导读:本文包含了裂缝性砂岩油藏论文开题报告文献综述、选题提纲参考文献及外文文献翻译，主要关键词:油藏,砂岩,裂缝,致密,安塞,数值,收率。
裂缝性砂岩油藏论文文献综述
阮迪,屈亚光,沈畅,刘德华[1]（2019）在《裂缝性致密砂岩油藏渗吸驱油效果影响因素》一文中研究指出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着,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,取得了显着的增产效果,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。(本文来源于《科学技术与工程》期刊2019年29期）
鲁国用,赵凤兰,侯吉瑞,王鹏,张蒙[2]（2019）在《致密砂岩裂缝性油藏CO_2驱高强度凝胶封窜适用界限》一文中研究指出致密砂岩油藏基质渗透率低,存在天然和人工裂缝,CO_2驱窜逸现象严重。通过测定成胶前的黏度和成胶后的强度评价了改性淀粉凝胶的注入性能和封堵能力,利用自制致密砂岩裂缝岩心,通过3种不同裂缝开度下的封堵、驱替实验评价了CO_2气窜后改性淀粉凝胶对不同开度的裂缝封堵性能及提高采收率程度,并进一步探讨高强度淀粉凝胶改善致密砂岩裂缝性油藏CO_2驱油效果的适用界限。研究结果表明,改性淀粉凝胶成胶前黏度低,有利于体系的顺利注入,成胶后强度高,可用于裂缝的强封堵,且在0.42 mm裂缝开度条件下可实现99%以上的封堵率,突破压力高达24.9 MPa,有效启动了低渗基质中的剩余油,提高原油采收率程度达到28%,具有良好的封堵适应性;在0.65 mm裂缝开度条件下,封堵效果有所下降,封堵率为92%,突破压力降至15.9 MPa,提高采收程度18%;在裂缝开度0.08 mm条件下,注入性明显变差,从而影响其封堵性能,封堵率为90%,突破压力为3.6 MPa,提高采收率9.8%。该淀粉凝胶对开度0.42 mm左右裂缝的致密砂岩裂缝性岩心的适应性最好。图15表3参16(本文来源于《油田化学》期刊2019年03期）
吝拥军[3]（2019）在《裂缝砂岩油藏调剖堵水技术研究应用》一文中研究指出针对裂缝砂岩油藏,非均质性严重,平面矛盾突出,平均单井日产油2.3t,采出程度3.62%,采油速度1.26%,采出程度低,低产井比例高,水线推进速度快,水驱方向性强;侧向油井见效程度低,主向油井水淹严重等问题;研发了新的流体流向控制调驱剂,创新配液工艺,形成高压调驱井降压调驱技术;创新了"解堵-调堵-调驱"配套调驱技术,形成了裂缝砂岩油藏调驱集成配套调驱工艺技术。2015～2016年,裂缝砂岩油藏实施调驱井共实施调驱23口井,累计增油4395.6t,投入费用823.6万元;产出效益2571.2万元;投入产出比∶投入产出比1∶3.09,通过调剖,吸水剖面有明显改善,注入压力上升,主力吸水层得到有效控制,新层得以启动,解决了裂缝砂岩油藏深部调剖堵水的问题。(本文来源于《内蒙古石油化工》期刊2019年08期）
吴涛[4]（2019）在《致密砂岩油藏压裂裂缝延伸规律研究》一文中研究指出陇东地区长7致密油分布广泛,资源量丰富,初步评价资源量达20×10~8t,随着油气勘探开发进程的加快和深入,长7致密油已成为了长庆油田石油增储上产的重要后备接替资源。致密砂岩油藏通常具有低孔低渗透的特点,水平井分段压裂技术在开发这类非常规石油资源时,显得十分重要。为了更好的施工,现场压裂会在同一个分段位置射孔,期望能同时形成多条水力裂缝。但是往往达不到预期效果,产能也没有很大突破。一方面是由于裂缝之间的应力干扰和储层非均质性,多条裂缝很难同步且均匀延伸,也很难良好的与天然裂缝沟通形成有效缝网;另一方面,水力压裂施工时没有形成大规模、复杂的裂缝网络,然而形成裂缝网络取决于水力裂缝和天然裂缝相交以后的延伸情况。为了提高水力压裂改造效果,本文对多段压裂裂缝扩展机理及水力裂缝和天然裂缝相互作用的行为进行研究。(1)基于陇东地区长7致密砂岩油藏储层特征、天然裂缝发育特征、岩石力学特征,开展声发射凯瑟尔效应测量地应力实验及叁轴压缩实验对储层的岩石力学参数、岩石矿物组成成份、天然裂缝特征进行测定和分析。陇东地区长7发育高角度和低角度裂缝优势方位为NE-NEE向约占70%,局部发育裂缝方位NW-NWW向,并伴随有断层出现。(2)对陇东地区YC5井长7致密油储层测井声波各向异性数据进行了脆性指数的计算,同时通过经验公式分别求出横波时差、岩石密度、杨氏模量和泊松比,根据脆性指数计算公式预测出脆性指数。通过对比得出,测井岩石物理法和经验公式预测法计算出的脆性指数相关关系较好,求取岩石脆性特征较准确,可用于陇东地区致密油储层脆性特征的定量预测。(3)结合陇东地区长7致密油藏地质特征、成像测井裂缝特征、岩石力学实验数据,使用仿真数值模拟软件Abaqus建立陇东地区长7致密油藏压裂裂缝延伸数值模拟模型。采用有限元方法,引入Cohesive单元流体流动模型模拟人工裂缝在遇到天然裂缝时扩展过程中损伤模式。通过模拟不同角度、不同水平地应力和多段压裂间距之后,发现模拟结果与大型物理模拟试验较好吻合。建立的叁维试样静力仿真模型能够较好的模拟水力裂缝延伸过程。(4)采用致密砂岩露头岩样,进行水力压裂大型室内物理模拟试验,通过实验对天然裂缝储层中压裂过程复杂缝网的形成机理及延伸情况进行研究。结果表明缝间干扰影响裂缝形态,垂向延伸不受层理的影响,岩性非均质性和井眼应力集中效应使裂缝并未严格按照地应力场方位起裂。(5)利用微地震监测技术对陇东地区长7段压裂过程中产生的裂缝形态、裂缝高度、压裂改造体积和水力裂缝延伸规律进行研究。现场监测与数值模拟和大型物理模拟试验相吻合,压裂裂缝延伸到天然裂缝时,主要受水平应力差、最大水平主应力的走向和裂缝里面压力的影响。当压裂裂缝延伸到天然裂缝、应力薄弱地带、层理状或者其它阻挡裂缝沿着最大水平主应力延展时,容易形成复杂缝网。(本文来源于《长江大学》期刊2019-04-01）
宋宇[5]（2019）在《M区块裂缝型低渗透砂岩油藏开发调整研究》一文中研究指出在剖析M区块油藏开采特征,评价开发效果的基础上,针对该区地质条件,借助CMG软件双孔双渗模型落实剩余油分布特征,依据平面上不同部位目前含油饱和度与剩余可采储量开展开发对策调整研究,制定了完善线性注水,直井与水平井组合开发的调整方案,为同类油藏开发中后期实施开发调整,实现稳油控水的目标供了有益借鉴。(本文来源于《化工管理》期刊2019年03期）
范白涛,邓金根,林海,吴锐,刘伟[6]（2018）在《疏松砂岩油藏压裂裂缝延伸规律数值模拟》一文中研究指出压裂充填防砂可实现增产与防砂双重目的,是疏松砂岩油藏的一种重要完井方式。疏松砂岩具有高孔、高渗特点,且强度低、塑性强,裂缝起裂与延伸机理较为复杂。为研究疏松砂岩储层压裂裂缝延伸机理,揭示压裂工艺参数对裂缝形态的影响,建立了考虑储层岩石弹塑性变形、裂缝起裂与延伸、压裂液流动与滤失以及储层孔隙流体渗流复杂耦合作用的流固耦合有限元数值模型,针对渤海油田绥中36-1区块典型疏松砂岩储层,开展了压裂裂缝延伸规律数值模拟计算,并重点分析了压裂液效率、排量对于裂缝延伸规律的影响。结果表明:低效率压裂液在疏松砂岩中仅形成极短而窄的裂缝,裂缝两侧伴随着一定范围的剪胀高渗带,难以容纳支撑剂,无法实现充填防砂目的;高效率压裂液可在疏松砂岩中形成压裂充填防砂工艺所需的短宽裂缝,裂缝壁面两侧存在轻微压实现象,对渗透率的影响较小;提高压裂液排量,裂缝长度减小,裂缝宽度增加。研究结果可为疏松砂岩压裂充填设计提供一定理论参考。(本文来源于《石油钻采工艺》期刊2018年05期）
汪明志[7]（2018）在《裂缝性低渗透砂岩油藏合理注水压力研究》一文中研究指出针对裂缝性低渗透砂岩油藏合理注水压力相关内容,做了简单的论述。注水压力会影响裂缝变化,如注水压力过大,会使得储层中的隐性裂缝开启、延伸,情况严重时会出现裂缝扩展,形成高渗透水流通道,引发水淹。基于此,合理控制注水压力,有着重要的意义。(本文来源于《化工设计通讯》期刊2018年08期）
黎政权[8]（2018）在《扶余中38块裂缝性砂岩油藏叁元复合驱油方法研究》一文中研究指出扶余油田是国内典型的非均质砂岩油藏,具有油层埋藏浅、地层温度低、人工裂缝和天然裂缝多、存在高渗透优势通道等特点。经过40多年的注水开发,综合含水已达94%以上,常规水驱挖潜技术提高采收率空间有限,叁次采油技术的研究势在必行。中38块位于扶余油田八家子构造高点,东西两侧各有一条近南北向的断层,区块相对独立,是扶余油田的代表性区块。本文以该区块为研究对象,开展扶余油田叁元复合驱油方法研究,对裂缝性砂岩油藏提高采收率具有重要的理论意义和应用价值。本文采用室内物理模拟、数值模拟、理论分析等方法,开展了储层、裂缝、剩余油再认识,研制和筛选出适合浅层、低温、裂缝性非均质砂岩油藏的调剖体系和叁元复合驱油体系,优选了叁元复合体系段塞组合方式,取得了如下成果:1、采用取心井岩心镜下观察和铸体薄片分析方法,对扶余油田注水开发早期和近期的裂缝产状与分布进行了精细刻画。结果表明,扶余油层Ⅰ砂组、Ⅱ砂组、Ⅲ砂组裂缝发育,Ⅳ砂组裂缝不发育,裂缝密度由早期的0.55米/条增加到目前的1.04米/条,最大裂缝宽度由0.8mm扩大为2.5 mm。2、采用油藏精细描述、水淹层识别法和数值模拟等相结合的方法,量化了3种宏观类型剩余油,韵律控制型、微相控制型和夹层控制型剩余油占比分别为15.8%、27.0%和23.1%。通过取心井岩心铸体薄片和孔隙特征图像等方法发现,微观剩余油主要以喉道状、角隅状、簇状及颗粒吸附状等形式存在。3、优化设计了扶、杨油层水驱井网,形成扶杨水井细分的叁套井网开发,即扶余油层水井分两套井网开发,油井仍是一套井网开发,其中水井的Ⅰ和Ⅱ砂组为一套井网,Ⅲ和Ⅳ砂组为一套井网,两套井网均是200m×200m五点法井网。杨大城子油层井网加密形成油水井井距100m、排距80m的五点法井网。基于建立的有约束k-means聚类注水层段划分方法,对34口新水井注水层段进行了优化。水驱井网、分注等调整后,水驱采收率提高1.53个百分点。4、通过在互穿网络交联剂中增加延缓剂,研制出新型延迟交联互穿网络凝胶,延长成胶时间3小时,满足了矿场低黏注入和深部运移的需求。在此基础上,设计出个性化深部调剖体系:裂缝型采用凝胶体系+缓膨颗粒(大粒径);裂缝-高渗型采用凝胶体系+缓膨颗粒(小粒径);高渗型采用新型互穿网络凝胶体系。设计调剖剂总用量11.85×104m3,平均单井4937m3,预测比水驱提高采收率3.1个百分点。5、通过室内物理模拟评价,筛选出适合中38块低温条件的非离子型表面活性剂X-01,其耐盐、耐二价离子、老化稳定性较好,最大静态吸附量≤1.0,动态吸附量为0.044 mg/g砂。X-01弱碱叁元体系,在表面活性剂浓度0.05~0.3%、弱碱浓度0~1.2%范围内界面张力均达到了超低,碱浓度适应范围宽。6、通过物理模拟和数值模拟方法,优选出主段塞最优配方为聚合物浓度2000mg/L、表面活性剂浓度0.4%、弱碱浓度1.0%,化学剂段塞0.40PV。在此基础上,针对中38块裂缝性砂岩特点,提出了叁元复合体系和凝胶体系段塞周期注入方法,推荐最优方案为:4个周期(0.1PV主段塞+0.05PV凝胶)+0.2PV副段塞+0.1PV保护段塞+后续水驱至含水98%,该方案阶段累产油67.08×104t,阶段采出程度达到22.74%,比水驱提高采收率17.84个百分点,较单纯叁元复合体系驱油方案提高采收率4.84个百分点。(本文来源于《东北石油大学》期刊2018-03-31）
赵向原,曾联波,胡向阳,朱圣举[9]（2017）在《低渗透砂岩油藏注水诱导裂缝特征及其识别方法——以鄂尔多斯盆地安塞油田W区长6油藏为例》一文中研究指出在总结注水诱导裂缝概念的基础上,阐明了注水诱导裂缝的基本特征及形成机理,提出了识别注水诱导裂缝方法,最后利用该方法对鄂尔多斯盆地安塞油田W地区长6油藏A0井组的注水诱导裂缝进行了识别。注水诱导裂缝为张性裂缝,其规模大、延伸长,渗透率高,纵向上不受单层控制,延伸方位一般与现今地应力的最大水平主应力或者油藏主渗流裂缝方向一致,并随着低渗透油藏注水的推进发生动态变化。长期注水开发过程中,若油井逐渐表现出方向性水淹且含水率变化曲线呈现出阶梯状上升,试井解释具有裂缝渗流特征,同时水淹井对应的注水井吸水剖面逐渐表现为指状吸水且注水指示曲线出现拐点,示踪剂或水驱前缘监测油水井之间表现出良好的连通关系,则可判定在油水井之间形成了注水诱导裂缝。(本文来源于《石油与天然气地质》期刊2017年06期）
宗彦琪,陈志午,谢春阳[10]（2017）在《裂缝性低渗、超低渗透砂岩油藏开发技术研究》一文中研究指出某区块储量相对较低,经济效益非常差,本文以此区块为例,对裂缝性特低渗透油田注水开发中合理注采比的问题和特低渗透油田能否进行加密调整,效益和效果如何等问题进行了研究和论述,对改善该油田开发效果和对今后类似油田的开发具有一定的指导作用。(本文来源于《石化技术》期刊2017年09期）
裂缝性砂岩油藏论文开题报告
（1）论文研究背景及目的
此处内容要求：
首先简单简介论文所研究问题的基本概念和背景，再而简单明了地指出论文所要研究解决的具体问题，并提出你的论文准备的观点或解决方法。
写法范例：
致密砂岩油藏基质渗透率低,存在天然和人工裂缝,CO_2驱窜逸现象严重。通过测定成胶前的黏度和成胶后的强度评价了改性淀粉凝胶的注入性能和封堵能力,利用自制致密砂岩裂缝岩心,通过3种不同裂缝开度下的封堵、驱替实验评价了CO_2气窜后改性淀粉凝胶对不同开度的裂缝封堵性能及提高采收率程度,并进一步探讨高强度淀粉凝胶改善致密砂岩裂缝性油藏CO_2驱油效果的适用界限。研究结果表明,改性淀粉凝胶成胶前黏度低,有利于体系的顺利注入,成胶后强度高,可用于裂缝的强封堵,且在0.42 mm裂缝开度条件下可实现99%以上的封堵率,突破压力高达24.9 MPa,有效启动了低渗基质中的剩余油,提高原油采收率程度达到28%,具有良好的封堵适应性;在0.65 mm裂缝开度条件下,封堵效果有所下降,封堵率为92%,突破压力降至15.9 MPa,提高采收程度18%;在裂缝开度0.08 mm条件下,注入性明显变差,从而影响其封堵性能,封堵率为90%,突破压力为3.6 MPa,提高采收率9.8%。该淀粉凝胶对开度0.42 mm左右裂缝的致密砂岩裂缝性岩心的适应性最好。图15表3参16
（2）本文研究方法
调查法：该方法是有目的、有系统的搜集有关研究对象的具体信息。
观察法：用自己的感官和辅助工具直接观察研究对象从而得到有关信息。
实验法：通过主支变革、控制研究对象来发现与确认事物间的因果关系。
文献研究法：通过调查文献来获得资料，从而全面的、正确的了解掌握研究方法。
实证研究法：依据现有的科学理论和实践的需要提出设计。
定性分析法：对研究对象进行“质”的方面的研究，这个方法需要计算的数据较少。
定量分析法：通过具体的数字，使人们对研究对象的认识进一步精确化。
跨学科研究法：运用多学科的理论、方法和成果从整体上对某一课题进行研究。
功能分析法：这是社会科学用来分析社会现象的一种方法，从某一功能出发研究多个方面的影响。
模拟法：通过创设一个与原型相似的模型来间接研究原型某种特性的一种形容方法。
裂缝性砂岩油藏论文参考文献
[1].阮迪,屈亚光,沈畅,刘德华.裂缝性致密砂岩油藏渗吸驱油效果影响因素[J].科学技术与工程.2019
[2].鲁国用,赵凤兰,侯吉瑞,王鹏,张蒙.致密砂岩裂缝性油藏CO_2驱高强度凝胶封窜适用界限[J].油田化学.2019
[3].吝拥军.裂缝砂岩油藏调剖堵水技术研究应用[J].内蒙古石油化工.2019
[4].吴涛.致密砂岩油藏压裂裂缝延伸规律研究[D].长江大学.2019
[5].宋宇.M区块裂缝型低渗透砂岩油藏开发调整研究[J].化工管理.2019
[6].范白涛,邓金根,林海,吴锐,刘伟.疏松砂岩油藏压裂裂缝延伸规律数值模拟[J].石油钻采工艺.2018
[7].汪明志.裂缝性低渗透砂岩油藏合理注水压力研究[J].化工设计通讯.2018
[8].黎政权.扶余中38块裂缝性砂岩油藏叁元复合驱油方法研究[D].东北石油大学.2018
[9].赵向原,曾联波,胡向阳,朱圣举.低渗透砂岩油藏注水诱导裂缝特征及其识别方法——以鄂尔多斯盆地安塞油田W区长6油藏为例[J].石油与天然气地质.2017
[10].宗彦琪,陈志午,谢春阳.裂缝性低渗、超低渗透砂岩油藏开发技术研究[J].石化技术.2017
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