砂岩双渗油藏段塞流或DST流动期的压力特征分析

本文依据段塞流的特点,提出了双渗透地层存在稳态窜流的段塞流测试或DST测试流动期的数学模型,并分别用Laplace变换和有限差分方法求其半解析解和数值解;绘制出了反映压力特征的典型曲线。利用该曲线可以分析段塞流或DST流动期的数据,得出双渗地层的特性参数。     

低速非达西渗流复合油藏DST段塞流试井分析

在分析实际低速非达西复合油藏DST测试非自喷井渗流规律的基础上,导出了其有效井径数学模型,并利用Laplace变换及特殊物理方程理论,导出了该模型的拉氏空间解析解;利用简便的Stehfest数值算法进行数值反演,得出了实空间解,绘制了无因次样板曲线。可有效运用于现场DST段塞流试井分析。     

中高渗砂岩油藏驱油效率的影响因素研究

驱油效率是评价注水开发效果的主要指标之一。岩石润湿性、孔隙结构、储层物性、油水黏度比等是影响驱油效率的主要因素。以胜利油区大量的实验数据为基础进行了统计分析,并采用实验方法,分析了各因素对驱油效率的影响,认为储层物性和油水黏度比综合决定极限驱油效率;相同注入倍数下中性岩石的驱油效率最高,亲水岩石次之,亲油岩石最低;孔隙特征结构系数与驱油效率的相关性较好,并建立了驱油效率与储层物性、孔隙特征结构系数的关系式。研究成果对油田开发效果评价和潜力预测具有重要的指导意义。     

青阳岔油田长2段砂岩油藏储层特征研究

以岩芯分析为基础,利用铸体薄片、扫描电镜、压汞、测井、录井等资料,在区域地层精细对比的基础上,对青阳岔油田长2段砂岩油藏储层岩性进行分类研究,对孔隙结构、填隙物特征、物性特征、电性特征、非均质性进行研究,针对储层上水下油的特点给出岩石学和地球物理学的初步解释,为油井射孔选段和压裂提供技术决策依据。     

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。     

裂缝性致密砂岩油藏渗吸驱油效果影响因素

裂缝性致密砂岩储层物性较差,非均质性强,且发育微裂缝,注水开发效果较差,渗吸驱油作为致密油储层水驱采油的一种主要机理受到越来越多的关注。室内以鄂尔多斯盆地某油田裂缝性致密砂岩储层天然岩心为研究对象,通过自发渗吸实验,评价了原油黏度、注入水矿化度、温度、渗透率、润湿性以及表面活性剂对渗吸驱油效果的影响。结果表明,原油黏度越低,注入水矿化度越低,温度越高,渗透率越大时,渗吸驱油采收率越高;其中润湿性对渗吸采收率的影响最为显著,岩石越亲水,渗吸驱油效果越好;阴离子型表面活性剂ZYL-1能够通过改变岩石表面润湿性和降低油水界面张力来提高渗吸驱油采收率;加入0. 3%ZYL-1后的周期注水最终采收率可以达到45. 6%,远远高于单独水驱时的28. 9%。矿场试验结果表明,注入表面活性剂ZYL-1关井渗吸驱油后,取得了显著的增产效果,说明间歇式周期注水和表面活性剂渗吸驱油相结合的方式能够提高裂缝性致密砂岩油藏的采收率。     

裂缝性油藏注水井动态渗吸数学模型及特征分析

为分析渗吸作用对注水井驱油效果的影响,将裂缝性油藏分别用双孔单渗模型和双孔双渗模型进行描述,结合渗吸经验公式与一维B-L水驱油理论,建立了2种裂缝性油藏注水井动态渗吸数学模型,并采用Laplace变换与反演方法进行解析求解。分析了2种裂缝性油藏模型的动态渗吸特征。结果表明:当不考虑渗吸作用时,注入水沿裂缝突进较快,驱油效果较差。渗吸作用可以有效控制注入水在裂缝中的突进。随渗吸强度系数的增加,油水两相区的扩大速度变慢,含水上升速度变缓,裂缝中的水能够充分进入基质,驱替出更多的原油。裂缝系统中的原油主要靠水的驱动作用采出,而基质中的原油主要靠渗吸作用驱出,渗吸作用是裂缝性亲水油藏水驱油的主要动力。     

第1章 致密砂岩油藏考虑非线性弯曲段的数值模拟研究

致密砂岩油藏非线性渗流特征显著。但是目前的非线性渗流数学模型和数值模拟方法没有反映非线性弯曲段对油田生产的影响,导致产能预测精度差。因此,本文基于非线性弯曲段的表征方法以及考虑非线性渗流特征的相对渗透率计算方法,建立了三维三相非线性渗流数学模型,并研制了相应的数值模拟模块。通过研究发现,渗透率损失主要集中在距离井较远的油藏中部;非线性模型和拟启动压力梯度模型的初期产能相等,均小于常规模型。对于渗透率相同的大庆和长庆致密砂岩油藏,由于大庆致密砂岩油藏的喉道分布范围更窄,导致开发过程中大庆油田的渗透率损失更大,因此开发效果更差。     

低渗透砂岩油藏单砂体内部相对高渗透段定量识别

通过吉林英东油田岩心数据分析,对低渗透储层单砂体内部高渗透段开展定量研究,建立渗透率级差法和累积渗透率贡献值法来定量求取低渗透储层单砂体内部高渗透段下限值,采用贝叶斯判别分析法建立不同渗透层段的判别函数,进行非取心井高渗透段的定量识别。结果表明:强水动力条件是其沉积成因,后期次生溶蚀孔是微观成因;河口坝微相的高渗透段主要分布在中部,长条状分布,长宽比4∶1,席状砂微相的高渗透段主要发育在单砂体内的中下部,连通性好,分布面积大,长宽比3∶2,水下分流河道的高渗透段分布在下部,顺着河道中心呈豆荚状零散分布,分布面积较小;可以采用泡沫气驱方式封堵高渗透段,扩大波及体积,提高高渗透段的剩余油采收率。     

疏松砂岩油藏注水开发声波速度的影响因素

由于疏松砂岩声波纵、横波速度的影响因素较多,因此有必要对各影响因素进行定量研究。在模拟地层条件下直接对岩心进行饱和、驱替试验,建立不同的油、水饱和度,并在驱替过程中进行了纵、横波速度的连续测试。结果表明：水驱至含水饱和度极限时,岩心纵波速度平均增加7．4％左右,横波速度基本不变;在水驱过程中,由于岩石骨架发生变化,岩石变得疏松,致使岩心纵波速度降低3．1％左右,因此水驱至含水饱和度极限时,最终的岩心纵波速度只增加4．3％左朽;埘于注水效果好的稀油油藏,温度及压力对声波速度的影响较弱,但是对于地层能量补充不充分的区块及稠油油藏,温度及压力埘声波速度的影响不能忽略。     

地应力和油藏压力对弱胶结砂岩油藏出砂的影响

借助岩石力学的基本理论,结合弱胶结油藏的岩石学特征,系统地分析了原地应力、生产压差等因素对弱胶结砂岩油藏出砂的影响,并对防砂技术和措施进行了讨论。结果表明:在弱胶结砂岩地层,地应力的非均匀性将导致某些方位地层先于其它方位地层剪切屈服、出砂,因此,对这些方位进行选择性避射将有助于防砂和延长油井开采寿命;当井筒内压力保持不变时,随着油藏压力衰竭,射孔孔眼发生剪切屈服、出砂的可能性增大;当地层压力恒定时,随着开采压差的增大,射孔孔眼发生剪切屈服、出砂的可能性随之增大。     

求解双重孔隙介质油藏压力的一种新方法

求解双重孔隙介质油藏不稳定渗流压力要比单浊介质油藏不稳定渗流压力复杂得多, 地于复杂边界是条件的双重浊介质油藏模型,很难求得其压力解。提出了将单隙介质不稳定渗流压力解转换为双重孔隙介质渗流不稳定压力解的方法,其步骤是：①单浊介质油 稳定渗流的拉氏空间压力解＾－ＰＤ（ｚ）乘以拉氏变量ｚ;②用ｚｆ（ｚ）代替＾－ｐＤ（ｚ）中的ｚ,得到一个表达式;③该表达式除以ｚ即得到双重浊介质油藏稳定渗流的拉氏空间压力     

裂缝性砂岩油藏的水驱动态规律

从裂缝性砂岩油藏与常规油藏相渗曲线的差异入手,推导出了裂缝性油藏的水驱特征曲线的解析表达式,并绘制了理论曲线形状,从而发现了裂缝性砂岩油藏特有的水驱动态规律.与常规砂岩油藏具有明显不同,裂缝性砂岩油藏的水驱曲线在高含水期不再保持为一条直线而是出现“尾端上翘”现象.这一结论在现场实际和油藏数值模拟中得到了验证.对这类水驱曲线在裂缝性油藏动态预测中的有关问题进行了讨论.     

水驱砂岩油藏孔喉结构变化的三维网络模拟

以长期水驱实验为基础,建立了等效水驱砂岩储层孔喉结构变化的三维网络模拟模型,结合三维微粒运移机制和有限差分求解方法,得到了长期水驱砂岩油藏孔喉结构变化规律：（1） 冲刷后喉道半径呈增加趋势,喉道半径变化范围变大,极小喉道半径呈微弱减小趋势;（2） 孔隙网络模型中冲刷半径扩大的孔道分布形式与原始孔隙网络结构密切相关,并非所有的大孔道都串联起来贯穿岩芯孔隙网络的两个端面,但入口端和出口端部分大孔道相互连通,形成端面上的大孔道网络群。网络模拟注水结果结合采油井测试,可为注水剖面的调整提供更加可靠的依据。     

注水开发过程中疏松砂岩储层大孔道形成的模拟方法

以油层物理理论、渗流力学原理和油气藏工程方法等基础理论为指导,提出了低速层流条件下储层中描述大孔道的数学模型,推导出了注水开发过程中五点法注采井网下不同位置大孔道变化规律的关系式。并举例说明了在实际中如何应用这个数学模型进行模拟。模拟结果表明,该模拟模型能很好地模拟大孔道的变化规律。这为这一领域的深入研究提供了理论基础。     

胜坨油田二区三角洲砂岩油藏剩余油形成的影响因素分析

胜坨油田二区三角洲砂岩油藏剩余油形成的影响因素是多方面的。研究表明，宏观影响因素主要有7种，其中有4种因素影响较大。侧缘微相带由于注水状况差，易于形成剩余油；小鼻状微型构造高部位剩余油相对富集，且向上驱油对油井生产有利；靠近断层的地带封闭性好，剩余油相对富集；注水井网不完善易于形成相对富集的平面剩余油潜力区。微观影响因素主要来自孔隙结构的非均质性、原油性质和注水压差，剩余油主要是在多孔隙网络体系条件下形成，其形态多以油珠、油丝、小油块和孤岛状分布。剩余油形成过程中，宏观因素对微观因素有4个方面的控制作用，它们决定油层孔喉结构及润湿性，提供水驱油动力，控制水驱油过程，影响水驱油的速度。此研究结果有助于研究区的剩余油挖潜。     

吉林油田花敖泡地区青山口组青一段油藏特征分析

为搞清吉林油田花敖泡地区青一段储量分布情况,为勘探部署工作提供更好的理念依据。通过对花敖泡地区沉积特征、砂岩分布特征、成藏条件、油水分布规律及油气成藏规律的分析,确定了该区砂体及油水分布情况、油藏类型。花敖泡地区在青一段沉积时期主要受西南部沉积体系控制,砂体主要分布在Ⅱ—Ⅳ砂组。油层主要分布于Ⅲ、Ⅳ砂组。本区存在两种油藏,即岩性油藏和断层-岩性油藏。     

砂岩油藏海水基酸液二次伤害的影响因素分析

使用X射线衍射技术分析海水基酸液中的伤害类型,利用浊度法研究酸液类型、pH值、海水稀释倍数以及电解质对二次伤害的影响。结果表明:海水基酸液配制及反应中的二次伤害以MgF_2、CaF_2为主;相比土酸体系,多氢酸具有更好的抑制二次伤害的性能;增大酸液中HCl的用量、对海水进行稀释以及使用合适的电解质都可以抑制沉淀的生成。在酸效应、络合效应和一种特殊的反常同离子效应的基础上,研制出能够有效抑制酸液配制及反应中二次伤害的海水基酸液体系。     

英东萨尔图低渗透砂岩油藏单砂体内部相对高渗透段定量识别

通过对岩心分析化验数据分析整理,总结出渗透率极差法、累计渗透率贡献值法、驱动压力梯度法定量求取低渗透储层单砂体内部高渗透段的下限值,3种方法相互验证.强水动力条件是低渗透砂岩油藏单砂体内部高渗透段的沉积成因,后期次生溶蚀孔是其微观成因.高渗透段相渗曲线具有驼背型特点,初期稳定高产,后期水窜.采用贝叶斯判别分析法建立了不同渗透层段的判别函数,进行了非取心井的高渗透段的定量识别,在此基础上,详细描述了高渗透段的空间分布规律,席状砂微相的高渗透段主要发育在单砂体内的中下部,连通性好,分布面积大,长宽比为3∶2;河口坝微相的高渗透段主要分布在中部,长条状分布,长宽比4∶1.结合高渗透段的生产特征,提出封堵高渗透段,扩大波及面积,采用泡沫气驱方式提高采收率.     

双渗分形油藏动态数学模型的精确解

将非线性分形理论应用于描述油藏非均质渗流中,通过分析和考虑油藏的实际渗流情况,引入分形维数Df和分形指数θ来描述油藏的分形特征和油藏非均质性,在此基础上,建立了双渗分形油藏的渗流数学模型,通过正交变换方法得到模型的精确解。