简介：储层裂缝是影响低孔、低渗油藏开发效果的关键因素，如何精确识别和评价裂缝是进行注水开发和调整挖潜的前提。由于常规测井资料容易获得，技术分析比较成熟，本文结合了该区地质特征，采用常规测井资料进行裂缝识别。在与岩心实验资料标定的基础上，建立起测井响应的识别模板，确定了裂缝参数。应用该模板对本区所有井进行了裂缝识别和分析。结果表明，裂缝分布与本区油水井生产动态吻合较好，该技术极大地改善了注水开发与井网部署的应用效果。

简介：许多致密气井和页岩气井的线性流态都可以持续数年。然而，非常规油藏（如巴肯油藏）生产分析表明，线性流态并不是唯一的主导流态。现场数据表明，受增产处理油藏体积（SRV）影响的边界流（boundary—dominatedflow）和复合线性流的持续时间一般要远长于早期的线性流态。根据裂缝网络或SRV模式，非常规油藏的线性流态可能只持续几个月，但对估计最终开采量（EUR）的贡献却高达约30％。本研究提出了一种基于解析模型来识别裂缝网络模式和获取相关流动参数的方法，由此得出的油藏描述结果被移植到油藏～流量数值模拟模型中，用于捕捉非常规油藏系统中压实作用、多相流动特性以及各种流态对开采动态的影响。这种方法有助于认识油井的开采动态，以便于了解历史拟合情况。特别是，文中通过产量不稳定分析确定了裂缝网络模式和流态，通过数值模拟与解析模型相结合，开展了生产动态约束下的历史拟合；对非均质效应、压实效应和多相流效应进行了敏感性分析；此外，还介绍了本方法在巴肯油井的现场应用。研究认为，在开展详细的油藏一流量数值模拟研究之前，应当先进行解析模拟。该项研究成果为改善非常规油藏描述奠定了基础。

简介：最近几年，非常规油气藏，特别是页岩气、凝析气和页岩油的开发，获得了长足的发展。能源公司纷纷看好非常规油气资源并将之纳入自己经营业务的范围。非常规油气资源通常指不经过近井筒地带增产处理就无法实现经济开采的那些超低渗透率油气藏。先进的水平井钻井技术与分段水力压裂技术相结合，使非常规油气藏的经济开发成为现实。，然而，经常遇到的情形是，初始产量很高，但产量递减速度很快，使这些油气井的经济效益边际化，有时甚至使之不再具有经济效益。为了使这类油气藏得到有效开发，对明显影响长期开采动态的流动机理及起着控制作用的岩石和流体参数的了解显得非常重要。我们对油藏做了详细的模拟研究，以便调查岩石和流体性质的影响以及标准开发井网中水力压裂井的泄油面积。选取一个储集岩石性质多样、流体类型各异（干气、凝析油、石油）页岩油气藏，对开展过14段水力压裂处理的水平井进行模拟。利用径向网格和扇形模型设计，做了大量的油藏组分模拟。还利用多口水平井的短期生产数据和一口直井的长期开采数据，开展了历史拟合及模型标定。我们模拟了许多情形，涵盖不同裂缝、基质和流体性质，涉及凝析油带的形成、裂缝样式、孔隙体积可压缩性以及相对渗透率等，结果显示：·累积产油量对流体性质，尤其是对气油比（GOR）较敏感·基岩致密、裂缝闭合以及凝析油带的形成等因素会导致产能严重下降·尽管有大量的水力压裂裂缝，但是泄油面积以及裂缝与油藏的接触面积仍往往有限·油藏动态还对裂缝的渗透率以及基岩的相对渗透率比较敏感·裂缝的干扰作用有限，可能在油藏开采晚期才会显现。

简介：西加拿大沉积盆地（WCSB）西部边缘附近前陆地区内的二叠和三叠系裂缝型碎屑岩一碳酸盐岩储层中的天然气存在同位素倒转现象（甲烷δ^13C〉乙烷δ^13C〉丙烷的δ^13C）。甲烷δ^13C值（-42-24％_00），天然气干燥程度和有机质成熟度（R_o〉2．2）都表明此处的天然气为成熟天然气，并且从东南向西北天然气的成熟度随着储层年代而逐渐增加。乙烷δ^13C值的范围在-44-25之间，而且在我们气田东北部同位素正常天然气中乙烷δ^13C值偏高。为了解释西加拿大盆地前陆地区天然气发生同位素倒转的原因，我们使用了封闭系统页岩的概念，即同时对干酪根、石油和天然气加热，产生的天然气乙烷δ^13C较轻而甲烷的δ^13C重。在拉拉米造山运动引起的变形和逆冲断裂作用的期间，这些天然气从页岩中释放，并在脆性碎屑岩一碳酸盐岩裂缝型褶皱中聚集，形成一些极丰富的天然气藏。这些天然气实际上属于成熟页岩气。局部地区较高的H_2和CO_2丰度可能是富合硬石膏夹层和底层中硫酸盐热化学还原作用（TSR）的结果，形成的H_2和CO_2在构造运动过程中混合进了释放的页岩气中。未发现TSR会引起天然气的同位素倒转的证据。乙烷δ^13C的变化可能是不同地区在热史、天然气从页岩中释放的时间以及断层和褶皱发育时间上的差别引起的。研究区油田东北部和下伏泥盆系碳酸盐岩中的乙烷δ^13C值偏高（导致同位素正常天然气）可能反映了其属于一个比较开放的页岩系统，该系统中早期形成的天然气已经散失。我们认为，同位素倒转局限于封闭体系的成熟作用中，而且发生同位素倒转的程度很可能与页岩中残留气体的相对量有关。