裂缝性油藏压裂井产能数值模拟模型研究与应用

研究的裂缝性油藏渗流介质包括人工压裂裂缝和天然微裂缝、大裂缝及基质，将大裂缝与基质的物质交换在微裂缝系统中加以描述，建立了含大裂缝的多重介质渗流数学模型，研制了裂缝性油藏压裂后生产动态模拟器，结合塔里木盆地塔河奥陶系裂缝性油藏参数，综合研究了天然裂缝、人工裂缝对压裂后产能的影响。研究表明：天然裂缝渗透率是影响压裂后产能的重要因素之一；人工裂缝的导流能力随生产时间递减对压裂后产量有重大影响。压裂可能导致天然裂缝污染，应采用低伤害压裂液体系。最大限度地减小对天然裂缝的伤害；增加人工裂缝长度可以改善流体沿裂缝向井底的流动性能，但随着压裂液滤失量的增大对天然裂缝的污染会加重、加深，应确定合理的压裂施工规模以获得合理的裂缝长度，避免导致裂缝长度增加而产量下降。裂缝系统连通差、渗透率较低的油藏，实施压裂也难以获得理想的增产效果；含有大裂缝的井压后产量明显高于不含大裂缝的井，但易形成水窜，可导致油井压裂后含水上升较快。图3表1参9     

裂缝渗透率依赖于压力的双重介质油藏压裂产能模拟

在双孔单渗油藏模型的基础上．考虑天然裂缝渗透率随压力的变化,建立了油水两相双重介质油藏压裂的渗流数学模型,根据隐式压力显式饱和度(IMPES)方法详细推导了数值模型;示例计算表明．该模型易于编程求解,对于研究裂缝性油藏单井压裂动态具有一定的实用意义。     

压裂水平缝油井产能数值模拟研究

为了预测低渗透油藏中的压裂水平缝油井产能，建立了一套完善的二维单相油藏线性渗流数学模型，同时采用有限差分法对数学模型求解，把数学偏微分方程离散化，然后对该方程求解，实现对压裂油井生产动态模拟，并编制相应的模拟程序，分析了低渗透油藏水力裂缝参数对油井产能的影响。结果表明，当裂缝半长一定时，裂缝的渗透率对油井的累计产能影响较大，在产油天数一定的情况下，裂缝长度的大小对累计产液量的影响不是很大，此结果对压裂增产方案优化设计及选择具有一定的指导作用。     

底水油藏压裂产能数值模拟研究

考虑毛管压力和重力作用．建立了三维油水两相渗流模型．给出了数值求解方法；利用研制的底水油藏压裂产能数值模拟软件．全面模拟分析了射孔厚度、压裂裂缝高度、裂缝长度、裂缝导流能力等对底水油藏压裂开采指标的影响。模拟结果表明，底水油藏进行射孔作业时应防止射开水层．采取控制裂缝高度的压裂工艺技术是确保底水油藏压裂有效的关键；在控制缝高的基础上，进行压裂施工规模的优化设计．以确定合理的裂缝长度和裂缝导流能力。     

天然裂缝性油藏数值模拟

石油工业中已广泛应用双重孔隙来描述天然裂缝性油藏。双孔隙方法假设裂缝性孔隙介质可以由被称作基岩和裂缝的两种连续介质来表示。最初的理想化模型假设裂缝是流动的主要通道，而基岩则作为流体的源和汇。从30多年前石油文献中引入这种理想化的模型至今，已提出了一些改进和修正。例如，当某种裂缝性油藏其基岩的连续性是一个重要因素时，引入双渗透率模型。最近，关于双孔隙模型的研究多着重于如何更精确地表示基岩—裂缝间的流体交换。特别是重力和毛管力的影响、基质岩块中毛管力连续与否以及再吸渗现象的表示方法都得到广泛重视。     

重复压裂裂缝转向时油藏数值模拟研究

裂缝转向的实现及选井、选层、优化设计等的数值模拟和机理是转向重复压裂需进一步研究解决的问题,为此,采用黑油模型,研究了在反九点注采井网中,不同储集层渗透率下,转向重复压裂的裂缝穿透率和导流能力等对采油动态的影响。研究表明,不论是渗透率高的地层还是渗透率低的地层,不利裂缝方位的边井最适合实施转向重复压裂且需要比常规重复压裂更大的缝长,而有利裂缝方位的边井和角井只需要与常规重复压裂相当的缝长;同时,转向重复压裂需要比常规重复压裂更高的裂缝导流能力。     

特低渗透油藏压裂井产能分析

根据特低参油藏渗流特征,应用非线性渗流连续模型,推导了考虑压裂稳态渗流的产能计算公式．对以该模型和其他渗流模型为基础得到的稳态渗流的计算结果进行了比较．不同模型计算结果差别显著,并且分析了非线性渗流段和裂缝半缝长对产能的影响。在研究低渗油藏渗流规律和指导开发低渗油藏的生产实践中,须考虑非线性渗流的影响。     

压裂水平缝油井产能数值模拟研究

为了预测低渗透油藏中的压裂水平缝油井产能,建立了一套完善的二维单相油藏线性渗流数学模型,同时采用有限差分法对数学模型求解,把数学偏微分方程离散化,然后对该方程求解,实现对压裂油井生产动态模拟,并编制相应的模拟程序,分析了低渗透油藏水力裂缝参数对油井产能的影响。结果表明,当裂缝半长一定时,裂缝的渗透率对油井的累计产能影响较大,在产油天数一定的情况下,裂缝长度的大小对累计产液量的影响不是很大,此结果对压裂增产方案优化设计及选择具有一定的指导作用。     

稠油油藏污染井产能模型及压裂增产模型研究

对稠油油藏压裂的研究主要集中在施工方法和技术上，产能预测仍然使用达西流模型。笔者基于稠油的非牛顿特性，考虑流体的启动压力梯度，推导出了稠油储层污染前后的垂直井产能预测模型，以及污染井压裂前后的产能模型。分析了非牛顿流体流变特性参数对产能模型的影响，启动压力梯度越大，非牛顿性越强，影响就越明显。计算表明，无论是稠油油藏还是普通油藏，压裂增产是很明显的，但经验公式增产更明显，这说明了对稠油油藏非牛顿因素的影响是存在的。稠油油藏污染井压裂增产模型为稠油油藏的污染井压裂提供了理论依据。     

裂缝油藏合理井距数值模拟研究

利用数值模拟方法，分别研究了裂缝方向对开发指标的敏感程度、裂缝长度与裂缝强度对开发指标的影响、裂缝方向与裂缝长度对开发指标的影响。结果表明．当裂缝强度较弱时．井距的选取可不考虑裂缝的影响；当裂缝强度较强时．对于注采井连线与裂缝线平行或相交角较小时，合理井距应是裂缝长度的2～2．5倍之间；对于注采井连线与裂缝线相交角较大时．井距的选取可不考虑裂缝的影响；合理的人工压裂造缝规模应控制在井距的一半以内。     

裂缝性致密碳酸盐岩储层酸压多场耦合数值模拟与应用

深层高温致密裂缝性碳酸盐岩储层中，酸液在天然裂缝中的动态滤失减弱了酸液对水力裂缝的刻蚀，影响了酸压改造效果。为了提高此类储层酸压设计的准确性及有效性，建立了耦合裂缝扩展与天然裂缝动态滤失的"流场-温度场-化学场"三场耦合前置液酸压模型。以磨溪气田龙王庙组X井为例，采用所建立的酸压模型，基于酸压施工压力数据拟合获取了储层天然裂缝特征参数，分析了天然裂缝动态滤失特征及其对酸压裂缝参数的影响；基于无因次产能指数综合评价了不同施工参数下的酸压改造效果。研究结果表明：①酸液在天然裂缝的动态滤失对缝内流动、温度均存在较大影响，天然裂缝滤失的精确计算是准确模拟预测酸压效果的关键；②裂缝性储层中的酸液滤失量并不随注酸时间的增加而降低，而是随着沟通天然裂缝数量的增加呈现出锯齿状的动态平衡；③在裂缝性致密碳酸盐岩储层中，最优注酸排量随注酸量的增加而提高，天然裂缝滤失是施工参数优化最重要的影响因素；④综合考虑施工条件及经济因素，X井的最优注酸参数中注酸量为500~600 m³、注酸排量为6 m³/min，优化后计算得到的无因次产能指数为拟合所得的2.5倍。     

裂缝性致密碳酸盐岩储层酸压多场耦合数值模拟与应用

深层高温致密裂缝性碳酸盐岩储层中，酸液在天然裂缝中的动态滤失减弱了酸液对水力裂缝的刻蚀，影响了酸压改造效果。为了提高此类储层酸压设计的准确性及有效性，建立了耦合裂缝扩展与天然裂缝动态滤失的"流场-温度场-化学场"三场耦合前置液酸压模型。以磨溪气田龙王庙组X井为例，采用所建立的酸压模型，基于酸压施工压力数据拟合获取了储层天然裂缝特征参数，分析了天然裂缝动态滤失特征及其对酸压裂缝参数的影响；基于无因次产能指数综合评价了不同施工参数下的酸压改造效果。研究结果表明：①酸液在天然裂缝的动态滤失对缝内流动、温度均存在较大影响，天然裂缝滤失的精确计算是准确模拟预测酸压效果的关键；②裂缝性储层中的酸液滤失量并不随注酸时间的增加而降低，而是随着沟通天然裂缝数量的增加呈现出锯齿状的动态平衡；③在裂缝性致密碳酸盐岩储层中，最优注酸排量随注酸量的增加而提高，天然裂缝滤失是施工参数优化最重要的影响因素；④综合考虑施工条件及经济因素，X井的最优注酸参数中注酸量为500~600 m³、注酸排量为6 m³/min，优化后计算得到的无因次产能指数为拟合所得的2.5倍。     

天然裂缝性油藏渗吸规律

为了研究渗吸作用对天然裂缝性油藏的影响,改善该类油藏的开发效果,以数值模拟为手段,通过建立概念地质模型,以静态和动态2种方式研究了毛细管压力、孔隙均匀程度、相渗曲线、基质和裂缝渗透率、原油黏度和基质含油饱和度对基质渗吸速度的影响,并在静态下对相关参数进行了公式拟合.静态下,渗吸速度与毛细管压力、基质渗透率、残余油饱和度、束缚水饱和度下的油相相对渗透率呈直线关系,与束缚水饱和度呈指数关系,与原油黏度呈幂指数关系;动态下,对于不同润湿性的油藏提出了不同的开发方式.     

天然裂缝性油藏的离散裂缝网络数值模拟方法

针对裂缝性油藏中大裂缝、微细裂缝和孔隙等多种储渗介质共存的现象,将大裂缝作为控制流体流动的一维实体,组成离散裂缝网络,进行显式表示,将孔隙和微细裂缝组成的系统作为基岩介质,建立了天然裂缝性油藏两维两相数值模拟模型。采用加权余量法,建立有限元方程并进行了求解。对油藏有无裂缝及大裂缝的方位、长度和分布对水驱油的影响进行了研究。结果表明：大裂缝的存在会严重改变水驱油藏中注入水前缘的前进方向和速度,大裂缝与注采井间连线夹角越小及长度越大,都会导致注入水窜进越严重,从而使得油井见水早,含水率高;多条大裂缝的存在会造成剩余油分布的极度非均质及剩余油富集区的形成。     

大情字井区裂缝性油藏的压裂优化设计

大情字井区是一个具有亿吨级储量规模的大型油田，地质情况比较复杂，裂缝比较发育，压裂施工成功率较低，加砂量小，起不到有效认识储层产能的作用。根据大情字井区裂缝性油藏的特点，阐述了裂缝性油藏的压裂设计思路、压裂优化设计和压裂施工的难度，提出裂缝性油藏和非裂缝性油藏压裂设计的不同之处。根据大情字井区体育场层的地质条件，采用降滤失措施和压裂优化设计，提高了裂缝性油藏的施工规模，有效地认识了储层的产能。给出了大情字井区裂缝性油藏压裂的实例。     

Borehole stability in naturally fractured reservoirs during production tests

Based on the plane of weakness theory, a model for predicting borehole stability in fractured reservoirs under different stress states was estiblisted and the equations for solving borehole stability were developed. The minimum downhole pressures required to maintain borehole stability under different natural fracture occurrences were calculated by using the data from a well in the Tazhong （central Tarim） area, Tarim Basin, west China. Several conclusions were drawn for naturally fractured reservoirs with a dip angle from less than 10° to greater than 30°. Application in three wells in the Tazhong area indicates that this model is practically useful.     

随机裂缝性储层压裂特征实验研究

模拟了裂缝性储层的天然裂缝系统,利用大尺寸真三轴实验系统,分析了天然裂缝影响下的水力裂缝形态、压力曲线特征和滤失机理.实验结果表明,在天然裂缝系统中,裂缝扩展模式分为主缝多分支缝和径向网状扩展两种形式.在同一个天然裂缝系统中,主缝多分支缝扩展模式在水平主应力压差高的条件下占优势,压力曲线波动频繁,基本符合一维滤失特征;径向网状扩展模式在水平主应力压差低的条件下占优势,压力曲线平缓,属于二维滤失.进行了小型压裂估算最小地应力模拟,定义了天然裂缝主导的误差系数,在模拟出的上述天然裂缝条件下,平均误差系数为0.2.     

Streamline simulation of counter-current imbibition in naturally fractured reservoirs

Describing fluid transport in naturally fractured reservoirs entails additional challenge because of the complicated physics arising from matrix–fracture interactions. In this paper, the streamline-based simulation is generalized to describe fluid transport in naturally fractured reservoirs through a dual-media approach. The fractures and matrix are treated as separate continua that are connected through a transfer function, as in conventional finite difference simulators for modeling fractured systems. The transfer functions that describe fluid exchange between the fracture and matrix system can be implemented easily within the framework of the current single-porosity streamline models. In particular, the streamline time of flight concept is utilized to develop a general dual-porosity, dual-permeability system of equations for water injection in naturally fractured reservoirs. The saturations equations are solved using an operator splitting approach that involves ‘convection’ along streamline followed ‘matrix–fracture’ exchange calculations on the grid. The proposed formulation reduces to the commonly used dual-porosity model when the flow in the matrix is considered negligible. For modeling matrix–fracture interactions, two different transfer functions are examined: an empirical transfer function (ETF) and a conventional transfer function (CTF). The ETF allows for analytical solution of the saturation equation for dual porosity systems and is used to validate numerical implementation. Results obtained using the CTF are compared with a commercial finite-difference simulator (ECLIPSE) for waterflooding in five-spot and nine-spot patterns. The streamline approach shows close agreement in terms of recovery histories and saturation profiles with a marked reduction in numerical dispersion and grid orientation effects. Finally, an examination of the scaling behavior of the computation time indicates that the streamline approach is likely to result in significant savings for large-scale field applications.     

海拉尔盆地裂缝性储集层压力曲线特征分析

自2001年贝10井首次在布达特裂缝性储层压裂改造后获得高产工业油流以来,大庆油田公司加大了对海拉尔盆地该类储层的勘探力度。如何在勘探的早期对裂缝性储集层进行评价,确定裂缝的发育程度和分布范围大小,对指导裂缝性储集层的勘探和确定开采方法具有重要意义。根据海拉尔盆地布达特裂缝性储集层压力、产量变化的不同特征,对该区的裂缝性储集层进行了分类,对裂缝性储集层的增产改造和后续的开发提出了几点建议。