渗透率各向异性条件下裂缝介质地震频散、衰减及各向异性分析

渗透率各向异性与地震各向异性是含流体裂缝孔隙岩石的关键特性,文中利用裂缝参数(倾角、方位角、半径等)表征裂缝介质的渗透率并分析渗透率各向异性变化规律,基于Chapman多组裂缝等效介质模型研究了渗透率各向异性条件下正交介质的地震各向异性及地震波频散、衰减特征。数值模拟结果表明:①渗透率各向异性与裂缝参数有关,裂缝方位角的变化对渗透率各向异性的影响具有对称性;裂缝半径和倾角的变化影响渗透率各向异性的强弱,其中裂缝半径的影响尤为显著。②渗透率各向异性情况下,地震波的频散、衰减出现两个不同的弛豫时间,随着饱含流体裂缝介质中含气量的增加,特征频率呈现先减后增的趋势。③渗透率差异引起的两个不同的特征频率与地震各向异性系数极值对应的频率具有相关性,表明渗透率各向异性会引起地震频散、衰减的各向异性。数值分析结果可为裂缝储层渗透率预测及流体识别提供有力的理论依据。

含瓦斯煤渗透率各向异性研究

为研究含瓦斯煤各向异性渗流特征,以原煤煤样为研究对象,以含瓦斯煤三轴渗流实验系统为实验平台,开展了含瓦斯煤的各向异性渗流规律的研究,确定了含瓦斯煤各向异性渗透率主值及其方位的计算方法,定义了含瓦斯煤渗透率各向异性率,重点分析了含瓦斯煤渗透率各向异性动态变化规律和瓦斯优势流动方向的转变现象。研究结果表明:煤体瓦斯流动具有非常明显的各向异性特征,本文所提出的含瓦斯煤各向异性渗透率计算方法简单有效;含瓦斯煤具有较强的应力敏感性,其渗透率与有效应力之间符合负指数函数变化规律;含瓦斯煤渗透率的各向异性随有效应力的变化表现出了明显的动态变化发展规律,优势流动方向存在转变现象。

渗透率各向异性油藏的开发对策研究

渗透率各向异性是储层、尤其是河流相储层的基本性质,它对油藏的有效开采会产生一定的负面影响。在注水保持地层能量的开发过程中,注入流体沿高渗透率方向优先推进,导致不同方向上的生产井见水时间差别较大,致使驱替过程很不均衡,从而影响油藏开发效果。针对上述问题,基于渗流力学理论,提出了井距控制法和注采压差控制法两种应对措施,并用数值模拟方法检验了这两种对策的有效性。验证结果表明,井距控制法和注采压差控制法能促使注入流体在储层中的均衡驱替,因而能保证不同方向上的油井见水时间的一致性,从而可以有效地抑制渗透率各向异性的负面影响。

地层测试器在渗透率各向异性地层中响应的数值模拟

用三维有限元方法模拟油水两相情况下的渗透率各向异性地层地层测试器的响应规律,并对地层测试响应进行物理试验测试,以验证模拟结果的可靠性。结果表明:模拟结果与实验结果吻合较好;地层流体的流动形态随着流动时间的增加而变化,渗透率各向异性比越大,单探针压降和多探针的时间延迟越大。

煤岩渗透率各向异性模型及瓦斯抽采模拟研究

为进一步明晰煤岩渗透率演化特征和基质瓦斯渗流对瓦斯抽采的影响,基于已有的基质瓦斯渗流流固耦合模型,考虑煤岩渗透率的各向异性特征,建立煤岩渗透率各向异性耦合模型;运用COMSOL Multiphysics软件,分析煤岩渗透率各向异性特征和基质瓦斯渗流对瓦斯抽采的影响。研究结果表明:随着渗透率各向异性系数的增大,基质与裂隙渗透率比例系数降低,瓦斯抽采效果明显降低;基质瓦斯渗流量比重最大值随各向异性系数的增大而增大,但在抽采中后期渗流量比重逐渐趋于稳定,且稳定在0. 1%左右;基质瓦斯渗流项在瓦斯抽采中某一特定阶段有促进作用。

基于煤体渗透率各向异性的瓦斯抽采特性研究

为了确定合理的有效抽采区域,首先建立了含瓦斯煤岩体的流-固耦合模型,然后建立几何模型,利用COMSOL Multiphysics软件进行数值解算,在考虑渗透率各向异性的基础上,研究钻孔周围不同位置的瓦斯压力变化规律。结果表明:考虑渗透率各向异性之后,瓦斯压力等值线图呈现出椭圆形状;渗透率各向异性会影响瓦斯在煤体中的运移,渗透率越低,瓦斯在煤层中运移越慢;达西速度与渗透率成正比,即渗透率增大,达西速度随之增大,渗透率各向异性使钻孔周围达西速度等值线呈椭圆分布,越靠近钻孔中心,达西速度越大,且随着时间的增加,达西速度最大值在减小;当钻孔周围瓦斯压力达到0.74 MPa时,受渗透率各向异性的影响其有效抽采区域呈现左右大、上下小的分布,瓦斯在渗透率小的地方难被抽采。

波浪作用下渗透率各向异性的海床液化分析

为探究波浪荷载作用下渗透率各向异性的海床的瞬态液化问题,分别以雷诺平均Navier-Stokes(RANS)方程和Biot多孔弹性方程作为波浪运动和海床响应的控制方程,采用LSM (LevelSet Method)法对自由表面进行追踪,以保证波浪运动模拟的准确性,并建立了波浪-海床相互作用的二维耦合数值模型.在验证数值模型合理性的基础上,进一步分析了波浪参数、海床土体的饱和度和渗透性对海床瞬态液化的影响.结果表明:波浪参数和海床土体饱和度对海床瞬态液化的影响显著;海床的瞬态最大液化深度随着波浪的高度、周期的增大而增加,随着海床土体饱和度的增大而减小;相比于海床土体的水平方向渗透系数,海床的瞬态最大液化深度对垂直方向渗透系数的变化更加敏感.

岩石渗透率各向异性评价新方法

岩石渗透率是一个典型的矢量,渗透率各向异性的测试和评价方法越来越受到人们重视。本文针对传统渗透率各向异性评价方法不能充分体现极值点影响、物理意义不明确、不便于岩心间的对比和归类等缺点,为了能够更加明确地表示储层岩石渗透率各向异性的特点,通过对前人评价岩石渗透率方法的研究,结合对不同岩性储层岩石的渗透率测试,提出了新的评价方法。包括用三向渗透率的几何平均代表岩心的视渗透率,用三角图表示各向异性渗透率的相对大小关系,用三向渗透率几何平均与算术平均比值来定量描述各向异性程度。通过对实际不同岩性岩心渗透率各向异性的具体应用,结果表明该新方法能科学、全面评价岩石渗透率各向异性。

特低渗透各向异性油藏平面波及系数计算方法

特低渗透油藏常表现出非达西渗流和渗透率各向异性的特征,为了解决特低渗透各向异性油藏水驱平面波及系数的理论计算问题,通过构建考虑启动压力梯度的非达西流管模型,利用坐标变化将渗透率各向异性油藏转化为等效各向同性油藏,推导了特低渗透各向异性油藏五点井网油井见水时间和平面波及系数的计算公式。该方法可用于定量表征特低渗透各向异性油藏水驱平面动用程度,为特低渗透各向异性油藏开发设计和评价提供理论依据。以鄂尔多斯盆地某特低渗透各向异性油藏为例,利用该方法分析了启动压力梯度、渗透率各向异性系数和注采参数对特低渗透各向异性油藏平面波及系数的影响,结果表明,当油藏渗透率各向异性较强时,注入水沿主渗透率方向快速突进,导致平面波及程度低,可通过优化井排距、增大注采压差或者井网加密的方式,减小死油区,以提高注入水的波及程度。

耦合相对渗透率、斑块饱和与各向异性渗透率的Chapman模型横波速度频散研究

本文基于Chapman模型,在Chapman模型中引入了斑块饱和、相对渗透率模型和各向异性渗透率,研究讨论耦合斑块饱和、相对渗透率和各向异性渗透率这三个效应对横波速度频散的影响及其变化规律,研究发现其与频率有关:在中低频时,各向异性渗透率的影响最大;在高频时,斑块饱和效应的影响最大;而相对渗透率模型的影响在各个频率中都是最小的.理论分析和数值试验证实了部分饱和岩石地震各向异性如何被上述三种耦合效应所影响,提高了对含裂隙储层部分饱和岩石的频变地震各向异性的认识.

中国陆相页岩油储层水平渗透率与垂直渗透率特征——以渤海湾盆地济阳坳陷和江汉盆地潜江凹陷为例

目前,页岩油在北美地区已经实现了商业开发,中国页岩油的勘探开发也有了重大突破。在生产实践中发现水平纹层/层理发育层段产量高于其他层段,推测水平渗透率大于垂直渗透率。针对中国陆相典型页岩油储层渗透率,应用压力脉冲衰减法,对水平渗透率与垂直渗透的变化规律进行定量研究,结果表明:①常压条件下,当层理缝发育时,水平渗透率高于垂直渗透率可达5个数量级;当层理缝不发育时,水平渗透率比垂直渗透率高20~50倍左右;当储层发育切穿层理的构造微裂缝时,水平渗透率与垂直渗透率相差倍数小于1;②围压条件下,与海相页岩油储层相比,陆相页岩油储层的水平渗透率和垂直渗透率变化更为复杂,其中水平渗透率对围压的敏感性更明显;③就水平渗透率与垂直渗透率之比而言,纹层状灰质页岩/纹层状砂质页岩、层状页岩和块状页岩的变化范围分别为1.5~90.0,1.4~46.0和1.3~40.0;④潜江凹陷页岩油储层孔喉半径小,矿物组分复杂,发育硬石膏等特殊矿物,阻塞孔隙,使得江汉油田潜江凹陷页岩油储层渗透率比胜利油田济阳坳陷页岩油储层渗透率低10~100倍。

裂缝性储层渗透率张量定量预测方法

针对裂缝渗透率张量难以准确定量预测的问题,借助于古今岩石力学层产状的变化,预测裂缝的现今产状;以断裂力学中裂缝表面能以及岩石应变能理论为基础,预测现今裂缝的线密度;通过现今应力场数值模拟,计算三向挤压状态下裂缝的开度,进而确定现今裂缝的平行渗透率。利用裂缝的现今产状将静态坐标系与动态坐标系统一到大地坐标系中,建立了多组裂缝渗透率张量的定量预测模型,给出了渗透率主值、主值方向的计算公式,并且通过调整动态坐标系旋转角预测单元体内不同方向的渗透率。定义了表征渗透率各向异性的3个参数:裂缝渗透率极差比、渗透率突进系数和渗透率变异系数,定量评价裂缝渗透率的非均质性。以铜城断裂带东翼阜宁组二段储层为例,进行了裂缝渗透率张量预测工作。

各向异性油藏注水开发布井理论与方法

油藏各向异性对于开发井网具有破坏和重组作用,致使井网的生产效果难以把握,严重影响油藏原油的产量和采收率,其开发井网的布置是一大难题。布井的关键在于突破传统的正多边形井网形式,建立变形井网。利用坐标变换将各向异性油藏变成等价各向同性油藏,分析了注水开发井网的变形机理。为了避免井网破坏,注采井排必须与最大渗透率方向(裂缝方向)平行或垂直;为了优化井网的油藏开发效果,井网注采单元的几何参数(井距和排距)由各向异性渗透率主值计算得到,提供了定量计算公式。

各向异性弹性孔隙介质中的热-流-变形耦合模型

研究微小孔隙介质中应变导致渗透率各向异性的问题.采用有限单元法综合分析处理储层变形-渗流-热传导耦合模型与应变导致渗透率变化模型,并用该方法分析弹性多孔介质的二维非等温变化单相渗流的耦合问题.对比结果表明,应变导致的渗透率变化模型能有效反映蒸汽注入引起的岩层各向膨胀,与热采过程中油藏的实际情况更吻合.

基于煤体各向异性的瓦斯热流固耦合抽采特性研究

为研究煤层渗透率各向异性影响下瓦斯抽采的相关特性,同时考虑温度变化对瓦斯渗流和煤体变形的影响,建立了煤岩变形场、渗流场、温度场的热流固耦合模型。使用COMSOL Multiphysics软件进行模拟求解,研究初始渗透率、初始煤层温度以及初始瓦斯压力对有效抽采区域的影响规律。研究表明:考虑渗透率各向异性下,钻孔周围呈现出椭圆形压降区域,且随抽采时间的增加蔓延为鼓形,钻孔周围应力重新分布;渗透率较大的区域瓦斯渗流速度快,瓦斯抽采效率高;煤层温度随抽采过程的进行不断下降至稳定,距钻孔最远处温度最高,煤层初始温度越大,有效抽采区域越小;初始压力越大,吸附瓦斯解吸时间越长,有效抽采区域面积随之降低。

断块油藏水平井与直井组合井网渗流解析解及其应用

通过坐标转换,将渗透率各向异性断块油藏转换为等价的各向同性断块油藏,分析水平井与直井组合井网及断层边界的变化;基于保角变换方法计算断块油藏水平井和直井组合井网势的分布,并研究组合井网在地层中的流线分布;建立渗透率各向异性断块油藏水平井与直井组合井网的产能计算公式。结果表明:断块油藏部署水平井与直井组合井网时,主流线与水平井的交点位于水平井两端点之间,并随水平井距断层距离的减小而向水平井中心点靠近;组合井网产能公式计算误差小于常用的水平井产能计算公式的,与实际生产数据吻合较好。

水平井采油指数的影响因素分析

为了弄清影响水平井产能的主要因素,在Economides水平井产能公式的基础上,推导出水平井采油指数计算公式,并从渗透率各向异性和表皮效应两方面进行了深入分析。结果表明,渗透率各向异性对水平井产能的影响很大,同时,随着表皮因子的增大,水平井产能明显减小。

射孔完井参数对试井理论曲线的影响

射孔完井是石油天然气开采过程中最常用的完井方式之一。对于确定的油气储层,完井方式决定了单井产能大小。一般常用二维裸眼井模型来进行射孔井的试井资料解释及单井产能的确定,但这种方法分析的结果可能存在较大的误差。因此根据射孔完井的特征以及储层渗透率各向异性特征,建立了一种适合于射孔井的三维数值试井模型。利用三维有限元数值方法求解该模型,获得了射孔井的试井理论曲线和压力分布场。通过分析试井理论曲线的特征及压力分布场中的流体三维流动特征,明确了试井理论曲线的6个流动阶段:井筒储存阶段;第一过渡阶段;早期局部径向流阶段;第二过渡阶段;系统径向流阶段;外边界作用阶段。其中,围绕射孔的早期局部径向流阶段是该类井的主要特征。分析了射孔完井参数射孔密度、射孔长度、射孔相位角以及渗透率各向异性等因素对试井理论曲线的影响,为射孔完井设计以及射孔井的试井分析提供理论指导。射孔井的总表皮系数计算结果表明,在一定参数条件下,射孔井可以成为超完善井,深度射孔是提高产量较有效的手段。

高温高压多功能组合损害评价系统研制及应用

针对水平井、多分支井钻井、完井、开发生产和增产改造过程中出现的越来越复杂的损害特征,综合国内外已有损害评价实验仪器的优点,研制出了新型高温高压多功能组合损害评价系统,该评价系统具有功能多、自动化程度高的优点;应用该系统模拟水平井不同方向上的动态滤失情况进行的初步实验结果显示,由于储层渗透率各向异性以及受浸泡时间、钻具偏心及钻井完井液体系等因素的影响,水平井顶部、侧面、底部表现出不均匀非均质损害特性,优质滤饼的形成可以降低滤液侵入量、减少损害,弱化水平井各种损害因素的影响。

关于次生孔隙发育带的两点新认识

通过深入分析次生孔隙形成机制,取得以下认识:在封闭-半封闭的系统内,在储层流体入口处附近,溶蚀作用最强烈,孔渗性最高,是次生孔隙发育带的"甜点"区。受溶蚀性流体流动方向的影响,次生孔隙发育带内的渗透率优势方向将与原生孔隙带的优势方向有所不同,溶蚀程度较高时,渗透率优势方向将与流体宏观流动方向一致。