基于非均质系数的裂隙岩体表征单元体研究

表征单元体(REV)是岩体力学中的一个基础性概念,其存在性是确定岩体等效参数和应用连续介质方法进行研究的前提条件。为综合反映裂隙大小、产状和密度对岩体REV的影响,本文提出采用岩体非均质系数HI来确定岩体的REV。首先,详细介绍了非均质系数的概念和含义。利用General Block软件建立了中等间距-中等延展性(MS1-MP1)裂隙的网络模型,并完成20次随机实现。从各模型中选取10个不同尺寸的岩体模型计算非均质系数,结果表明:非均质系数具有明显的尺寸效应,当岩体尺寸不小于8 m时,非均质系数的平均值和标准差分别为0.5和0.14,综合确定该岩体的REV为8 m。采用HI对三峡地下电站厂房围岩的研究表明,该岩体的REV为60 m,可作为非连续介质方法适用性的判断标准。HI是从岩体结构角度提出的新指标,适用于确定岩体的REV和统计范围,对岩体的统计分析和等效参数研究具有重要意义。

不同非均质系数下的岩石孔-隙相互作用裂纹扩展过程模拟

针对现有研究较少涉及岩石的孔-隙相互作用规律,同时对岩石的非均质系数研究也较少这一问题,利用RFPA软件,对岩石的孔-隙相互作用进行研究,考虑岩石的不同非均质系数的影响。结果表明,岩石非均质系数对孔隙相互作用模式影响较大,不同非均质度下的岩石变形经历3个阶段。研究结果可为认识孔隙岩体的物理力学性质提供一定的参考。

利用惯性系数β研究储层应力敏感及非均质性

利用CMS-300岩心自动分析仪,通过对惯性系数β与有效应力的关系分析,发现对低渗透储层,二者之间的变化规律符合幂函数关系,并进行了理论分析;通过非均质系数(H i)与储层渗透率的关系研究,发现渗透率越高,其非均质系数越小。研究认为,可以利用惯性系数β研究储层应力敏感,利用非均质系数进行储层非均质性的评价,尤其是对低渗储层,更有说服力。

非均质变异系数对聚合物驱各小层驱油效果及特征的影响

利用数值模拟技术研究油层非均质变异系数(V_k)对各单层聚合物驱油效果的影响。结果表明,在同一V_k下,特别是V_k≥0.3时,高渗透率层位的最终采出程度高(61%～62%),聚合物驱采收率增幅低(5%OOIP～15%OOIP)。当V_k为0～0.3即油层相对均质时,由于水驱波及效率高,各小层的最终采出程度基本相同,约为62%。随着V_k的增大,高渗透率层(第6、7小层)采收率增幅分别从15.71%OOIP和16.27%OOIP降至13.78%OOIP和6.47%OOIP;中高渗透率层(第4、5小层)采收率增幅保持上升趋势,从14.68%OOIP和15.14%OOIP分别增至30.35%OOIP和23.52%OOIP;中低渗透率层(第1、2、3小层)的则先增加后降低。当全区综合含水98%时,总是高渗层进入的聚合物溶液多,含水率高;低渗层进入的聚合物溶液少,含水率低。剩余油主要存在于渗透率相对较低层(第1～4层)。第2～4层进入的聚合物溶液分别占该小层孔隙体积的17%、22%和28%,占全区注入量的5%、7%和10%。第2～4小层是该方案条件下,聚合物驱提高采收率的主要贡献层位。

油层渗透率非均质性判别系数及其应用

油层渗透率非均质性的定量表述参数渗透率级差 (JK) ,渗透率变异系数(VK) ,渗透率突进系数 (TK)三者只是各自反映了一个特定的方面。很难从整体上反映油层渗透率非均质性 ,文中利用判别分析的方法提出了一个新的参数 :油层渗透率非均质性判别系数 (R) ,作为上述 3个参数的一个综合参数来描述油层渗透率非均质性。

非均质变异系数对S/P驱油效果影响的数值模拟研究

利用数值模拟技术,在45℃及大庆油田地层水和原油条件下,研究了油层非均质变异系数Vk对聚合物(S/P)二元复合驱油效果的影响。结果表明,水驱和复合驱的最终采出程度随Vk的增加均呈下降趋势。但驱油体系的表观黏度越大,S/P驱的最终采出程度也越高,只是在不同的Vk条件下,采出程度大小不同。当油层相对均质和非均质性特别严重时,驱油体系的表观黏度对最终采出程度的影响程度有所降低。此外,S/P提高采收率与Vk曲线为开口向下的抛物线,存在最大值。采收率最大值对应的Vkmax随着水油黏度比的增大而增大。这说明对于特定油田来说,存在一个最佳黏度值。有利的油水黏度比对于开发某特定油藏来说起着至关重要的作用。

非均质变异系数对S/P驱各小层驱油效果及动态特征的影响

利用数值模拟技术,在45℃及大庆地层水条件下,研究了油层非均质变异系数(V_k)对表面活性剂/聚合物(S/P)复合驱时各小层驱油效果及动态特征的影响。用油藏数值模拟软件建立理想地质模型,纵向分为7个小层,V_k相同时(V_k>0),1～7小层的渗透率从小到大。当0<V_k<0.3时,各小层及全区的最终采出程度受V_k的影响小,稳定在60%OOIP左右。随着V_k的增大,第1～4小层以及全区的最终采出程度随着V_k的增大而降低;而第5～7小层的最终采出程度基本稳定。V_k越大,低渗小层的采出程度越低。当V_k=0.9时,第1～7小层的采出程度分别为OOIP的3.39%、8.22%、21.13%、41.83%、63.38%、63.95%、63.97%。对应的,第1～7小层的S/P体系注入量分别为0.0014、0.0031、0.0077、0.02、0.051、0.1183、0.1971 PV。与水驱采收率相比,中、低渗层S/P驱采收率增幅高于高渗层,且渗透率不同,采收率增幅最大值对应的V_k不同。第1～5小层采收率增幅最大值对应的V_k分别为0.3、0.3、0.5、0.72和0.9;第6、7小层的采收率增幅受V_k的影响较小。当全区综合含水达到98%时,随V_k增大,各小层的含水率曲线与对应的采出程度曲线的变化趋势基本一致,说明最终采出程度低的层位,同时也是含水率低的层位。

一种定量描述油藏渗透率水平非均质性的新方法

基于多孔介质中的渗流过程,定义了一个定量评价油藏渗透率水平非均质性的新参数———非均质系数.均质时非均质系数最小,其值为1,非均质时其值大于1.该参数与渗透率数列的统计性质无关,仅取决于渗透率数列的非均质性.分析表明,它能很好地定量评价渗透率数列的非均质性及其对渗流过程的影响.

海上陆相非均质油藏水驱波及系数计算

为指导海上陆相非均质油藏开发,研究了水驱平面波及系数计算问题。首先,采用流管法计算均质油藏的平面波及系数,基于数值模拟技术等效计算油藏非均质校正系数;然后,通过非均质校正系数对均质油藏的平面波及系数进行修正,从而得到非均质油藏的平面波及系数。研究表明:当注采井距一定时,平面波及系数随含水率的上升而增大,且当含水率大于90%时增速加快;当含水率一定时,平面波及系数随注采井距的加大而减小;平面波及系数随渗透率级差的增大而减小,随井网密度的增大而增大。基于此认识,对秦皇岛32-6油田的井网、注采距、采油速度、水驱采收率作了调整,改善了中高含水期的开发效果。

基于WLSM的多参数裂隙岩体统计均质区划分

岩体统计均质区的划分一直是岩土工程领域研究的重要课题。大多学者采用产状或者其它单一参数划分岩体统计均质区,却很少有人考虑多参数进行划分研究。考虑了产状、间距、张开、迹长和粗糙度共5个参数,提出了一种划分裂隙岩体统计均质区的新方法,即采用权的最小平方法确定参数的权重并用相关系数法计算研究区裂隙各个参数之间的相关性,从而确定均质系数以此实现对裂隙岩体统计均质区的划分。通过工程实例即云南省马吉水电站左岸坝肩某一高程相邻4个平硐的岩体结构统计均质区划分,分析了多参数对裂隙岩体统计均质区划分的影响。研究结果表明:裂隙岩体统计均质区划分与裂隙产状、间距、张开、迹长和粗糙度等因素有关并成功划分了研究区的统计均质区,证明了该方法的可行性。

储层宏观非均质性定量表征研究

针对当前储层宏观非均质性定量表征参数计算数值无界、表征角度各异、表征方法定量化程度不高等问题，提出了基于储层物性参数累积分布特征的宏观非均质定量表征新参数。通过对任意一组空间分布相对均匀的渗透率数据降序排列，计算出渗透率贡献百分数及其对应的序数百分数，并在直角坐标系中绘制出渗透率累积分布曲线。通过倒数坐标变换，将不同形态的渗透率累积分布曲线转换成斜率为0～1的直线，将直线斜率值定义为储层非均质程度系数。该值与储层非均质程度成反比。应用结果表明，非均质程度系数可应用于各种级次储层宏观非均质程度的定量评价。

南翼山浅层油藏储层非均质特征研究

开发好一个油田,首先必须要搞清该油田的储层特征。储层性质的好坏直接影响到油层的产能、注水效果及石油最终采收率。因此,储层非均质性研究是储层研究和油藏描述不可缺少的一个重要内容,就目前的研究方法和研究程度而言,概括起来主要包括宏观非均质性和微观非均质性,以及平面和层间、层内非均质性研究。通过非均质性研究可以揭示研究区储层的物性、含油气性等各向异性特征,并为合理划分开发层系、选择注采系统和改善油田开发效果提供可靠的地质依据。

利用成像测井评价储层孔隙空间的二维非均质性

针对当前储层非均质性评价中表征方法单一、评价仅限于一维的研究现状,提出利用FMI成像测井评价储层井周二维孔隙空间非均质性的方法。通过比较目标储层的孔隙度频数分布曲线,从宏观上判断储层井周二维非均质性。选取合适的孔隙度二值化阈值,明确原、次生孔隙的所在位置。利用成像孔隙度谱将储层进行分类,判断目标储层的储集特性。利用储层非均质程度系数T定量评价储层井周二维非均质性。相比于利用常规测井识别裂缝、孔洞,通过FMI成像测井判断储层非均质性具有评价形式多样化、连续性、方位性、直观性和分辨率较高的优势,从而提高对储层非均质性的认知程度。

胜利油区整装油田非均质油层分类及评价

胜利油区整装油田油层多、非均质性强,油田开发进入'精细挖潜、深度开发'阶段后,挖潜方向以层内挖潜为主。根据油藏地质特征和流体特征,利用多参数乘积法、灰色关联分析、总信息量分析等方法开展油层分类研究,提出了非均质流动系数的概念,建立了油层分类标准,实现了分类标准定量化。将河流相和三角洲相沉积油层分别分为3类,建立了不同类型油层采收率预测模型,进行了理论采收率预测,在此基础上,进一步建立了不同沉积类型单元的采收率预测模型,为胜利油区整装油田进一步挖潜提供了理论支持。

砂砾岩储集层微观非均质性定量评价——以柴达木盆地昆北油田为例

砂砾岩储集层岩石颗粒分选差,孔隙结构复杂,存在类似双重孔隙介质特征,孔隙结构微观非均质性较强。柴达木盆地昆北油田古近系路乐河组储集层即为此类砂砾岩储集层,毛管压力曲线无"平台"部分,孔喉大小分布呈明显的多峰特征,具有"大孔-小孔"似双重孔隙介质特征。通过对储集层岩石毛管压力数据的分析,计算得出"主要流动空间百分数",可以定量表征此类砂砾岩储集层孔隙空间中大孔道和小孔道所占比例,进而定量评价此类储集层的微观孔隙结构非均质性。结果表明:路乐河组砂砾岩储集层中由"大孔"组成的孔隙空间所占比例较少,平均约占全部孔隙空间的1/3,对储集层渗透率的贡献却达到了95%,而"小孔"虽占据了约2/3的孔隙空间,但对渗透率的贡献仅为5%,说明储集层微观孔隙结构非均质性较强。

基于核磁共振成像的岩心非均质性定量评价

非均质碎屑岩储层具有非均质性强、表征方法匮乏、微观结构及储渗机理复杂等特点,极大地增加了测井解释评价的难度。引入核磁共振成像技术,基于自旋回波序列(SE)的T2加权成像处理技术及梯度编码处理方法获取岩心多层切面的核磁共振成像数据;采用加权、傅里叶等多种解码手段得到反映孔隙分布特征的成像伪彩图,应用一阶球状变差函数模型求取非均质系数,实现岩心单切面、多切面非均质性定量评价。通过核磁共振成像处理,获取岩石非均质系数,进而有效刻画储层岩石不同方向非均质性,可为非均质储层测井精细评价提供有利条件。

煤层非均质程度测井定量评价方法

针对强非均质性对煤层气开采影响大的特点,通过分析测井渗透率分布规律可定量评价煤层的平面和纵向非均质程度。采用达西公式确定煤层基质渗透率,运用双侧向测井资料估算裂缝渗透率,绘制煤层渗透率贡献率在序数百分数坐标下对应的累积分布曲线,定义坐标变换后累积分布曲线的斜率为非均质程度系数。实际应用表明:非均质程度系数能够反映不同煤层物性在横向和纵向上的差异,进而可定量评价煤层的非均质性。

样本排布对储层非均质表征的影响分析

储层非均质性是影响油田开发效果的重要因素,决定了开发层系的划分与组合及井网部署,并直接影响着油气田的注水采收效果和最终采收率。衡量储层非均质性的主要参数为渗透率的差异。本文提出了表征储层非均质性的新参数—渗透率非均质系数,该参数与同类参数相比更能反映储层渗透率非均质的变化趋势及变化方向,可为油田开发层系划分与组合及井网部署提供科学依据,为更好、更快地油气开采提供基础。

河西务构造带J11断块储层非均质性

针对渤海湾盆地廊固凹陷河西务构造带J11断块沙四上亚段Ⅰ～Ⅲ砂组储层的非均质性进行了分析,从微观和宏观两个方面入手,分析了其主控因素。结果表明:研究区储层非均质性表现为层内非均质性、层间非均质性、平面非均质性和岩石微观非均质性。层内非均质性主要受渗透率韵律类型、夹层分布特征差异影响;层间非均质性主要受隔层分布特征、分层系数、砂岩密度特征影响;平面非均质性主要受砂体连续性影响;微观非均质性主要受岩石结构及孔隙结构影响。沉积环境和成岩作用是储层非均质性的主控因素。通过对上述影响因素的分析,对研究区主力小层进行了储层评价,预测有利储层分布在研究区的东南部和西南部地区,为下一步勘探开发提供了一定的依据。