裂缝性油藏渗流特征及驱替机理数值模拟研究_郑浩
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裂缝性潜山油藏地质建模与数值模拟一体化研究
裂缝性潜山油藏地质建模与数值模拟一体化研究聂玲玲;张占女;童凯军;房娜【摘要】为了准确模拟和预测裂缝性潜山油藏的油水运动规律,以渤海海域J油田为例,综合岩心、测井、地质、地震及生产测试等多方面资料,分步建立了双重介质储集层的三维地质模型并开展了数值模拟研究.首先建立起工区构造模型,并建立了基质单元属性模型,然后利用岩心成像测井裂缝描述成果,以地震叠前属性反演成果为约束条件,模拟建立了裂缝分布网络模型,最后将基质属性和裂缝分布网络模型有机结合并建立了双重介质储集层三维地质模型.在此基础上,开展研究区历史拟合研究.结果表明:①采用该模型能够很好地表征裂缝性变质岩储层的渗流介质特征,数值模拟区块和单井历史拟合符合率高达90％;②潜山油藏开发可以划分为裂缝主要供油阶段、裂缝和基质同时供油阶段、基质主要供油阶段三个阶段;③运用定性-定量相结合方法研究得出的剩余油分布,能够客观地反映裂缝及基质系统对流体流动规律的影响,有力地指导了研究区下一步调整措施的实施.【期刊名称】《物探化探计算技术》【年(卷),期】2016(038)001【总页数】8页(P131-138)【关键词】潜山油藏;基质系统;裂缝系统;地质建模;数值模拟;剩余油分布【作者】聂玲玲;张占女;童凯军;房娜【作者单位】中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海石油研究院,天津 300452;中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海石油研究院,天津 300452;中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海石油研究院,天津 300452;中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海石油研究院,天津 300452【正文语种】中文【中图分类】TE122.2目前，我国在冀中、辽河、济阳、黄骅坳陷及渤海海域等地区先后发现了近百个潜山油气藏，其中大部分已投入开发。
潜山油气藏将成为新世纪我国油气勘探开发的主要目的层。
对于变质岩潜山油藏而言，由于变质岩储层中裂缝分布的强烈非均质性，往往使得该类油藏的开发难度极大，对于海上油田开发尤为如此。
中高渗油藏压裂渗流特征的数值模拟研究
２ ３ 分 段压裂 井衰 竭式 开采数 值模 拟
１分段 压裂 井物 理 模拟 在 已有 的研 究 中 ， 已经提 出了大 型露 头模 型岩 样的筛 选标 准 ， 并给 出 了大 型 露头 模型 封装 和饱和 方法 ， 以及压 力和 流场 测试 方法 。 在此 基础 上进 一步研 究 了分段 压 裂井 的物 理模 拟实 验 方法 。 １ ． １ 分段压 裂井 物理 模型 的岩样 筛选 油藏 的理 论研 究 和开 发实 践表 明 ， 渗 透率 已不 能 完全 反映 油藏 的本 质 特 征。 在相 同渗透率 条件 下 ， 不 同油 区的储层 开 发差异 较大 。 因此 ， 选择 用来 模 拟 油 田开 发特 征的露 头岩 样就 显得 非常重 要 。 因此 ， 为了使 所取 的露 头模 型具有 代 表性 ， 就 必须让 所 取的露 头模 型与 所模 拟的储 层 达到 孔渗相 近 、 孔吼 半径 分
在 中国石 油探 明储量 中 ， 中高 渗油 藏储量 占了很大 比例 。 随着 分段压 裂 井 工 艺技 术的快 速 发展 ， 分段 压裂 井取得 很 好的开 发 效果 ， 同时 分段压 裂 井暴露 的 问题也越 来越 多 ， 迫 切需要对 分段压 裂 井的开采 机理 和渗流规 律进行 深人研 究， 以指导 油藏 的合理 开 发。 笔者 利用大 型露 头岩样 高压 物理 模拟 实验 系统 和 油藏 非线性 渗 流油藏数值 模 拟软 件 ， 建 立 了油藏分 段压裂 的物理 模拟方 法和 油 藏数 值模 拟方 法 ， 并 利用这 些方 法 ， 研究 了分 段压 裂井联 合布 井和 分段压 裂 井 衰竭 式开 采方式 下的渗 流规律 。 为分 段压裂 井技术 的大规 模推广 奠定 了一定 的
基础。
通 过分 析分段 压裂 井在 不同条件 下 的压力 、 压 力梯度 、 含 油饱 和度 和渗 流 区域 的变化规 律来研究 分段压 裂井 的渗流 特征 ， 并进行 了分段压 裂井开 采井 网 参数 的优 选 。 ２ １ 分 段压裂 井联 合布 井物理 模拟 实验 从物理模 拟实 验看 ， 在 相同驱 替 压差下 ， 分段 压裂 井的压 力梯度 值 要 比非 压裂 井的压力 梯度值 高 ， 且随着压 裂半缝 长的增 加 ， 压 力梯 度值增 加。 分段 压裂 井 的不流动渗 流区域要 比非压 裂水 平井的 不流动渗 流区域 小 ， 而分段压 裂井 的 拟 线性 区域要 比非压 裂水 平井 的拟 线性 区域大 。 在相 同的分段压 裂 井条件 下 ， 拟线 性渗 流区域 随压 差 的增 大 而增大 ， 不 流动 渗流 区域 随压差 的增大 而减 小 。 因此 ， 可 以通 过适 当增 加压 裂规 模 或提高 注 采压差 来有 效地 开 发储层 。 ２ ２ 物 理模拟 与数 值模 拟对 比分析 －
１分段 压裂 井物 理 模拟 在 已有 的研 究 中 ， 已经提 出了大 型露 头模 型岩 样的筛 选标 准 ， 并给 出 了大 型 露头 模型 封装 和饱和 方法 ， 以及压 力和 流场 测试 方法 。 在此 基础 上进 一步研 究 了分段 压 裂井 的物 理模 拟实 验 方法 。 １ ． １ 分段压 裂井 物理 模型 的岩样 筛选 油藏 的理 论研 究 和开 发实 践表 明 ， 渗 透率 已不 能 完全 反映 油藏 的本 质 特 征。 在相 同渗透率 条件 下 ， 不 同油 区的储层 开 发差异 较大 。 因此 ， 选择 用来 模 拟 油 田开 发特 征的露 头岩 样就 显得 非常重 要 。 因此 ， 为了使 所取 的露 头模 型具有 代 表性 ， 就 必须让 所 取的露 头模 型与 所模 拟的储 层 达到 孔渗相 近 、 孔吼 半径 分
在 中国石 油探 明储量 中 ， 中高 渗油 藏储量 占了很大 比例 。 随着 分段压 裂 井 工 艺技 术的快 速 发展 ， 分段 压裂 井取得 很 好的开 发 效果 ， 同时 分段压 裂 井暴露 的 问题也越 来越 多 ， 迫 切需要对 分段压 裂 井的开采 机理 和渗流规 律进行 深人研 究， 以指导 油藏 的合理 开 发。 笔者 利用大 型露 头岩样 高压 物理 模拟 实验 系统 和 油藏 非线性 渗 流油藏数值 模 拟软 件 ， 建 立 了油藏分 段压裂 的物理 模拟方 法和 油 藏数 值模 拟方 法 ， 并 利用这 些方 法 ， 研究 了分 段压 裂井联 合布 井和 分段压 裂 井 衰竭 式开 采方式 下的渗 流规律 。 为分 段压裂 井技术 的大规 模推广 奠定 了一定 的
基础。
通 过分 析分段 压裂 井在 不同条件 下 的压力 、 压 力梯度 、 含 油饱 和度 和渗 流 区域 的变化规 律来研究 分段压 裂井 的渗流 特征 ， 并进行 了分段压 裂井开 采井 网 参数 的优 选 。 ２ １ 分 段压裂 井联 合布 井物理 模拟 实验 从物理模 拟实 验看 ， 在 相同驱 替 压差下 ， 分段 压裂 井的压 力梯度 值 要 比非 压裂 井的压力 梯度值 高 ， 且随着压 裂半缝 长的增 加 ， 压 力梯 度值增 加。 分段 压裂 井 的不流动渗 流区域要 比非压 裂水 平井的 不流动渗 流区域 小 ， 而分段压 裂井 的 拟 线性 区域要 比非压 裂水 平井 的拟 线性 区域大 。 在相 同的分段压 裂 井条件 下 ， 拟线 性渗 流区域 随压 差 的增 大 而增大 ， 不 流动 渗流 区域 随压差 的增大 而减 小 。 因此 ， 可 以通 过适 当增 加压 裂规 模 或提高 注 采压差 来有 效地 开 发储层 。 ２ ２ 物 理模拟 与数 值模 拟对 比分析 －
超低渗透水平裂缝油藏水平井井眼轨迹优化技术
超低渗透水平裂缝油藏水平井井眼轨迹优化技术贾自力;石彬;周红燕;陈芳萍;孟选刚【摘要】七里村油田长6油藏为浅层超低渗透油藏,压裂后人工裂缝为水平缝,直井开采效果不理想.为改善开发效果,水平井的水平段设计为纵向穿越不同的流动单元,压裂后形成多条水平裂缝.基于此思路,设计了"一"字型、大斜度型和"弓"型3种形状的井眼轨迹.数值模拟计算了3种井眼轨迹的开发指标,"弓"型井眼轨迹生产效果最佳.在七平1井上开展现场试验,长622 油层实施6段压裂,分别在3个流动单元各造2组水平裂缝,水平井投产后开发效果明显改善,初期日产油、累计产油均达到同区直井的13.0倍以上.试验表明,采用"弓"型井眼轨迹可有效提高水平裂缝油藏储量动用程度,对国内同类油藏的开发具有借鉴意义.%Chang6 reservoir in Qilicun oil field is a shallow ultra-low permeability reservoir, in which artificial fractures are horizontal after fracturing and production efficiency is unsatisfactory with vertical wells.In order to improve development efficiency, the horizontal section of the horizontal well is designed so as to cross different flow units vertically and multiple horizontal fractures form after fracturing.Based on this idea, three well paths are designed including straight line shape, high deflection shape and arch shape.Development index are calculated for three well paths using numerical simulation, which shows best development efficiency in arch shape well path.Field tests were implemented on Well Qiping 1, in which 6-segment fracturing was implemented in Chang622 zone and two groups of horizontal fractures formed in three flow units.Development efficiency was apparently improved after the horizontal well was put on production, initial daily oilproduction and cumulative oil production reaching 13.0 times of that of vertical wells in the same area.Tests show that arch shape well path can effectively improve reserve depletion around horizontal fractures and provides basis for the development of similar reservoirs in China.【期刊名称】《特种油气藏》【年(卷),期】2017(024)003【总页数】5页(P150-154)【关键词】超低渗油藏;水平裂缝;水平井;"弓"型井眼轨迹;长6油藏【作者】贾自力;石彬;周红燕;陈芳萍;孟选刚【作者单位】陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院,陕西西安 710075;陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院,陕西西安 710075;陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院,陕西西安 710075;陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院,陕西西安710075;延长油田股份有限公司,陕西延安 716000【正文语种】中文【中图分类】TE243七里村油田为超低渗透油藏[1]，压裂后人工裂缝为水平裂缝[2-5]，一直采用直井开发，单井产量低，年采油速度仅为0.24%。
海相砂岩油藏长期水驱后储层物性变化规律
海相砂岩油藏长期水驱后储层物性变化规律文鑫;戴宗;王华;张旭阳;李海龙【摘要】Multiple experiment data of core samples from development and exploration wells are comprehensively compared and analyzed to identify the physical properties of marine sandstone reservoir after long-term waterflooding.The physical properties, pore structure, clay mineral and wettability after long-term waterflooding are studied and result shows that physical properties of reservoir is closely related to reservoir category.In Category-Ⅰ reservoir, the perme ability and pore-throat radius respectively increase by 180.00% and 26.00%, the average residual oil saturation reduces by 13.45% and the displacement efficiency increases by 2.53%.In Category-II reservoir, the permeability and pore-throat radius respectively decrease by 19.00% and 26.00%, the average residual oil saturation reduces by 4.66% and the displacement efficiency basically remains constant.This research could provide a theoretical guidance and certain reference to well performance forecast and program adjustment in the later stage of marine sandstone reservoir development.%针对海相砂岩油藏长期水驱后储集层物性变化规律不明的问题,对比分析开发井与探井岩心多项实验结果,研究了长期水驱后储集层物性、孔隙结构、黏土矿物、润湿性的变化规律.结果表明:储集层物性变化规律与储集层类型密切相关,Ⅰ类储集层水驱后渗透率和孔喉半径分别增大了180.00%和26.00%,平均残余油饱和度降低了13.45%,驱油效率提高了2.53%;Ⅱ类储集层水驱后渗透率和孔喉半径分别降低了约19.00%和26.00%,平均残余油饱和度降低了4.66%,驱油效率基本不变.研究成果对海相砂岩油藏开发后期油井动态预测及调整井方案制订有十分重要的理论意义与参考价值.【期刊名称】《特种油气藏》【年(卷),期】2017(024)001【总页数】5页(P157-161)【关键词】海相砂岩;长期水驱;孔隙度;渗透率;孔隙结构;相渗曲线【作者】文鑫;戴宗;王华;张旭阳;李海龙【作者单位】中海石油(中国)有限公司深圳分公司,广东深圳 510000;中海石油(中国)有限公司深圳分公司,广东深圳 510000;中海石油(中国)有限公司深圳分公司,广东深圳 510000;中国石油新疆油田分公司,新疆克拉玛依 834000;中海石油(中国)有限公司深圳分公司,广东深圳 510000【正文语种】中文【中图分类】TE377南海东部海相砂岩油藏多为强边底水油藏，具有能量高、渗透率超高、采液强度高的特点，且多数油藏已经进入高采出程度、特高含水开发后期。
《2024年缝洞型油藏提高开发效果基础研究》范文
《缝洞型油藏提高开发效果基础研究》篇一一、引言随着全球对能源需求的日益增长，石油开采逐渐转向了更为复杂和难于开采的缝洞型油藏。
这些油藏以其特殊的地质特征，如分布不规则的缝洞，对开采效率和技术水平都提出了极高的要求。
然而，在目前石油行业面临着低油价的背景下，提高缝洞型油藏的开发效果是许多企业和研究者迫切关注的焦点。
因此，本研究针对提高缝洞型油藏的开发效果展开深入探讨。
二、缝洞型油藏特征首先，我们要了解缝洞型油藏的基本特征。
这类油藏具有以下特点：一是地质结构复杂，储层内部裂缝和溶洞发育，且分布不规则；二是储层非均质性严重，不同区域的储油能力和渗流特性差异大；三是多井之间的连通性差，增加了采油难度。
因此，开发此类油藏需解决的主要问题是提高采收率、优化采出方式、以及解决工程和技术上的难题。
三、开发技术难点及分析针对缝洞型油藏的开发，其技术难点主要表现在以下几个方面：1. 裂缝和溶洞的识别与描述：如何准确识别和描述储层内部的裂缝和溶洞分布是提高开发效果的关键。
这需要借助先进的地球物理勘探技术和地质建模技术。
2. 储层非均质性的处理：由于储层非均质性严重，需要采取有效的措施来改善储层的渗流特性，提高采收率。
这包括优化注水策略、采用化学驱油技术等。
3. 井间连通性的改善：通过优化井网布局、采用水平井等技术手段来改善多井之间的连通性，从而提高采油效率。
四、提高开发效果的基础研究针对上述技术难点，本研究从以下几个方面进行了深入研究：1. 强化地质研究：利用先进的地震、测井等地球物理勘探技术，获取更准确的地质信息，为制定开发方案提供基础数据支持。
2. 优化开发方案：根据地质特征和储层特性，制定针对性的开发方案，包括优化井网布局、选择合适的开采方式等。
3. 引入新技术：如采用水平井技术、化学驱油技术等来改善储层的渗流特性和提高采收率。
同时，利用人工智能和大数据技术对生产数据进行实时分析和优化，提高决策的科学性。
4. 强化工程管理：加强生产过程中的工程管理，确保生产安全、高效进行。
考虑渗吸和驱替的致密油藏体积改造实验及多尺度模拟
考虑渗吸和驱替的致密油藏体积改造实验及多尺度模拟李帅;丁云宏;孟迪;卢拥军;许江文【摘要】矿场试验表明，压裂后不立即放喷，依靠焖井过程的驱替和渗吸可置换小孔隙内的原油，提高原油采出程度。
为探索该过程机理，进行了实验和模拟研究。
首先，带压渗吸实验，模拟裂缝壁面在驱替压差和毛管力共同作用下的渗吸行为，无因次时间中加入驱替项（Δp），对实验结果进行归一化处理；其次，建立基于CT 扫描的孔隙尺度模型，通过致密岩心采收率拟合，获得驱替、渗吸的相渗和毛管压力；最后，在油藏尺度，分别赋予基质和裂缝不同的相渗和毛管压力，模拟矿场实际油水流动。
结果表明：带压渗吸采收率明显高于自发渗吸采收率，提高幅度10%~15%；无因次时间中加入驱替项，可对实验结果进行较好的归一化；调整微观孔隙结构如孔道/喉道半径、孔喉比、配位数等参数可以实现渗吸采收率的拟合；油藏尺度对基质/裂缝以及渗吸/驱替的划分，可准确反映开采初期含水率变化。
%TField experiences show, before prompt blowout after fracturing, soaking process can proceed to sweep the crude oil in minor pores through displacement and imbibition to enhance oil recovery. Tests and simulation have been conducted to analyze the mechanism in these processes: First of all, pressurized imbibition tests were conducted to simulate imbibition of fracture sidewalls under joint effects of differential displacement pressures and capillary force by adding displacement (Δp) in the dimensionless time. Relevant test results were processed through normalization; Secondly, models on pore scale were constructed based on CT scanning. By fitting with oil recovery in tight cores, relative permeability and capillary pressure of displacement and imbibition can be determined;In the final step, matrix and fractures were given different relative permeability and capillary pressures on field scale to simulate actualoil/water flows in formation. Test results show: oil recovery of pressurized imbibition is significantly higher than that of spontaneous im-bibition approximately by 10%~15%; By adding the displacement term in dimensionless time, better normalization of test results can be obtained; By adjusting microscopic pore structures, such as pore/pore throat radius, pore throat ratio, coordination number and other parameters, satisfactory matching between imbibition and oil recovery can be performed; Partition of matrix/fracture and imbibition/displacement on field scale may accurately reflect changes in watercut in early development stages.【期刊名称】《石油钻采工艺》【年(卷),期】2016(038)005【总页数】6页(P678-683)【关键词】致密油藏;体积改造;渗吸;驱替;多尺度模拟【作者】李帅;丁云宏;孟迪;卢拥军;许江文【作者单位】中国石油勘探开发研究院; 中国石油勘探开发研究院廊坊分院;中国石油勘探开发研究院廊坊分院;西南石油大学地球科学与技术学院;中国石油勘探开发研究院廊坊分院;中国石油新疆油田公司工程技术研究院【正文语种】中文【中图分类】TE348致密油储层多为微纳米级孔喉系统，原油主要分布于中小孔隙，常规方法难以有效开发［1］。
《2024年缝洞型碳酸盐岩油藏流动机理研究》范文
《缝洞型碳酸盐岩油藏流动机理研究》篇一一、引言缝洞型碳酸盐岩油藏因其独特的储层结构与地质特性，成为石油工业领域的研究重点。
了解并掌握其流动机理对于提升油田开采效率及经济效益具有至关重要的意义。
本文将重点对缝洞型碳酸盐岩油藏的流动机理进行研究与分析，为石油开发提供理论依据与指导方向。
二、碳酸盐岩储层基本特性碳酸盐岩储层以其多孔性、多缝性及复杂的洞穴系统为特点，这些特性为油气的储存提供了良好的条件。
储层中的裂缝和洞穴系统为油气提供了流动通道，同时也影响了油气的分布与流动规律。
三、流动机理分析1. 流体在缝洞系统中的流动流体在缝洞系统中的流动受到多种因素的影响，包括储层岩石的物理性质、流体本身的性质以及地质构造等。
流体的流动往往在裂缝和洞穴系统中形成复杂的网络结构，表现出非线性流动的特点。
2. 毛细管作用力对流体的影响毛细管作用力是影响缝洞型碳酸盐岩油藏流体的关键因素之一。
由于储层岩石的多孔性，毛细管作用力在油水的运移和分配中起到重要作用，尤其是在油气采收过程中，毛细管力对采收率有显著影响。
3. 流体在多孔介质中的渗流流体在多孔介质中的渗流是一个复杂的过程，涉及到流体的物理性质、多孔介质的特性以及流体与岩石之间的相互作用。
多孔介质中的渗流规律对于预测油藏的产能及制定开采策略具有重要意义。
四、研究方法与实验分析1. 实验室模拟实验通过实验室模拟实验，可以更好地理解缝洞型碳酸盐岩油藏的流动机理。
实验中可以模拟不同地质条件下的流体流动过程，观察流体在多孔介质中的分布和流动规律。
2. 数值模拟分析利用数值模拟技术对缝洞型碳酸盐岩油藏进行建模和分析，可以更准确地预测流体的流动状态和分布规律。
通过对比模拟结果与实际生产数据，可以验证模型的准确性，并为优化开采策略提供依据。
五、结论与展望通过对缝洞型碳酸盐岩油藏的流动机理进行研究，可以得出以下结论：1. 缝洞型碳酸盐岩储层的流动机理受到多种因素的影响，包括储层岩石的物理性质、流体本身的性质以及地质构造等。
裂隙岩体的渗流特性试验及理论研究方法
裂隙岩体的渗流特性试验及理论研究方法摘要：简要叙述岩体裂隙的几何特性，岩石裂隙渗流特性研究的方法。
综述了国内外裂隙岩体单裂隙、水力耦合、非饱和情况下的渗流特性物模试验研究成果，并做了相应的分析和讨论。
分析表明：物模试验在研究裂隙岩体渗流特性方面具有不可替代的作用；需要进行更多的模拟实际岩体裂隙的试验；真正意义上的非饱和渗流试验还很少；分析结果为今后的裂隙岩体渗流特性物模试验研究提供了有益的方向。
关键词：裂隙岩体；渗流 ；单一裂隙；水力耦合；非饱和一 前言新中国成立以后，交通、能源、水利水电与采矿工程各个领域遇到了许多与工程地质及岩土力学密切相关的技术难题，在许多岩土工程、矿山工程及地球物理勘探过程中，岩体的渗透率起到十分重要的作用，但在理论上尚未引起足够的重视，通常将岩体渗流处理为砂土一样的多孔介质，用连续介质力学方法求解。
与孔隙渗流的多孔介质相比，裂隙岩体渗流的特点有：渗透系数的非均匀性十分突出；渗透系数各向异性非常明显；应力环境对岩体渗流场的影响显著；岩体渗透系数的影响因素复杂，影响因子难以确定。
岩石裂隙渗流特性研究的方法通常有直接试验法、公式推导法和概念模型法，而试验研究是其中一个最重要最直接的途径。
本文介绍了当前裂隙岩体渗流试验研究。
二 岩体裂隙的几何特性岩体的节理裂隙及空隙是地下水赋存场所和运移通道。
岩体节理裂隙的分布形状、连通性以及空隙的类型，影响岩体的力学性质和岩体的渗透特性。
岩体中节理的空间分布取决于产状、形态、规模、密度、张开度和连通性等几何参数。
天然节理裂隙的表面起伏形态非常复杂，但是从地质力学成因分析，岩体总是受到张拉、压扭、剪切等应力作用形成裂隙，这种作用不论经历多少次的改造，其结构特征仍以一定的形貌保留下来，具有一定的规律性。
裂隙面形态特征的研究越来越受到重视，在确定裂隙面的导水性质及力学性质方面，其作用越来越大。
裂隙面的产状是描述裂隙面在三维空间中方向性的几何要素，它是地质构造运动的果，因而具有一定的规律性，即成组定向，有序分布。
《缝洞型碳酸盐岩油藏流动机理研究》范文
《缝洞型碳酸盐岩油藏流动机理研究》篇一一、引言在地质资源领域中，缝洞型碳酸盐岩油藏以其特有的储集与流动机理成为了国内外学者的研究重点。
该类型油藏不仅关系到能源的开发和利用，更关乎环境与生态的可持续性。
因此，研究其流动机理对科学开发和高效利用此类资源具有深远意义。
本文将详细分析缝洞型碳酸盐岩油藏的流动机理，探讨其地质特性及流动过程。
二、缝洞型碳酸盐岩地质特性缝洞型碳酸盐岩主要由石灰岩、白云岩等碳酸盐矿物组成，具有多孔、多缝、多洞的复杂地质结构。
这些缝洞网络为油气的储集和运移提供了条件。
该类岩石多形成于古代的沉积盆地，并因后期地壳运动而暴露地表或深埋地下。
地质上具有明显的不均一性和非均质性。
三、流动机理研究（一）流体的赋存状态缝洞型碳酸盐岩中的流体以气相和液相的形式存在，两者在岩石的缝洞网络中相互影响，共同形成复杂的流场。
其中，气相主要指天然气，而液相则主要为石油或与之伴生的水体。
这些流体在不同的缝洞网络中受到各种力的作用而流动。
（二）驱动力的研究1. 压力差驱动：油藏内部的压力差是流体流动的主要驱动力之一。
当地下油气分布不均时，高压力区与低压力区之间会形成压力梯度，驱动流体沿缝洞网络流动。
2. 浮力效应：油气与水的密度差异使得油气上浮、水下沉，这种浮力效应也会驱动流体流动。
3. 渗流作用：当流体通过岩石微小孔隙时，受到的摩擦力会驱动流体持续流动。
（三）流场特性分析缝洞型碳酸盐岩的流场具有多尺度性、非线性及非均质性等特点。
多尺度性指流体在不同尺度上的运动特性，如微孔隙的渗流、宏观的脉动等；非线性主要表现在流体与岩石相互作用过程中复杂的力学关系；非均质性则与地质条件及岩性差异密切相关，表现为局部流动速率的巨大差异和复杂的渗流现象。
四、影响因素研究（一）储层地质结构储层的几何形态、大小和分布特征直接影响着流体的流态和路径选择。
在裂缝或孔洞较发达的区域，流体的流通速度相对更快；而封闭性或岩石质地坚硬的区域则阻碍了流体流通或仅局部发生微小渗流。
《2024年低渗透非均质油藏渗流特征及反问题研究》范文
《低渗透非均质油藏渗流特征及反问题研究》篇一一、引言在油气藏的勘探与开发中，低渗透非均质油藏的渗流特性对于有效开发具有重要影响。
这类油藏因其内部复杂的孔隙结构、非均质性和低渗透性，使得其渗流规律与常规油藏存在显著差异。
本文旨在研究低渗透非均质油藏的渗流特征，并对其反问题进行研究，以期为实际开发提供理论依据和指导。
二、低渗透非均质油藏的渗流特征1. 孔隙结构特征低渗透非均质油藏的孔隙结构复杂，孔喉大小不一，连通性差。
这种结构特点导致流体在油藏中的流动受到阻碍，表现为低渗透性。
2. 渗流规律由于孔隙结构的复杂性，低渗透非均质油藏的渗流规律表现出非达西流特征。
在低压差下，流体流动表现出较强的非线性特征，随着压力差的增大，渗流逐渐接近达西流。
3. 影响因素影响低渗透非均质油藏渗流特性的因素包括：岩石类型、孔隙结构、流体性质、温度和压力等。
这些因素的综合作用决定了油藏的渗流特性。
三、反问题研究反问题研究主要是指利用实际生产数据，反推油藏的参数和性质。
在低渗透非均质油藏中，反问题研究对于优化开发策略、提高采收率具有重要意义。
1. 反问题模型的建立根据实际生产数据，建立油藏的反问题模型。
该模型应综合考虑地质、工程和经济等多方面因素，以实现最优化目标。
2. 参数反演利用反问题模型，对油藏的渗透性、孔隙度、饱和度等参数进行反演。
通过不断优化算法和模型，提高参数反演的精度和可靠性。
3. 优化开发策略根据反问题研究结果，对低渗透非均质油藏的开发策略进行优化。
通过调整井网密度、注入参数、采收策略等，实现最佳的经济效益和采收率。
四、实例分析以某低渗透非均质油藏为例，通过实际应用本文所述的反问题研究方法，分析其渗流特征和开发策略。
通过对比优化前后的开发效果，验证反问题研究的可行性和有效性。
五、结论通过对低渗透非均质油藏的渗流特征及反问题研究，我们得到了以下结论：1. 低渗透非均质油藏的渗流特性复杂，受多种因素影响。
在实际开发中，应充分考虑这些因素，制定合理的开发策略。
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第21卷第4期油气地质与采收率Vol.21,No.42014年7月Petroleum Geology and Recovery EfficiencyJul.2014收稿日期：2014-05-06。
作者简介：郑浩，男，工程师，硕士，从事油气田开发及油藏工程研究。
联系电话：（022）25804912，E-mail ：zhenghao2@ 。
基金项目：国家科技重大专项子课题“海上油田丛式井网整体加密及综合调整油藏工程技术应用研究”（2011ZX05024-002-007）。
裂缝性油藏渗流特征及驱替机理数值模拟研究郑浩，苏彦春，张迎春，王月杰（中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津300452）摘要：通过双重介质数值模拟，详细研究了裂缝性油藏的渗流特征与驱替机理，并对开发效果的影响进行了敏感性分析。
结果表明：岩石应力敏感性是制定裂缝性油藏开发策略的关键，它决定着开发方式、油藏压力保持能力及基质系统与裂缝系统采收率；基质系统与裂缝系统间的窜流作用在边底水能量充足或人工注水保压开发情况下很难发生，仅在降压开发过程中显现；对于基质系统，毛管压力渗析作用是最主要的渗流特征及驱替机理，采收率可达4%以上；对于裂缝系统，油水流动近似管流，采收率可达75%以上；重力作用在裂缝性油藏开发过程中虽客观存在，但作用较微弱。
基质系统与裂缝系统油水相渗曲线形态的选取仅影响油水两相渗流能力，对采收率影响很小。
关键词：裂缝性油藏渗流特征驱替机理双重介质数值模拟中图分类号：TE311文献标识码：A文章编号：1009-9603（2014）04-0079-05裂缝性油藏地质成因的复杂性和储层结构的特殊性，导致其渗流特征及驱替机理与常规砂岩油藏有着本质性的区别［1-4］。
目前，郭小美等通过室内实验手段，研究了裂缝性油藏渗流特征及驱替机理［5-7］；肖阳等开展了裂缝性油藏生产动态分析和开发效果评价［8-15］。
与此同时，裂缝性油藏数值模拟亦逐渐得到关注［16-20］，但未对构成裂缝性油藏的基质和裂缝2大系统的开采特征进行深入研究。
为此，笔者通过双重介质数值模拟，详细研究了裂缝性油藏基质系统和裂缝系统各自的渗流特征及驱替机理，并就其对开发效果的影响进行了敏感性分析，以期为科学、合理地制定裂缝性油藏开发技术政策提供理论依据。
1渗流特征及驱替机理裂缝性油藏储集空间的多样性，导致流体在其孔隙网络中渗流条件差异很大，从而使这类油藏具有多重孔隙结构特征。
为便于研究和评价，根据其孔隙结构特征和流体在其中的流动特点，将多重孔隙介质简化为双重孔隙介质，即裂缝和基质2大系统。
其中，裂缝系统是由张开度较大的裂缝及与之相连通的孔洞构成的高渗透网络系统。
其裂缝宽度大于10μm ，渗透率可达几平方微米，孔隙度一般不超过1%，含有缝洞的裂缝孔隙度通常低于2%，储集空间大部分充满原油，含油饱和度接近100%。
基质系统由被裂缝切割、大小不等的岩块组成。
其裂缝宽度小于10μm ，渗透率小于10×10-3μm 2，孔隙度一般为2%～5%，只是孔隙喉道较细小，束缚水饱和度较高，大多在30%以上。
由于裂缝和基质2大系统的储集空间特征不同，其渗流特征与驱替机理也存在较大差别。
裂缝系统主要靠外部驱动压差进行排油，由于裂缝张开度远大于一般孔隙尺寸，因此可忽略毛管压力作用，而且束缚水及残余油饱和度很低，水驱油过程近似活塞式，流体流动符合达西定律。
主要有2大特征：①对于理想裂缝系统，油水相对渗透率与含水饱和度接近线性关系。
尽管实际油藏中存在着不同张开度且相互连通的裂缝系统，但与常规油水相对渗透率曲线相比仍有明显不同。
②在垂向驱替过程中，重力作用不可忽略。
其可减缓含水率的快速上升并抑制驱替过程的非活塞性，从而提高波及体积和驱油效率。
基质系统是一个储渗条件差异很大、分布关系复杂的集合体。
其中，只有次生孔隙比较发育且有连通条件的部分才有储集、渗流能力，原生孔隙实际上不具备储集、渗流条件。
因此，基质系统的渗流及驱替过程主要是在微裂缝洞及微裂缝发育的次生孔隙中进行。
主要有3大特征：①对于储层润湿性以亲水为主的裂缝性油藏，基质系统依靠毛管DOI:10.13673/37-1359/te.2014.04.019·80·油气地质与采收率2014年7月压力的渗析作用排油是区别于裂缝系统的本质性特征，更是不同于常规砂岩油藏的主要渗流特征及驱替机理。
该过程只有借助裂缝系统的渗流通道并且当含水率在一定范围内才能得以进行。
②基质系统依靠外部驱动压差进行的排油亦在微裂缝发育的次生孔隙中进行。
当基质系统与裂缝系统间存在压差时，就会发生物质交换，即窜流。
③基质系统的水驱油过程在理想状态下是可以发生的，但在裂缝性油藏实际开发以及数值模拟过程中，裂缝和基质2套系统所需压力梯度相差太大。
在两者共存的条件下，裂缝系统处于主导地位，基质系统水驱油过程难以发生。
2数值模拟研究2.1模型建立裂缝性油藏地质建模主要包括2个步骤：①利用Petrel软件，在建立统一构造格架的基础上，针对基质系统和裂缝系统不同储集空间特点，选择相应物性建模方法建立模型。
其中，裂缝系统应用离散化裂缝网格建模技术，以实现对裂缝系统有效分布规律的描述与预测，并整合输出符合油藏非均质性特点的基质和裂缝双重介质模型。
②应用Eclipse 油藏数值模拟软件中的E100黑油模块，将Petrel双重介质模型转换为油藏模型。
其中，平面网格数为928个，水平和纵向网格数分别为32和29个，网格步长为50m×50m；垂向模拟层数为20，网格步长为4.4m。
须说明的是，双重介质模型包括基质和裂缝2套系统。
因此，模型实际三维总网格数为上述网格数的2倍。
所建地质模型中基质和裂缝的石油地质储量分别为621.3×104和207.2×104m3，总地质储量为828.5×104m3，无边底水存在。
开发井数5口，均为水平井，其中4口采油井，1口注水井。
油藏数值模拟基础参数包括：基质孔隙度为5.72%，基质渗透率为1×10-3μm2，裂缝孔隙度为1.08%，裂缝渗透率为465×10-3μm2，油藏温度为75℃，埋深为1760m，地层压力为17.7MPa，饱和压力为12.6MPa，地层原油密度为0.8g/cm3，地层原油粘度为2.36mPa·s，地层原油体积系数为1.172m3/m3，原始溶解气油比为35 m3/m3。
2.2不同开发方式下渗流特征及驱替机理敏感性分析考虑到不同开发方式下，裂缝性油藏基质系统和裂缝系统的渗流特征及驱替机理有所不同，因此，笔者分别针对天然能量开发和注水开发2种情况进行研究。
2.2.1天然能量开发在无边底水驱情况下，裂缝性油藏主要依靠岩石和流体的弹性能量进行开发。
由于地下原油为单相流动，因此不存在油水驱替过程，其渗流特征就是裂缝系统的近似管流以及基质系统与裂缝系统之间的窜流。
因此，笔者针对裂缝性油藏岩石应力敏感以及基质系统与裂缝系统间的窜流能力进行研究。
岩石应力裂缝性油藏在天然能量开发过程中，随着地层压力下降，裂缝和基质系统由于所承受的有效应力增加可能发生弹塑性变形，会使裂缝和孔隙喉道变窄甚至闭合，从而导致渗透率下降及渗流能力变差。
从数值模拟结果（图1）可以看出，在岩石应力敏感的作用下，裂缝性油藏地层能量保持能力有所下降，并对最终采收率的影响较大。
需要强调的是，地层压力下降的快慢取决于岩石的应力敏感程度，这将直接决定最终采收率的高低。
图1天然能量开发时裂缝性油藏岩石应力模拟对于基质和裂缝系统而言：由于基质系统传导性比裂缝系统小，在裂缝和基质系统之间压差作用下，基质对裂缝供油速度缓慢，导致基质压力下降速度比裂缝系统慢；同时基质系统的压缩性比裂缝系统小，因而压实变形作用小，所以基质的供油速度远不如裂缝中原油被采出速度，即采收率低（图第21卷第4期郑浩等.裂缝性油藏渗流特征及驱替机理数值模拟研究·81·2）。
由此可见，对于应力敏感性强的裂缝性油藏，岩石变形对开发效果的影响较大，因此在实际生产过程及数值模拟研究中应予以重视。
图2天然能量开发时基质系统和裂缝系统岩石应力模拟窜流能力裂缝性油藏基质与裂缝系统之间的物质交换取决于彼此间的连通程度，主要以裂缝密度予以描述。
在数值模拟中，用窜流因子表征裂缝密度的发育程度。
即裂缝密度越大，基质岩块越小，窜流因子越大。
为了研究窜流因子对开发效果的影响，笔者设计了4种不同窜流能力的方案进行研究。
模拟结果（图3）表明：①随着窜流因子的增大，裂缝性油藏整体采收率逐渐提高。
这是因为基质与裂缝系统之间的渗流能力增强，从而导致基质系统的原油采出量增加所致。
②作为渗流通道的裂缝系统，采收率变化不大。
这主要由于裂缝系统渗流阻力很小且排油过程近似管流，无论何种情况均可达到较高的波及体积和动用程度。
正因如此，其采收率要远高于基质系统。
需要说明的是，由于窜流因子是通过地质统计和随机性建模获得的，具有一定不确定性。
因此，在数值模拟研究、尤其历史拟合过程中应予以重视。
图3天然能量开发时裂缝性油藏窜流能力模拟2.2.2人工注水开发与常规砂岩油藏不同，裂缝性油藏在利用天然能量开发过程中可能存在岩石应力敏感。
因此，需要采取人工注水补充地层能量来避免或抑制这种情况的发生。
在水驱开发过程中，裂缝性油藏的基质与裂缝2个系统会表现出窜流、毛管压力渗析以及重力作用等渗流特征，并且在数值模拟过程中，油水相渗曲线形态也将会对研究结果产生影响。
因此，笔者针对水驱过程中的这些问题进行了详细研究。
窜流能力为了研究人工注水在保持油藏原始地层压力过程中基质与裂缝之间窜流特征对开发效果的影响，在不考虑毛管压力渗析作用与重力作用的情况下，笔者设计了4种不同窜流能力的方案进行数值模拟。
模拟结果（图4）表明：随着基质与裂缝系统之间窜流因子的增大，4种方案油藏整体采收率差别不大，约为19%；裂缝系统和基质系统4种方案下的采收率变化趋势均相差很小，最终采收率分别为77%和0，基质系统并未得到动用。
主要原因是：基质系统与裂缝系统间没有压差，从而无法发生窜流。
由此可见，只有在天然能量不足或人工注水降压开发过程中，基质系统与裂缝系统之间的窜流特征才会显现。
因此，在裂缝性油藏数值模拟过程中，尤其对基质系统与裂缝系统进行开发效果评价时，仅考虑窜流作用将无法客观分析基质系统的动用程度、采出状况及其对油藏整体采收率的贡献。
图4人工注水开发时裂缝性油藏窜流能力模拟毛管压力渗析作用毛管压力渗析作用作为基质系统最主要的渗流特征和驱替机理，在裂缝性油藏开发过程中是不容忽视的。
为了分析其对开发效果的影响，笔者设计了是否考虑毛管压力2种方案进行数值模拟研究。