低渗透油藏压裂定向井产能计算新公式

基于点源势函数,采用势叠加建立定向井和压裂定向井三维势函数,推导了各向异性油藏中压裂定向井的稳态产能新公式,通过简化得到了常规定向井产能解析解。与目前已有的压裂直井和定向井产能公式比较,验证了本文公式的合理性,并进行了三维压力分布和产能敏感性分析。结果表明:压裂定向井在近井区域的等压面为一个近似椭球体,近井筒和近裂缝面压力梯度较大;压裂定向井与常规定向井对比,压裂后产能增加,而且随着井斜角的增大,压裂定向井产能增幅大于常规定向井。     

LNS地区须家河组须二段致密砂岩气藏有利区预测

LNS须家河组二段致密砂岩气藏具有岩性致密、低孔低渗、非均质性强的特点。其砂岩含气储层与页岩夹层的声波传播速度特征相似,常规方法难以有效识别该类含气储层并刻画其平面展布。通过构造及小断层的精细解释确定有利的裂缝发育区,然后在拟声波反演滤除须二段泥质部分的基础上,利用低频增量属性对储层含气性进行检测以降低地震的多解性,在考虑构造裂缝发育程度、流体检测等因素的基础上,确定了研究区须二段有利勘探区域,并建立了有效的储层预测模式,为下一步勘探及井位部署工作提供支持。     

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏注气驱油提高采收率机理研究

为了研究塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏注气替油提高采收率机理,开展了原油物性实验、相态分析和注气驱油数值模拟研究。结果表明:塔河油田注氮气驱油为非混相过程,注二氧化碳驱油为混相过程;注氮气驱油的作用机理为降低原油黏度、体积膨胀补充地层能量、驱替微小孔径中的原油及重力分异形成人工气顶置换顶部剩余油;注二氧化碳驱油的作用机理为降低原油黏度、体积膨胀补充地层能量及降低油气界面张力;非混相注气驱油比混相开发效果好。     

井打在大尺度裂缝上的缝洞型油气藏试井模型

大尺度的碳酸盐岩缝洞型油气藏,常规试井分析的方法受到实际地质特征的限制,简化的模型有时不能满足求解要求。针对此问题,建立了基于线性流考虑缝洞特征尺度的井打在裂缝上的边缝洞试井解释模型,利用拉普拉斯变换和改进的Stehfest数值反演(AWG)求解并在MATLAB中编程绘制了双对数典型曲线。通过对典型曲线进行敏感性分析,得到其规律如下:溶洞半径主要影响了裂缝过渡段和溶洞响应阶段,其半径越大,在裂缝过渡段压力导数曲线形态不变但向下平移,其溶洞响应段波谷越深;储容比在更大程度上决定了溶洞弹性膨胀能量的大小,同时也影响了流体从裂缝中流入井筒的启动时间即流速,储容比越大,井储和表皮效应阶段启动时间越早,溶洞响应段波谷越深;裂缝系统渗透率与裂缝和溶洞系统渗透率之和的比值决定了流体在裂缝中的流动能力,其值越小,典型曲线向右平移,井储和表皮效应阶段的启动时间越晚。通过VB编程,利用该模型的典型曲线对塔里木油田某井的现场数据进行了拟合,其拟合效果较好,对特征参数的解释结果也比较符合该井的实际地质资料。     

第1章 致密砂岩油藏考虑非线性弯曲段的数值模拟研究

致密砂岩油藏非线性渗流特征显著。但是目前的非线性渗流数学模型和数值模拟方法没有反映非线性弯曲段对油田生产的影响,导致产能预测精度差。因此,本文基于非线性弯曲段的表征方法以及考虑非线性渗流特征的相对渗透率计算方法,建立了三维三相非线性渗流数学模型,并研制了相应的数值模拟模块。通过研究发现,渗透率损失主要集中在距离井较远的油藏中部;非线性模型和拟启动压力梯度模型的初期产能相等,均小于常规模型。对于渗透率相同的大庆和长庆致密砂岩油藏,由于大庆致密砂岩油藏的喉道分布范围更窄,导致开发过程中大庆油田的渗透率损失更大,因此开发效果更差。     

耐高温低伤害压裂液配方优化评价研究

东海低孔渗气田具有埋藏深、温度高、低孔低渗的特征,加之海上压裂施工工艺,要求东海气藏压裂液应具有耐高温、耐剪切、低伤害、高温延迟交联、破胶快及易返排等特性。因此,研究在对稠化剂、交联剂、温度稳定剂以及破胶剂等优选的基础上,通过实验优选出适合此区块的压裂液体系;并对其性能进行评价。研究结果表明,优化后的压裂液耐温耐性能好,适用于160℃的地层,剪切稳定性强,高温延迟交联剂的使用提高了交联性能,施工摩阻低;配伍性强,对储层伤害率低;破胶性能能够满足海上压裂施工的需要。该体系在海上160℃储层压裂施工中得到成功应用,保证了海上压裂施工的顺利进行。     

强化注采调整提高盘1—21单元开发效果

盘1—21单元属复杂小断块油藏，1994年起由于油水井井况恶化，开发效果逐年变差。2002年以来，通过精细构造描述后共取消4条、增加1条、修改2条断层，重新认清了单元存在的主要问题和矛盾，明确了挖潜方向。采取”四步走”战略，连续4年稳升，年产油由1．17万吨跃升至1．7万吨，增加可采储量17．6万吨。     

裂缝性油藏水平井流入动态研究

对已有的各种驱动方式的砂岩油藏水平井稳态痛公式进行了分析，利用裂缝性地层的列宾逊函数对这些公式进行了修正，使之可用于裂缝笥油藏。所给修正公式不仅考虑了裂缝性地层的岩石变形压实作用，还考虑了液体流动的惯性阻力。现场应用表明，这些公式不仅易于实际而且预测结果比较     

新站油田原油族群类型及成因初探

为了探讨新站油田流体非均质性分布规律及成因，利用新站油田228个油砂提提物的族组成特征，饱和烃气相色谱，生物标志物组成特征等多种资料，选用不同参数，利用传统的关系图件法，并首次尝试运用数学统计方法，来划分原油族，在总结族群划分结果的基础上，分析了不同族群的分布规律，初步探讨了其形成控制因素，结果表明，葡萄花渍组油砂可区分为三种类型，而黑帝庙组油砂有两种不同类型，在此基础上，对不同族群分布规律的对比分析发现造成两油组几种族群的主要在摁是受到构造和岩性因素的控制，此外次生改造作用也影响族群分布的因素。     

腰英台DB34井区CO_2驱替油藏数值模拟研究

为改善低渗透油藏开发效果,同时解决松南气田天然气的脱碳埋存问题,决定在腰英台油田开展CO2驱替试验.针对研究区块的地质及开发特点,建立了符合油藏地质特点的三维地质模型.应用数值模拟技术,在水驱历史拟合的基础上,设计了3种不同CO2注气方式——单段塞连续注气、周期注气、水气交替,并对注入总量、注入速度、油井流压、注气气质标准等敏感参数进行优化.结果表明,CO2最佳用量为0.8 PV,最佳注入速度为2.3×103m3/d,油井最佳流压平均为7 MPa,注入方式以水气交替注入(气水体积比1∶1)为最佳方案,预测提高采收率可达23.7%,比水驱提高14.4%.注入CO2气体中,要减少CH4的含量,添加经济适量的C2—C6组分,可提高采收率.