裂缝性油藏

摘要： 近年来,随着兴古潜山油藏开发的逐步深入,油水界面不断抬升,水平井井段中的锥进底水突破之后,油井含水率上升快,产油量大幅度降低,严重影响了兴古潜山水平井的开发效果。为了兴古潜山油藏水平井长期有效地实现高强度封堵大裂缝、启动小裂缝油藏,筛选出了与稀油油藏条件相匹配的柔性颗粒堵剂和温控凝胶堵剂。室内实验结果表明:2种体系均具有耐高温、稳定性好、抗冲刷能力强的特点,适用于高温裂缝性油藏封堵。

摘要： 大庆外围低渗透裂缝性油藏同时具有储集油气的基质系统和作为渗流通道的裂缝系统,与非裂缝性油藏相比具有特殊的含水率变化趋势,常规含水率预测方法不适用。依据低渗透裂缝性油藏油水两相渗流特征,提出了基质、裂缝系统相渗复合方法,给出大庆外围低渗透裂缝性油藏复合相对渗透率曲线,然后根据油藏工程理论,推导出含水率、采出程度计算公式,建立了裂缝性油藏含水率预测方法,结合大庆外围朝阳沟油田低渗透裂缝发育区块进行了实例计算与分析。结果表明,基于复合相渗的含水率预测方法预测相对误差为4.47%,与现有方法中误差最小的水驱规律曲线相比,计算精度提高了2.26百分点,能够较为准确地预测低渗透裂缝性油藏含水率。研究成果为裂缝性油藏开发决策和开发规划提供了理论依据。

摘要： F油田是渤海地区最大的碳酸盐岩裂缝性油田,依据目前的地震预测资料和地质模式认识已不足以准确地对其裂缝渗流特征进行定量描述,油田储量动静矛盾突出。为解决此问题,综合潜山钻井、测井、地震等静态资料对F油田碳酸盐岩潜山储层进行了划分,并通过双重介质模型分析影响油田储量动静矛盾的主控因素。首先,通过驱替敏感性三维数模分析,进一步认识储层裂缝的分布情况;其次,结合地震预测和地质模式,将合理的数模参数调整转化为确定性裂缝建模约束条件,通过多轮次地质模型与数值模拟往复反馈研究对裂缝渗流非均质性进行准确刻画。在此基础上,总结了不同储层的开发特征及见水规律,设计了油田开发优化方案。

摘要： 为了对裂缝性稠油油藏中蒸汽吞吐水平井的压力动态进行预测,建立双重孔隙介质三区复合油藏稠油热采水平井试井模型。根据蒸汽吞吐焖井过程中的流体分布特点,分别建立内区、中间区和外区的渗流数学模型;通过Laplace变换和Fourier有限余弦积分变换的方法对试井模型进行降维和齐次化处理,求得相应的线源解;沿水平井方向对线源解进行积分得到水平井的条带源解;最后通过Laplace逆变换得到水平井的真实空间解,进而绘制双重孔隙介质三区复合油藏水平井的试井曲线特征,研究各种试井参数对压力响应曲线的影响规律。结果表明,双重孔隙介质三区复合油藏水平井试井曲线最多会出现9个流动阶段,但由于多种参数的互相影响流动段难以区分;内、外区的储层参数分别影响试井的早、晚期阶段;若相邻两区中内区的压缩系数大于外区,压力导数曲线将出现“驼峰”现象。该试井模型也适用于裂缝性油藏的注水水平井试井和注聚合物水平井试井等情形,具有较强的现场适用性。

摘要： 以裂缝性油藏储层为研究对象,通过室内岩心模拟实验研究了注入水悬浮物和含油量对储层的伤害。研究结果表明,悬浮物颗粒直径中值、含油量是引起储层伤害的主要因素;当渗透率伤害率上限为20%,缝宽≤50μm时,注水水质要求为:悬浮物颗粒直径中值(粒径中值)不应超过10μm,悬浮固体含量不应超过10 mg/L,含油量不应超过10 mg/L;当缝宽介于50~100μm时,注水水质要求为:悬浮物粒径中值不应超过20μm,悬浮固体含量不应超过10 mg/L,含油量不应超过20 mg/L;当缝宽介于100~200μm时,注水水质要求为:悬浮物粒径中值不应超过50μm,悬浮固体含量不应超过50 mg/L,含油量不应超过40 mg/L;当缝宽大于200μm时,注水水质要求为:悬浮物粒径中值不应超过60μm,悬浮固体含量不应超过80 mg/L,含油量不应超过50 mg/L。研究结果可为裂缝型油藏高效注水开发提供理论依据。

摘要： 为了解裂缝性油藏斜井的双渗规律及其压力动态的变化特征,建立一个双孔双渗斜井渗流模型.利用Laplace变换、分离变量和点源函数叠加等方法对模型进行求解,获得了Laplace空间下模型的解析解.利用Matlab软件编程绘制一系列受裂缝系统与总系统渗透率比值等模型参数控制的双孔双渗油藏斜井压力动态特征曲线.利用绘制的压力动态特征曲线,识别斜井纯井筒储集效应、表皮效应、早期径向流、中期线性流、过渡流、基质向裂缝窜流和晚期径向流等7个渗流流动阶段.分析斜井、直井与水平井渗流特征曲线的差异,斜井比直井多了早期径向流和中期线性流阶段,且这两个流动阶段比水平井持续时间短.此外,分析了井斜角和斜井井长等参数对特征曲线的影响.井斜角、井长越大,曲线位置越低,早期径向流和中期线性流阶段越明显;裂缝渗透率比越大,窜流阶段越显著,窜流凹子越深.建立的模型及一系列压力动态特征曲线可以用于研究裂缝性油藏斜井的渗流特征.

摘要： 裂缝性特低渗储层进行常规注水时,存在水窜水淹、水驱波及体积小等问题,水驱采收率低。为增强注水受效,针对裂缝性特低渗储层渗流机理不清的问题,以宝塔采油厂姚280区块储层天然岩心为研究对象,运用室内动、静态物理模拟实验的方法,揭示了裂缝性特低渗储层渗吸、驱替双重作用下的采油效率主控因素及影响规律。实验结果表明①岩心与水接触面积越大渗吸效果越好,全裸露岩心样品的渗吸采出程度为仅裸露上下两端样品的2.5倍;②实验岩心渗透率在(0.506~0.721)×10^(-3)μm^(2)时,静态自发渗吸主要在前100 min,渗透率越高,渗吸采出程度越高、渗吸速率衰竭越快;③渗吸围压升高,渗吸采油效果先增强后下降,最佳值约为4 MPa,采出程度可达12.56%;④对于渗透率为(0.506~0.721)×10^(-3)μm^(2)的岩心样品,驱替采出程度小于自发渗吸采出程度,且发生有效驱替需压力梯度大于0.3 MPa/cm。

摘要： 为研究冻胶在裂缝性油藏中的封堵效果,通过室内可视化裂缝模型,开展冻胶对裂缝封堵强度评价,观察冻胶在裂缝中的失效特征,评价冻胶与预交联颗粒复合时的封堵效果.室内实验表明:在裂缝中单独使用冻胶的封堵效果优于使用冻胶和预交联颗粒组合的封堵效果,只有当预交联颗粒通过布满裂缝降低裂缝宽度,使用冻胶和预交联颗粒组合的封堵效果才优于单独使用冻胶的封堵效果;随着裂缝宽度增加,裂缝中冻胶被后续注入水由整体顶出变为中部突破,裂缝中冻胶封堵强度降低.通过实验分析认为:由于预交联颗粒的注入性差,难以实现大剂量注入,封堵裂缝应以冻胶为主体堵剂,同时提升冻胶本体强度是增强冻胶在裂缝中封堵强度的关键.研究结果可为优化裂缝性油藏调剖工艺方案提供借鉴.

摘要： 为了提高裂缝性油藏水驱后的采收率,将聚合物微球的封堵作用和表面活性剂的驱油作用相结合,提出了一种适合裂缝性油藏水窜水淹储层的高效调驱驱油技术。室内评价了表面活性剂BMY-11和聚合物微球JHWQ-3的各项性能,复合调控驱油技术的驱油效果。试验结果表明:表面活性剂BMY-11能够显著降低油水界面张力值,具有良好的耐温性能、抗盐性能及乳化性能。聚合物微球JHWQ-3具有良好的膨胀性能,对不同渗透率的岩心均能达到良好的封堵效果。裂缝性岩心水驱后注入聚合物微球-表面活性剂复合调控驱油体系可以有效提高原油采收率,能够满足裂缝性油藏水窜水淹储层提高采收率的需求。

摘要： 针对渤南海域Q油田地质模式认识不清、储层发育非均质性强、生产动态规律复杂等诸多难题,综合运用录井、钻井取心、岩石薄片、测井及三维地震资料总结古潜山碳酸盐岩沉积特征和裂缝发育规律.研究表明:岩溶斜坡和岩溶高地是白云岩主要发育区,岩溶作用强烈,溶蚀孔隙发育,容易产生裂缝形成优质储层,岩溶洼地主要发育灰质泥岩或泥质灰岩,储层物性较差;上油组储层厚度大、裂缝发育,主要为裂缝性储层,下油组主要发育溶蚀性储层.在此认识基础上总结地质模式,动静结合建立双孔介质储层地质模型.该项成果在本油田实际开发中得到较好应用,对类似裂缝性油藏的精细高效开发具有一定指导意义.

摘要： 目前,裂缝性油藏数值模拟多采用双重介质模型,该模型对裂缝的分布采用了理想化假设,导致应用于实际油藏时精度无法保证;同时,传统的离散裂缝网络往往只用于双重介质模型参数的计算,而无法直接应用于油藏模拟计算,导致高精度的裂缝模型与数值模拟模型之间的脱节.基于蚂蚁体、成像测井等多尺度裂缝研究成果,建立离散裂缝模型,并应用非结构网格对离散裂缝进行精细描述,实现了对裂缝系统从几何形态到渗流行为的逼真细致的描述.A油田的应用结果表明,基于非结构网格的离散裂缝模型在单机单CPU上运算耗时仅11小时,是Intersect模拟器在16节点机群上运算耗时的1/2,而且计算的未拟合的单井主要指标与历史观测值符合率达到74.5％,远高于双重介质模型27.5％的符合率.

摘要： 兴隆台潜山油藏构造上位于渤海湾盆地辽河坳陷西部凹陷,是典型的底水块状变质岩裂缝型潜山油藏,油藏非均质性强,含油幅度大.2007年采用水平井为主的立体井网投入开发,至2011年产油量达到百万吨的峰值,随后由于底水脊进、压力下降,原油产量以20％以上的年递减速度快速下降.在注水补能未取得预期效果的情况下,2014年为探索有效的增能保压开采方式,在兴古7块开展了注氮气先导试验.针对2300m的含油幅度,在潜山底部、中部和上部均设计注气井点,采用气密封注气管柱,撬装电驱膜分离法制氮工艺.2014年3月转注第一口井,启动压力23MPa,进行五台阶的吸气指示曲线测取.已转注8口井,有9口油井见到油套压上升、产量上升的受效迹象,全部集中在注气井上方,同时也有气窜现象发生,进行了及时的调整控制.初步认识到,裂缝性油藏具有较好的吸气能力,注气驱油机理主要是受气油(液)密度差的影响,靠重力分异作用,气体上浮驱替微小裂缝中的剩余油.注气受效在受井距影响的同时,主要受注采井间裂缝连通程度控制.

摘要： 变质岩潜山油藏属于典型的裂缝性油藏,储层岩性复杂,裂缝发育程度不同且分布不均,开发难度极大.通过分析典型变质岩古潜山裂缝油藏内部构造及储层特征对裂缝油藏中油水流动的影响,得出了潜山类型油藏的渗流规律.对于不同的裂缝发育产层,建立了不同分形维数的分形模型,采用鱼骨井开采方式模拟不同裂缝性油藏裂缝特征、开发方法、开发效果等,总结出不规则裂缝发育对油井产能的影响,油井产量随裂缝渗透率变化的规律以及复杂结构鱼骨井对油井产量的影响.

摘要： 在裂缝性油藏中,裂缝随着地层压力的降低发生闭合,导致地层渗透率急剧下降,从而影响油井的产能.为了解释裂缝性油藏产能曲线特征,综合考虑地层裂缝闭合、应力敏感和井底脱气的影响,建立了新型的裂缝孔隙型油藏的产能模型,可用于裂缝性油藏的稳态试井分析.模型假设井底压力达到裂缝闭合压力后,生产井附近裂缝闭合形成基质区,闭合半径随着生产压差和闭合压力的增大而增大;当井底流压达到裂缝闭合压力时,产能增加幅度降低,产能曲线甚至出现拐点;利用所建立的产能模型对某裂缝性碳酸盐岩油田三口井实际试井资料进行拟合,拟合结果较好;该模型较好地解释了裂缝性碳酸盐岩油藏产能曲线出现拐点的原因,并且可以确定油井的合理生产压差.

摘要： 针对目前存在大裂缝的裂缝性油藏等效渗透率张量计算存在的问题,基于超样本技术,给出了一种新的计算方法.裂缝性油藏划分完粗网格后,对粗网格及其周围网格组成的大网格建立离散裂缝模型,采用定压封闭边界条件,利用有限单元法,进行单相流流动模拟.在流动模拟结果的基础上求取目标粗网格上的速度和压力梯度的体积平均值,再利用流量等效原理得到粗网格的等效渗透率.计算结果表明,该方法可以得到非常准确的等效渗透率张量.

摘要： 火烧山油田H3油藏为裂缝性低渗透砂岩油藏,裂缝发育、储层非均质性极强,是制约油藏开发的主要因素,而不稳定注水是减小储层非均质性不利影响的开发措施.针对油藏地质特征和开采现状,有效利用油藏数值模拟技术,优化不稳定注水参数及方案.并经现场试验,取得了较好的效果.在中、高含水期，根据不同的地质特征、生产情况采取不稳定注水方式，是提高裂缝性油藏开发效果的有效途径。H3油藏不稳定注水最佳参数组合是:不对称周期，注0.5个月，停1.5个月，注水量波动幅度采用0.92.合理采用不稳定注水采油，可以有效地控制裂缝性油藏含水上升，挖潜滞留区内的剩余油，提高油层动用程度，改善油田开发效果。

摘要： 通过运用岩芯观察、薄片鉴定、物性测试、滚动评价井位部署等技术,对边、曹台潜山储层特征、油气成藏条件及开发潜力进行了研究.结果表明,该区储层岩性主要为混合花岗岩;储集空间主要是裂缝,其发育程度与构造运动、古风化作用、溶蚀作用等有关;油气的聚集与岩性和裂缝的发育程度有关,油藏类型为块状裂缝性油藏.通过精细评价2012年共部署10口滚动评价井,同年完钻8口,油气显示率为100％,应用水平分支井、鱼骨井技术进行开采,其中3口井获工业油流,表明该区具有进一步开发的潜力.

摘要： 以新肇油田为例,以岩心观察为基础,应用测井解释、地震预测及动态分析等相结合的多学科裂缝预测技术,研究裂缝分布范围,落实裂缝发育程度.在此基础上,以井上解释裂缝强度为基础,在相关裂缝分布控制因素的约束下生成裂缝强度模型.以裂缝强度模型为重要约束条件,采用离散裂缝网络模型——DFN模型方法,通过三维空间中的裂缝片组成的裂缝网络集团来构建整体的裂缝模型.多条件约束裂缝预测成果在三维地质模型中得到准确表征,储层裂缝模型更符合地质实际。

摘要： 腰英台油田属于低孔特低渗储层,天然裂缝发育,压裂施工难度大.压裂成功率仅为70％～80％;单井平均砂比14.2％;平均单井加砂17.2m3;压后有效期短.本文通过岩石力学及地应力特征研究,结合前期压裂施工特征分析,找出了腰英台油田压裂成功率低、有效期短的原因,并针对性地提出了高砂比粉陶段塞压裂工艺技术,解决该类储层由于天然裂缝引起的高滤失导致提前脱砂的问题,现场应用取得了良好的效果,也为该类双重介质储层的压裂改造提供了借鉴.

摘要： 潜山油藏开发目前已跨越了天然能量的膨胀期、进入到地层能量递减期,在油藏开发过程中问题不断暴露,油藏开发条件逐渐变差,稳产并提高单井产量工作势在必行.为此,2014年以来,针对潜山油藏天然能量不足、底水锥进、压力下降、产量递减加剧、油田稳产基础薄弱的现状,开展了提高单井产量的技术研究,剖析单井产量下降原因,从油藏潜力和技术角度,开展了潜山压裂、注气、气举、举升等一系列措施,创新研究了缝高控制、暂堵降滤、油层保护、压裂工艺优化技术，摸索出一套适合潜山压裂改造的新方法。分簇射孔使变质岩潜山储层的压裂改造措施更有针对性，提高了措施有效率。国产化水力喷射压裂工艺在潜山直井的首次应用成功，简化了工艺程序，节省了施工时间，节约了压裂费用。氮气驱先导试验证实，利用氮气压缩系数大、弹性能量大、黏度低的特点，可有效补充地层能量，驱替剩余油，改善厚度低渗透油藏开发效果。

摘要： 本发明提供了一种裂缝性低渗透油藏多段塞油井选择性堵水方法，该方法为：向裂缝性低渗透油藏的油井中依次注入保护段塞、第二级段塞、选择性封堵段塞和封口保护段塞进行选择性堵水。本发明采用多段塞油井选择性堵水方法，先注入保护段塞，先通过表面活性剂溶液对炮眼、近井地层进行清洁再用聚合物溶液起到预吸附滞留作用，对第二级段塞的注入起到保护作用，或者直接注入聚合物溶液作为保护段塞；然后注入第二级段塞，封堵地层中的裂缝、大孔道和高渗层，迫使来水改向；然后注入选择性封堵段塞，对通道进行油水选择性封堵，真正实现对裂缝性低渗透油藏油井有效堵水，延长措施有效期。

摘要： 本发明提供了一种裂缝性低渗透油藏多段塞油井选择性堵水方法，该方法为：向裂缝性低渗透油藏的油井中依次注入保护段塞、第二级段塞、选择性封堵段塞和封口保护段塞进行选择性堵水。本发明采用多段塞油井选择性堵水方法，先注入保护段塞，先通过表面活性剂溶液对炮眼、近井地层进行清洁再用聚合物溶液起到预吸附滞留作用，对第二级段塞的注入起到保护作用，或者直接注入聚合物溶液作为保护段塞；然后注入第二级段塞，封堵地层中的裂缝、大孔道和高渗层，迫使来水改向；然后注入选择性封堵段塞，对通道进行油水选择性封堵，真正实现对裂缝性低渗透油藏油井有效堵水，延长措施有效期。

摘要： 本发明提供了一种裂缝性致密油藏物理模型及其应用。本发明提供的裂缝性致密油藏物理模型包括基质岩心以及包围在所述基质岩心外表面的模拟裂缝。本发明提供的裂缝性致密油藏物理模型的这种结构可以模拟压裂缝包围基质岩块，能够最完整、真实的模拟包含压裂裂缝性致密油藏的真实储层特征，采用这种模型能够开展裂缝和基质存在条件下原油的流动实验，获得压裂裂缝和基质内原油的流动特征。

摘要： 本发明涉及一种高温高盐裂缝型油藏用选择性有机颗粒调堵剂及其制备方法，该有机调堵剂体系以油溶性树脂为主剂，添加膨胀剂、密度调节剂、分散剂等助剂经混炼、挤出和剪切制得。主剂80％～90％，选自高软化点油溶性树脂；膨胀剂5％～10％，是遇热或水能够有效膨胀的材料；密度调节剂3％～6％，是调整选择性复合有机颗粒调堵剂密度的材料；分散剂2～4％，可以保证调堵剂颗粒在水中有效分散，减少体系沉降和聚集。本发明的调堵剂粒径参数可在微米到毫米间优化，密度可调节，形成的颗粒调堵剂耐温耐盐性好，具有良好的油水选择性，水相封堵率达到83％以上，油相封堵率15％左右，能够对储层进行流道调整，在裂缝型油藏流道调整、堵水增油方向前景可期。

摘要： 本发明涉及油气田开发工程调剖堵水领域，尤其涉及一种裂缝性油藏胶结性调剖剂及其应用和使用方法。本发明的裂缝性油藏胶结性调剖剂，包括独立分装的聚合物水溶液、交联剂水溶液和胶结剂乳液；所述胶结剂乳液由包覆胶结剂的微球乳液和包覆破胶剂的微球乳液混合得到。该胶结性调剖剂具有注入阻力小、封堵效率高、兼具“粘”与“黏”特点、成本低等特点，可适用于裂缝性低渗透油藏调剖堵水。

摘要： 本申请公开了一种裂缝性油藏的大尺度裂缝的封堵方法，属于油田开采领域。包括凝胶颗粒水溶液制备；将多种凝胶颗粒水溶液注入至模拟的大尺度裂缝中，选出凝胶颗粒的适配粒径；将满足适配粒径的凝胶颗粒配成不同浓度的凝胶颗粒水溶液，分别采用不同注入速度并始终保持质量流量为固定值注入至模拟的大尺度裂缝，选出适配浓度和适配注入速度；将满足适配粒径和适配浓度的凝胶颗粒水溶液通过适配注入速度注入实际大尺度裂缝，得到凝胶颗粒介质通道；计算凝胶颗粒介质通道的渗透率；选择与凝胶颗粒介质通道匹配的适配聚合物本体凝胶体系；向凝胶颗粒介质通道中注入适配聚合物本体凝胶体系。本申请的方法可以确保整条大尺度裂缝通道被均匀致密地封堵。

摘要： 本申请提供了一种裂缝性油藏多尺度裂缝模拟方法及计算机可读存储介质，方法包括：获取基质的角点网格模型数据、基质属性模型数据、裂缝网络模型数据和裂缝属性模型数据；将裂缝网络模型分级划分为主级裂缝和次级裂缝；基于角点网格模型和主级裂缝构建非结构化基础网格；利用基质属性模型和裂缝属性模型对非结构化基础网格进行属性映射；对映射后的非结构化基础网格的基质属性进行修正；以及计算属性修正后的非结构化基础网格的传导率，获得非结构化混合网格模型。利用模拟方法，能够对主级裂缝极性离散化处理，有利于精确捕捉这些裂缝的流动特性，提高数值模拟的精度，对中小尺度裂缝采用等效和粗化方法，极大程度提高数值模拟的效率。

摘要： 本发明涉及油气田开发工程调剖堵水领域，尤其涉及一种裂缝性油藏胶结性调剖剂及其应用和使用方法。本发明的裂缝性油藏胶结性调剖剂，包括独立分装的聚合物水溶液、交联剂水溶液和胶结剂乳液；所述胶结剂乳液由包覆胶结剂的微球乳液和包覆破胶剂的微球乳液混合得到。该胶结性调剖剂具有注入阻力小、封堵效率高、兼具“粘”与“黏”特点、成本低等特点，可适用于裂缝性低渗透油藏调剖堵水。

摘要： 本发明涉及一种裂缝性油藏CO2驱油流动模拟方法，特别涉及一种利用神经网络技术的裂缝性油藏CO2驱流动模拟方法。其包括如下步骤：对目标油藏进行勘测，收集油藏地质参数及裂缝几何参数，建立裂缝性油藏几何模型；建立基于神经网络的闪蒸计算模型；建立嵌入式离散裂缝模型描述裂缝；建立组分模型描述CO2驱油过程；将基于神经网络模型的闪蒸计算模型与组分模型结合，并考虑嵌入式离散裂缝模型，建立裂缝性油藏CO2驱油流动模型并进行数值求解。本发明方法可以利用神经网络的优势，快速稳定的进行闪蒸计算，并提高计算的收敛速度，同时精确描述裂缝对CO2驱油的影响。

摘要： 本发明涉及一种裂缝性油藏地质体CO2埋存评估方法及装置，所述评估方法包括：获取目标油藏地质体中取得的岩心；通过地层水岩心驱替实验得到岩心的基质渗透率Km；获得带裂缝岩心，计算出裂缝的导流能力K，在具有不同导流能力裂缝的岩心，计算二氧化碳埋存率，得到二氧化碳埋存率与裂缝参数之间的定量关系。所述装置包括注入系统、地层模拟系统、数据采集与传输系统、数据监测与计量系统，可以进行多种驱替流体采油模拟实验，得到R0‑Q(原油采出程度‑注入二氧化碳体积)关系曲线，由该曲线不仅可以得到原油的采收率，还可以得到驱替流体的突破时间，从而快速准确地对不同驱替流体驱替效果进行比较，为裂缝性油藏驱替方式的优选提供指导性建议。