裂缝性油气藏的采收率：从100个油气田中总结的经验教训

研究了世界各地的裂缝性油气藏，以确定固有储层和流体的性质(诸如：孔隙度、渗透率、粘度、流度比、含水饱和度、润湿性、裂缝分布和驱替机理与储层管理决策等)对最终采收率的     

裂缝性油藏水驱油机理与注水开发方法

本根据裂缝性油藏油水运动的基本规律以及两江地区裂缝性油藏的注水开发实践，对裂缝性油藏最佳注水方式的合理选择进行了论证，指出了五点或直线排状井网是开发这类油藏的最佳选择，并用油田实际开发资料进行了验证。     

裂缝性油藏采收率：来自100个油藏的经验与教训

尽管裂缝性油藏不常见，与常规的砂岩、碳酸盐岩油藏相比了解得也不多，但是对世界油气储量及生产来讲它却是一个重要的贡献者。在研究的100个裂缝性油藏油中有9x10^10bbl石油当量的综合可开采油气储量。裂缝性油藏常常被看作是寿命短、流动比率高、产量下降快、最终采收率低的油     

保护裂缝性碳酸盐岩油气藏的方法

伤害裂缝性炭酸盐岩油气藏的主要因素是固相颗粒堵塞、应力敏感和裂缝滞后损害。这时保护油气层的技术思路是：在储层条件下,当裂缝宽度小于１０ｌｍ时,采用常规泊屏蔽暂堵并减小锁损害;当裂缝宽度介于１０ｌｍ和１．０ｍｍ之间时,采用纤维状暂堵剂和颗粒状暂堵剂及油溶性暂堵剂复配的暂堵技术;当裂缝宽度大于１．０ｍｍ时,应使钻井液及其滤液与地层岩石和地层水配伍并解决应力敏感问题。     

裂缝性油藏分类和控制油气采收率的因素

研究了全世界的裂缝性油藏，以便确定固有的储集层性质和流体性质怎样影响油气最终采收率，这些影响因素包括孔隙度、渗透性、粘度、流度比、含水饱和度、润湿性、裂缝分布、驱动机理和油气藏管理策略。把裂缝性油藏分为四组，其中有两组是有特殊意义的：一组是储集层具有低基质孔隙度和低基质渗透率；另一组是储集层具有高基质孔隙度和低基质渗透率。以前的裂缝性油藏分类，并未区分这两种油藏类型。文中用实例评价了不同客观因素对油气采收率的影响程度，以及油气藏管理和开采策略所起的积极作用。     

影响裂缝性油藏采收率的因素分析和采收率预测

本利用美国ＳＳＩ公司的ＣＯＭＰⅣ模拟软件对１／４五点井网的裂性油藏水驱开发进行了模拟。     

安塞油田提高采收率方法研究

采收率是油田开发中的核心问题之一，它主要取决于驱油效率和波及体积的高低。在油层驱动方式一定的条件下，驱油效率不会发生变化，而波及体积在油田开发过程中，受油藏地质特征开采技术条件因素影响，往往达到应有的效果，成为影响采收率的主要因素，本文针对油田开发中存在的问题，分析影响采收率的基本因素，研究残油的形成信分布特征，提出提高安塞油田采收率的方法与途径。     

裂缝性碳酸盐岩油气藏保护方法

裂缝性碳酸盐岩油气藏的主要伤害因素是滤液侵入和固相颗粒堵塞、应力敏感和裂缝滞后损害。在储层条件下,当裂缝宽度小于10 μm时,采用常规的屏蔽暂堵技术并减小水锁损害;当裂缝宽度在10μm以上时,采用纤维状暂堵剂 颗粒状暂堵剂 油溶性暂堵剂复配的暂堵技术。如果发生地层漏失,除考虑采用欠平衡钻井技术外,还应该考虑:①钻井液及其滤液与地层岩石和地层水具有良好的配伍性;②解决裂缝性储层的应力敏感问题。在裂缝性碳酸盐岩油气藏的钻探及开发过程中,必须使有效应力在一定范围内变化,以免引起裂缝滞后损害。     

裂缝性泥岩油气藏勘探方法

针对寻找裂缝性泥岩油气藏的技术难题，系统总结了国内外裂缝性泥岩油气藏勘探方法，并归纳出裂缝性泥岩气藏勘探方面的一些具体经验，为今后裂缝性泥岩油气藏的勘探提供借鉴作用。     

裂缝性碳酸盐岩油藏相对渗透率曲线

裂缝油水相对渗透率曲线的研究对指导裂缝性油藏注水开发起至关重要的作用。笔者应用某碳酸盐岩油藏天然岩心进行油水相对渗透率实验,对基质岩心进行造缝,对比了造缝前后的岩心相对渗透率曲线形态的差别：造缝后油水相对渗透率曲线下降（上升）较快,残余油饱和度较大,且残余油饱和度下水相相对渗透率高,油水共渗区变窄,最终驱替效率变小;对同一块天然裂缝性岩心相对渗透率曲线的应力敏感特征进行了研究：随着围压增大,相对渗透率曲线的束缚水饱和度变大,残余油饱和度变化程度较小,等渗点下降,驱替效率变小。数值模拟计算结果显示,使用围压较大条件下的相对渗透率计算,含水率较低,在相同开发期限内阶段采出程度降低。     

草古1潜山裂缝性碳酸盐岩稠油油藏开采特征

方法：结合矿场实践,应用油藏工程方法,研究裂缝性古潜山碳酸盐岩特,超稠油油藏开采特征及开采效果。目的：搞清此类油藏的开采规律,使其得到合理,有效的开发,结果：高角度裂缝发育的古潜山碳酸盐岩特,超稠油油藏,由于裂缝发育的随机性,直井开采效果差异较大,而水平井能钻遇更多的裂缝,故水平井方式开发较有利;由于此类油藏渗透性较好,依据平面原油性质的变化,采取井筒降粘和蒸汽吞吐引效相结合的配套开采模式,并应用改进的井筒降粘采油工艺及优化的注采参数等一系列配套措施,对改善开采效果均是有效的。结论：通过开采特征研究,所确定的布井方式,开采方式及采取的一系列参数技术界限,保证了此类特种油藏的经济,有效开发。     

A multiple-continuum model for simulating single-phase and multiphase flow in naturally fractured vuggy reservoirs

The existence of vugs or cavities in naturally fractured reservoirs has long been observed. Even though these vugs are known for their large attribution to reserves of oil, natural gas, or groundwater, few quantitative investigations of fractured vuggy reservoirs have been conducted. In this paper, a multiple-continuum conceptual model is presented, based on geological data and observations of core samples from carbonate formations in China, to investigate single-phase and multiphase flow behavior in such vuggy fractured reservoirs. The conceptual model has been implemented into a three-dimensional, three-phase reservoir simulator with a generalized multiple-continuum modeling approach. The conceptual model considers fractured vuggy rock as a triple- or multiple-continuum medium, consisting of (1) highly permeable and well-connected fractures, (2) low-permeability rock matrix, and (3) various-sized vugs. The matrix system may contain a large number of small or isolated cavities, whereas vugs are larger cavities, indirectly connected to fractures through small fractures, microfractures or matrix. Similar to the conventional double-porosity model, the fracture continuum is primarily responsible for the occurrence of global flow, while vuggy and matrix continua, providing storage space, are locally connected to each other and interacting with globally connecting fractures. In addition, flow in fractured vuggy reservoirs may be further complicated by occurrence of non-Darcy's and other nonlinear flow behavior, because of large pore space and high-permeability flow channels. To account for such complicated flow regime, our model formulation includes non-Darcy flow using the multiphase extension of the Forchheimer equation as well as flow according to parallel-wall fracture and tube models, based on solutions of flow through a parallel-wall, uniform fracture and Hagen-Poiseuille tube flow.     

裂缝性油藏岩心渗吸实验及其应用

以裂缝性油藏为研究对象,开展了岩心静态渗吸实验,得到了不同物性岩心的渗吸采收率曲线。通过数学推导,建立了圆柱形岩心静态渗吸数学模型,并应用C++语言编程计算,得到了岩心的渗吸采收率数值曲线。通过调整数学模型中的相渗曲线和毛管力曲线参数,进行渗吸采收率数值曲线与物理模拟实验曲线的拟合,应用最小二乘法对拟合结果进行优选。根据拟合最优的渗吸采收率数值曲线,进行岩心相渗曲线和毛管力曲线的确定。     

注水吞吐开发低渗透裂缝油藏探讨

室内油层岩心驱替实验研究结果表明，注水吞吐采油技术可发挥油层毛管力吸水排油作用，实现水驱，能有效地补充地层能量，恢复地层压力。通过多周期的注水吞吐开发，逐渐扩大水驱波厦半径，提高驱替效率。油层润湿性和渗透率是影响注水吞吐开发效果的主要因素。该技术简单易行，在头台油田实施后，效果十分显著，对同类油藏的开发真有指导意义。     

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。     

裂缝性低渗透油藏各向异性的尺度效应

在对低渗透储集层中发育的裂缝进行分组的基础上，以分形几何为工具描述单组裂缝分布，建立裂缝长度的幂律关系式。根据裂缝渗透率的定义，推导得到相互正交方向上的裂缝渗透率与考察尺度的关系表达式，再加上基质渗透率的影响，获得了储集层综合渗透率各向异性强度随考察尺度变化的关系式。研究表明，裂缝性低渗透储集层中各向异性强度随考察尺度的不同而变化，同时说明，通常所认为的各向异性强度为常值这一观点仅是这一表达式的某种特例。以发育2组裂缝的储集层为例，详细讨论了各向异性强度随考察尺度变化的主要影响因素，结果表明，分形维数、夹角及长度初值比对各向异性强度的变化影响显著，基质裂缝渗透率比和基质各向异性强度对其的影响仅表现在某一尺度范围内。图5表1参21     

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.     

东濮凹陷裂缝性砂岩油气藏主控因素及成藏模式

渤海湾盆地临清坳陷东濮凹陷中央隆起带北部发现三叠系裂缝性砂岩油气藏,油气主要富集在岩石节理、裂缝、缝洞中,基质不含油。通过对油气族组成、稳定碳同位素组成及生物标志化合物进行油气地球化学研究,认为东濮凹陷三叠系砂岩裂缝性油藏原油来源于古近系,油藏类型为新生古储式;天然气来源于石炭-二叠系,气藏类型为古生新储式。在油气地球化学研究的基础上,分析东濮凹陷三叠系砂岩裂缝性油藏成藏条件,认为供烃条件、储集空间、构造部位是油气成藏的主控因素。供烃条件决定油气藏规模、裂缝提供油气储集空间、构造控制油气成藏位置。根据东濮凹陷中央隆起带北部不同地区三叠系储集层构造特征、供烃条件、油气藏特征,总结出东濮凹陷北部三叠系砂岩裂缝性油气藏的3种成藏模式,即:双断双向供烃成藏、单断双向供烃成藏、单断单向供烃成藏。图10表1参15