基于多相压力波响应图版识别超深井气侵位置

考虑相界面雷诺应力、拖拽力、虚拟质量力、气液物性差异等参数,创建井筒多相压力波速及压力响应数学模型,基于超深井环空多相压力波响应图版唯一性,提出压力波响应图版识别超深井气侵位置的新方法;考虑井口气体溢流量、回压、钻井液密度等边界参数,结合差分数学方法对其求解,该方法在超深井YS1井(8 680 m)验证,压力响应误差小于等于1.703 s,计算与实测误差小于等于6.15%。结果表明：随回压增大,井筒流体可压缩性减小,井筒压力波速增大,压力响应时间减小;随井口气体溢流量增大,环空空隙率增大,压力波速减小,井筒压力响应时间延长,井口气体溢流量从0.83 L/min变化至38.33 L/min,井底8 680 m处压力响应时间从10.127 s增至36.643 s,增大了261.83%;气侵位置识别结果不仅取决于井口压力及流量传感器准确度,也与压力波响应图版计算准确性有关;实践证明借助压力波响应图版识别超深井气侵溢流位置的方法可行。     

苏里格东区致密气藏压裂水平井产能影响因素及其优化设计

对苏里格东区某实际致密气藏进行了压裂水平井产能影响因素分析,得到主控因素,并据此完成不同储层条件下压裂水平井参数设计的优化图版.结果表明:地层渗透率越低、各向异性越强,则水平井段和裂缝的最优长度越大,最优压裂裂缝间距越小,且各影响因素对增产效果影响具有相关性.     

CO_2混相驱拟含气率与采出程度图版的建立

针对Y区块注CO2混相驱动态开发评价方法不够全面不够系统、利用水驱童氏图版评价气驱开发效果不够准确等特点,首先定义了A型气驱特征曲线,在此基础上推导了适合Y区块的CO2混相驱拟含气率和采出程度的关系式,绘制了CO2混相驱特征理论图版,用改进后的图版预测了Y区块注CO2后所提高的最大采收率,并将预测的采收率与现场预测的采收率进行比较,其结果比较吻合,说明该图版能很好地预测CO2混相驱动态开发效果,同时对该区块下一步的开发及评价具有指导意义。     

准噶尔盆地玛湖凹陷泥页岩水化特性及分类研究

准噶尔盆地玛湖凹陷在使用水基钻井液钻进时,因所用钻井液体系与地层配伍性差,导致地层崩落掉块严重,井壁失稳频发;且储层损害较大。为解决所存在的问题,对取自玛湖凹陷的岩样进行了全岩矿物成分与黏土矿物分析。在相关分析的基础上对该区块泥页岩的水化特性进行了预测;并通过水化膨胀与水化分散实验对所预测的泥页岩水化特性进行了验证。在室内实验的基础上,建立了泥页岩水化特性分类图版概念;并利用此图版对玛湖凹陷泥页岩的水化特性进行了准确和直观的分类界定,为今后开展的适用于该区块的多元协同钻井液体系中各个单元的权重设计,以及整个钻井液体系的技术研究提供了重要的理论指导依据,最终实现钻井液体系与地层的配伍,服务钻井作业。     

童氏\"7.5\"的新计算方法及应用

总结了童氏\"7.5\"的计算方法,并指出各种方法的优缺点。从油水相对渗透率之比与含水饱和度的函数关系出发推导出一种新的计算童氏\"7.5\"的公式,该方法能够较好地适用于低渗透油藏。通过实例,证实该方法是行之有效的,对低渗透油藏注水开发具有重要的指导意义。     

车排子东缘沙湾组薄互层油藏分布特征

车排子地区沙湾组含油气地层主要以沙一段夹杂于灰质砂岩中的疏松砂岩条带为主,结合沉积相分析认为,受到多期物源以及沉积变化的影响,该油藏具有厚度薄、横向变化快的特点。受地震分辨率限制,采用反演、属性分析等方法无法对该薄互层油藏中有效储层厚度变化进行准确刻画。针对这种薄夹层储层,结合测井、岩心资料建立地质模型进行地震正演,分析发现在围岩厚度一定的情况下地震响应特征与有效储层厚度之间存在单调变化关系,根据这个特征,建立不同围岩厚度条件下的储层厚度-属性模板,综合利用地震属性、地震反演结果实现对研究区有效储层厚度变化的预测。结合区域研究成果与储层预测,车排子东缘沙一段主要可划为两套不同类型沉积,有效储层的分布特征主要受两种沉积的分布影响。     

通过构建基于地层岩石电导率的动态渗透率图版求取致密砂岩储层渗透率方法

渗透率是致密砂岩储层评价的一个重要参数,关系到甜点区预测、储层分级、单井产能评价及提高采收率方案的合理制定;但该参数受区域构造背景、复杂孔隙结构、地层各向异性、强非均质性及束缚水饱和度的综合影响,其准确预测较为困难,常规预测方法效果往往不佳。针对这一现状,从微观尺度层面着手,联合Hanai-Bruggeman方程和Kozeny-Carman方程,建立了同时考虑地层岩石电导率(Cs)、颗粒电导率(Cg)、地层水电导率(Cw)及胶结指数(m)的致密砂岩动态渗透率预测模型,绘制了岩石动态渗透率解释图版,提出了新的致密砂岩储层渗透率解释方法。利用所建立的关系图版可以对致密砂岩储层动态渗透率进行取值,通过与试井或实验测试所获得的岩石静态渗透率进行对比、校正,从而对致密砂岩储层渗透率进行预测。将该方法应用于川西上三叠统致密砂岩储层,取得了较好的应用效果,储层渗透率预测平均绝对误差为0.035 m D。通过与常规预测方法进行对比,体现出提出方法的优势。因而,该方法具有一定推广应用价值。     

持率校正模型研究及软件实现

传统方法是直接将持水率值测量后未经校正就用于科学计算,这样存在着较大误差。经过持水率仪器实验和测试分析研究一套持水率校正算法,并用计算机软件实现,能降低生产测井解释含水率误差,准确的计算出油气水各相产出层的含水率值,提高了生产测井找水精度。通过实验图版研究出油气两相持水率校正图版和气液两相持水率校正图版,采取分段拟合的思想,推算出持水率校正公式。通过软件实现,达到了精确计算持水率值的目的,经测试得知校正后的持水率值推算出来的含水率误差与生产实测误差最大为6.42%。     

文南油田沙三中亚段2-4砂组四性关系研究

文南油田沙三中亚段处于弱氧化-弱还原环境的三角洲前缘、滨浅湖亚相和还原环境的半深湖、深湖亚相,储层以岩屑长石砂岩和长石砂岩为主。储层物性和岩性的差异影响了油气的富集程度和分布规律。控制文南油田沙三中亚段2-4砂组物性的主要因素是碎屑组成、结构和含量以及胶结物成分和含量;不同岩性储层的含油性是有差异的,含油性最好的岩性是长石细砂岩和粉砂质细砂岩。通过测井、岩心、分析化验等资料,分析文南油田沙三中亚段2-4砂组的岩性、物性、电性以及含油性,归纳他们之间的相互关系,拟合出相应的孔隙度、渗透率和含油饱和度的解释图版,并根据试油资料与储层物性、电性参数绘制他们的交会图,确定油层、干层、水层解释标准,为指导该区的油气勘探提供依据。     

充氮气钻井井筒气液两相流流量设计图版与应用实例

充气钻井是发现和保护致密油气藏、防止裂缝性储层漏失、提高机械钻速的重要技术手段。通过实验资料和计算论证,阐述了充氮气钻井井筒环空与钻柱内两相流体呈现出的多种流型特征;并建立了充氮气钻井井筒气液两相流稳态流动的数学模型。通过数值解法的计算,绘制出常用井身结构中φ216 mm井眼实施充氮气钻井时井筒气液流体注入流量的设计图版,可供钻井施工和工程设计。对于准噶尔盆地百泉1井裂缝性致密储层的充氮气钻井现场试验,充分证实新建的钻井气液两相流参数设计图版完全满足充氮气钻井设计和施工要求;且充氮气钻井具有地层适应性强、压力控制范围大、专用设备需求量小、钻井流程简单的特点。