C3断块K2t1注水外溢及合理注采比

针对C3断块K2t13边底水油藏地层压力长期得不到有效恢复的问题,在确定注水外溢时机的基础上,应用数值模拟方法研究了注采比、油水粘度比、注水时机、边水体积、注水井位置、地层倾角等因素对注水外溢的影响。利用统计回归方法建立了注水外溢的定量表征模型,进一步结合物质平衡原理开展了合理注采比研究。研究结果表明,注采比对C3断块K2t13油藏注水外溢的影响程度最大;受注水外溢的影响,随着注水量的增加,油藏有效注水并没有得到同步增加,甚至会降低;合理注采比研究结果表明,当注采比在1.8左右时,该油藏地层压力恢复速度才能达到最大值。     

封闭油藏注水开发阶段注采比计算新方法

目前的阶段注采比计算方法只考虑了地层压力或含水率等单个因素的影响,而实际开发中,注采比的大小受
油藏压力、含水率、累积水油比等多因素的影响。针对这一问题,利用累积注水量与累积产油量的半对数关系式,结合
封闭油藏物质平衡方程,推导了阶段注采比与累积产油量、地层压力和含水率的关系式。再利用累积产油量与含水饱
和度的关系式、两种不同相对渗透率与含水饱和度的关系式,推导了两种阶段注采比的计算关系式。最后,实例计算
结果表明：研究的计算方法可用于封闭油藏注水开发的阶段注采比计算与预测。     

满足水驱规律的合理地层压力保持水平

为了评价油藏不同开发阶段地层压力保持水平的合理性,依据物质平衡原理,结合油藏的综合水驱规律,建立了能够描述不同注采比、不同地质储量采出程度条件下的地层压力保持水平数学模型。并以鄂尔多斯盆地某砂岩油藏为实例,对模型进行了简化。分析结果表明:依据累积注采比大于1.0或小于1.0且变化趋势不同时,油藏的合理地层压力保持水平呈现不同的变化规律;当累积注采比小于1.0且递增时,地层压力保持水平有极小值;当累积注采比大于1.0且递减时,地层压力保持水平有极大值。     

白于山区长4+5油藏合理开发对策

为确保绥靖油田白于山区长4+5油藏持续高效开发,达到提高最终采收率,实现油藏稳油控水的目的,对研究区生产数据及历年压力测试等相关资料分析研究,确定出合理地层压力、流动压力、注采比及注水井最大井口注入压力等参数.分析后对不合理开发对策进行调整:降低注采比,适度降低地层压力;开展周期注水试验,减缓油井见水速度;开展区域化学调剖试验,治理见水油井;实施酸化解堵,提高油井产量措施,为实现油藏的稳油控水提供方法和依据.     

低渗、特低渗油田注水开发见效见水受控因素分析--以鄯善油田、丘陵油田为例

以特低渗的鄯善油田和丘陵油田为例，对特低渗油田注水开发见效见水受控因素进行了分析，研究表明：①特低渗油田注水开发见效见水的控制因素有砂体的连续性、储层的物性非均质程度、射开层数、注采比及地层压力情况；②地饱压差低的特低渗油田，注采比及地层压力情况是注水见效见水的首要控制因素，这类油田应尽早注水保持地层压力；②在某一物性范围内，物性非均质程度比物性好坏对特低渗油田注水见效见水的控制作用更为突出i这一研究结果对同类油田生产具有一定的指导意义。     

地层压力水平和注采比与含水率的定量关系

中高含水期开发阶段，稳产难度越来越大，稳油控水成为主要任务．地层压力保持水平是实现稳油控水的一个关键因数，为此，应用物质平衡方程和水驱特征曲线，研究了合理注采比，地层压力保持水平及产液量和含水率之间的定量关系，并以别古庄油田京１１断块为例给出了应用结果，该方法对于确定高含水期开发阶段油田的注水政策有一定的指导意义和实用价值．     

地层压力水平和注采比与含水率的定量关系

中高含水期开发阶段，稳产难度越来越大，稳油控水成为主要任务，地层压力保持水平是实现稳油控水的一个关键因数，为此，应用特平衡方程和水驱特征曲线，研究了合理注采比，地层压力保持水平及产液量和含水率之间的定量关系，并以别古庄油田京１１断块为例给出了应用结果，该方法对于确定高含水期开发阶段油田的注水政策有一定的指导意义和实用价值。     

梁11断块油藏合理压力系统研究与应用

针对梁11断块地层压力低及水窜严重的矛盾,通过油井流入动态方程的建立,流入动态曲线特征分析,确定了断块不同含水率下的最低允许流压值;根据现场资料,回归分析了含水率与采油速度、注采比关系,得出断块合理的采油速度应保持在0.8%以上,合理的注采比为0.8。基于上述结果,通过注采系统压力平衡图分析,指出断块目前存在的主要问题为注采井网不完善,注采比低。为高含水期注采调整,改善开发效果提供了依据。     

地层孔隙压力对井壁附近应力分布的影响

利用莫尔－库仑准则分析了地层孔隙压力对井壁附近应力分布的影响，模拟了井眼周围介质发生形变后地层孔隙压力的变化模式，计算了地层孔隙介质在弹，塑性条件下，井壁发生屈服的塑性半径，从定量的角度证实了孔隙压力是影响井壁失稳的主要因素。     

地层孔隙压力对井壁附近应力分布的影响

利用莫尔-库仑准则分析了地层孔隙压力对井壁附近应力分布的影响，模拟了井眼周围介质发生形变后地层孔降压力的变化模式，计算了地层孔隙介质在弹、塑性条件下，井壁发生屈服的塑性半径，从定量的角度证实了孔隙压力是影响井壁失稳的主要因素．分析认为，在假设井壁周围应力集中，地层孔隙压力是非均匀的、变化的条件下，裂缝内或孔隙内流体的流动是孔隙压力传递的途径，井眼周围的受力及介质特性的变化是导致井眼不稳定的主要原因．     

压力衰竭对临界生产压差的影响及油藏产能评价

许多油气田在开发中后期都会出现储层压力孔隙压力衰竭,孔隙压力的降低将导致有效水平地应力增加,使井壁周围某些方位地层发生剪切屈服而出砂。分析压力衰竭前后水平地应力变化规律,提出新的临界生产压差计算模型。结合某油田储层的物性参数进行实例计算;同时探讨了压力衰竭后,地层压实对储层渗透率的影响;并结合室内试验,对油藏产能进行了分析。结果表明:随着地层压力的逐渐衰减,临界生产压差逐渐变小;同时地层渗透率下降,油藏产能降低,这符合油田的实际情况。考虑应力路径系数研究压力衰竭对临界生产压差的影响,与过去未考虑该因素时得出的结论相比存在差异。研究结果可以为压力衰竭油气田的出砂预测及完井设计提供参考。     

铬冻胶堵剂突破压力的测定

在室内测定了不同的聚丙烯酰胺质量分数和相对分子质量、地层渗透率、温度、矿化度等条件下铬冻胶堵剂的突破压力 ,对各因素影响铬冻胶堵剂突破压力的原理进行了简单分析。结果表明 ,堵剂的突破压力值随聚丙烯酰胺质量分数和相对分子质量以及温度的增加而增加 ,随渗透率增加而减小。铬冻胶堵剂的突破压力与注入水矿化度之间并不存在规律性的关系 ,只是在矿化度为 10 g/L时突破压力有最大值。     

防止套管损坏的允许压力界限的确定

为了控制套管损坏,结合大庆油田南二区构造特征建立了数值模拟模型,应用STSA有限元软件包,模拟了该区地层压力与流动压力界限,地层形变与地层压力的变化关系、单井流动压力与地层形变的关系等,分析了影响套管损坏的基本因素。根据所研究的成果,对该区采取了相应套管损坏治理措施。     

不同初始条件下预混气体爆轰波传播研究

为了研究预混气体爆轰波的传播速度与初始压力、温度、预混气体密度等因素之间的关系,首先分析了丙烷和空气的混合气体爆轰波的传播速度与各影响因素的关系,利用自制的方形激波管,通过实验测试了预混气体的爆轰波传播特性,然后采用定性矩阵的分析手段来定性分析各个初始条件对爆轰波传播速度的影响,结合定量的实验和定性的分析可以看出,预混气体爆轰波的传播速度与初始条件(ρ、T、C、P)之间定量的影响结果和定性的分析是一致的。该手段验证了实验结果,为研究未知初始条件的影响提供了一种方法,对于爆轰波传播机理的深入研究具有重要意义。     

输气管道滑坡灾害影响因素敏感性分析

为保证输气管道在滑坡灾害下能够安全运行,需对输气管道滑坡灾害进行影响因素敏感性分析,以识别出管道应力与影响因素之间的敏感状况.利用ABAQUS有限元软件建立输气管道滑坡灾害数值分析模型,计算出管道的最大Mises应力值;应用敏感性系数分析法分析了输气管道滑坡灾害的主要影响因素,得出主要影响因素与管道应力之间的变化规律.计算结果表明,管道在横穿滑坡区域时,除管道壁厚与管道应力呈反向变化关系外,滑坡宽度、内摩擦角度、土体黏聚力、管道埋深和管内压力都与管道应力呈正向变化关系;管道壁厚为影响管道应力的关键因素,其余各因素敏感性从强到弱的排列顺序为,滑坡宽度土体黏聚力内摩擦角管内压力管道埋深.     

层间干扰实质与再认识

受各储层段岩性、物性以及开采过程中各层段地层压力与流体物性差异等因素影响，多层油藏在采用合注合采开发时，始终存在层与层之间相互制约和干扰的问题。不恰当的注水开发模式会导致各层吸水能力、出油状况及水淹程度差异加剧，生产动态上表现出较大的层间矛盾，从而影响各层段和油藏整体的均衡动用及最终采收率。目前定义的多种层间干扰系数能定量表征层间干扰现象，但其物理内涵与实际注水开发渗流过程不符。针对前期层间干扰研究存在的不足，以海上某油田典型多层油藏X为例，结合室内实验方法、油藏工程方法和数值模拟方法，剖析了多层合采早期实验测试及理论研究中存在层间干扰的根源和实质，确定了分段测试与整体测试之间表现出的层间干扰实质是油藏压力场与渗流场的非均衡性所致，并基于层间干扰实质研究成果，建立了考虑层间干扰的油井产能计算新方法。实例应用结果表明，基于层间干扰实质的层间矛盾定量评价及油井产能计算新方法更符合油藏实际情况，为多层油藏合注合采产能的预测及降低层间干扰对实际生产效果影响的策略制定提供了理论依据。     

铬冻胶堵剂突破压力的测定

在室内测定了不同的聚丙烯酰胺质量分数和相对分子质量、地层渗透率、温度、矿化度等条件下铬冻胶堵剂的突破压力，对各因素影响铬冻胶堵剂突破压力的原理进行了简单分析。结果表明，堵剂的突破压力值随聚丙烯酰胺质量分数和相对分子质量以及温度的增加而增加，随渗透率增加而减小。铬冻胶堵剂的突破压力与注入水矿化度之间并不存在规律性的关系，只是在矿化度为10g/L时突破压力有最大值。     

利用Eaton法计算地层孔隙压力的不确定性分析

鉴于地层孔隙压力不确定性给钻井工程设计与施工带来的诸多困难,提出孔隙压力不确定度的概念,并对其不确定性进行定量表征。以目前应用最为广泛的Eaton法为例,推导了孔隙压力不确定度的理论计算模型,模型考虑了数据测量误差、压实趋势线方程、Eaton指数、上覆岩层压力以及静水压力等因素,并利用中国石化PG地区综合矿场数据进行了算例分析。结果表明,该方法给出了孔隙压力不确定度的范围、影响主因素以及相关因素对不确定度的影响规律,且计算结果与录井钻井液密度、试气实测结果相符,证明提出的孔隙压力不确定性评价方法可行,计算结果真实、可靠。     

定向油气井出砂模型的建立与参数分析

从分析定向井井眼的应力状态出发，建立了油气井的出砂模型。将出砂划分为地层填充砂随流体的产出运移和地层骨架结构破坏出砂两种类型，提出了临界井底压差与出砂程度两个概念，分析了地应力、抽层压力、井斜角、方位角等因素对油气并出砂程度的影响．研究结果表明，垂直应力为最大主应力时，其出砂程度较小；而为中间主应力时出砂程度较大，井斜角与方位角对出砂程度的影响同应力状态有关。     

压裂水平井地层压力分布特点研究

利用源汇函数对压裂水平井不稳定渗流数学模型进行了求解,获得了各裂缝间距、裂缝半长、导流能力等参数均可不同条件下的复杂压裂水平井地层的压力分布计算公式,绘制了压裂水平井地层压力分布剖面图,并分析了地层压力分布规律。研究表明,压裂水平井地层压力分布主要受到裂缝半长、裂缝间距等因素的影响;裂缝间距越小,等压线分布越密集,裂缝间距越大,等压线越稀疏;裂缝长度越小,压力波及范围越小,而裂缝越长压力波及的区域则越大。