体积(Stimulated Reservoir Volume, SRV)是页岩油气开发的重要参数之一。在多段水力压裂作业过程中,会存在不同压裂井段间压裂改造体积彼此重叠和单段压裂可能会形成复杂裂缝网络的问题。针对这两种情况,本文以微震事件的展布特征为基础,首先使用DBSCAN(Density Based Spatial Clustering of Applications with Noise)算法消除微震事件的异常定位结果和将复杂微震事件展布进行分组处理,转化为多组分布特征相对简单的微震事件,然后使用最小体积封闭椭球算法(Minimum volume enclosing ellipsoid, MVEE)估算单段压裂改造体积,最后基于椭球体参数,利用仿射变换消除多段压裂改造体积的重叠区域和单段压裂的不同分组间的重叠区域,并最终估算出整体压裂改造体积。使用两组实测水力压裂微震监测数据对本文方法进行了验证,并证明了该方法的有效性。     

低渗透挥发油藏回注溶解气开发注采参数界限

低渗透挥发油藏回注溶解气在开发初期地层压力较高,存在“采油易,注气难”,随着地层压力的降低,开发中后期又会出现“采油难,注气易”的情况。因此,明确注采参数的界限是制定开发技术政策的前提。本文通过建立注采参数界限模型,推导得到已知地层压力下的最大采油速度、最大回注比以及临界压力的表达式,结合实例油藏绘制注采界限图版,研究了多因素对注采参数界限的影响规律并提出开发技术政策建议。结果表明,注采参数界限及图版准确可靠,能够反映实际生产情况;注采参数界限受注采能力、地层压力、采油速度、井网类型、井网密度等因素的影响,并且存在相应规律;溶解气应尽量全部回注,适当增大井网密度,在开发初期提高注气井比例,并根据回注比确定采油速度,在开发中后期降低注气井比例,提高采油速度,从而保障高质高效开发。     

低渗透裂缝性油藏水驱油渗吸窜流指数研究

针对求解裂缝性油藏基质-裂缝渗吸量时需提供每个基质网格块的形状因子而带来的应用难题,引入窜流指数概念,用以描述单位渗吸压差下基质-裂缝渗吸量,通过对产量构成的细分建立了窜流指数与产量、压力的关系式。根据某区块的实际生产测试资料,应用离散裂缝网络模型粗化等效成果,建立基质-裂缝渗吸量与渗吸压差关系曲线,求取了窜流指数。分析油藏合理压力系统,应用窜流指数预测油藏采收率,结果表明:应用窜流指数可以方便的估算基质-裂缝渗吸量,为油藏开发效果动态评价提供理论支持。     

CO2与压裂地层置换规律实验研究

针对致密油藏注不进,采不出的开发难题和低产量、低效益的开发现实,基于国外对致密油藏CO2驱的成功案例,提出了CO2干法压裂以及CO2置换相结合的开发思路。模拟干法压裂地层,开展了CO2置换实验,研究了焖井时间、焖井压力、返排压差等因素对CO2置换效率的影响。并借助CT扫描技术,对比实验前后岩心内流体的分布推测置换实验反应情况。实验结果表明：最佳焖井时间为12~24 h;焖井压力大于最小混相压力(20.56 MPa)时焖井后能取得较高置换效率;返排压差在6 MPa以上开发效果最佳。在压裂的致密油藏内,离裂缝距离中等的岩心部位置换效果最好,其次为靠近裂缝的岩心部位,而距裂缝最远的岩心部位置换效果最差。