低渗透油藏井间储量动用状况分析新方法

油藏启动压力梯度对油藏的储层动用有着很大的影响,启动压力梯度越大储层越难动用。从低渗透油藏流体
渗流机理上出发,采用现场早期束缚水条件下单相渗流的生产动态数据及试井解释资料,利用试井方法求得研究区的
启动压力梯度,并建立启动压力梯度与渗透率的关系。分析典型反九点井组内注水井与采油井井间的驱动压力梯度
变化特点,据此确定井间储层物性与储量动用关系。通过对比实际储层的渗透率值与所得到的储层流体启动所需渗
透率值的大小,从而判断储层内流体是否流动。该方法采用定量分析低渗透油藏井间储量动用状况,为同类油藏确定
井间剩余油分布提供了参考。     

致密油藏注CO2增能效果及参数优化

为了研究致密油藏注CO2增能效果,利用长庆油田陇东P区块致密砂岩岩心开展核磁共振实验、扫描电镜实验,分析CO2对储层孔隙结构的影响规律;通过相态计算,分析CO2注入对原油体积系数及饱和压力的改变。运用有限差分方法和三维有限元方法,建立三维动态地应力与油藏双向耦合模型,分析储层渗透率变化规律及井底附近压力分布特征;通过建立目标区块储层注CO2增能图版,评价注CO2增能效果,优化注入参数。结果表明,室内实验表明CO2主要通过溶解、冲蚀作用使岩心大孔隙数目增加;注入10%-45%不同摩尔分数的CO2可使原油体积膨胀至1.19倍,原油饱和压力增加86%;注CO2对目标区块储层增能效果明显,目标区块的最佳注气体积为700 m³,最佳注入速度为4 m³.min^-1。     

岩浆侵入多孔储层的热效应数学模型及其应用

 构建了一个岩浆侵入多孔储层中的热效应数学模型,提出了模拟地质系统中的岩浆侵入/凝固热效应的等效算法,基于物理和数学方程上的等价原理,用瞬态有限元分析将岩浆侵入与岩石之间原始凝固边界移动问题,转化为一个边界没有运动的物理等效热源的新问题,即单步凝固模型与多步（三步）凝固模型。所提出的等效算法的主要优点是有限元网格大小固定,采用变积分时间步长来模拟有限元分析的侵入岩浆凝固热效应。多种热效应模型的对比发现,单步凝固模型与多步（三步）凝固模型的数值解具有近似的精度,所以单步凝固模型是有效模拟多孔岩石中岩浆侵入的热效应模型。单步和多步（三步）凝固模型与王民模型、Zhao 模型对比后发现,单步和多步（三步）凝固模型与Zhao 模拟的效果更为接近,理论上也更接近地质实际。通过对商56区块沙三段油藏辉绿岩侵入热场的模拟分析应用,推算得到商56 区块沙三段油藏的热裂解量为9.02×10⁴ m³,指出该油藏的保存条件有限,存在着大量的油气渗漏,并且原油的大部分损失是由于渗漏散失造成的。     

一类新的Haar子空间中最佳逼近的唯一性

研究了广义限制域最佳逼近问题.引入一个L^*-Haar子空间的概念,建立了该Haar子空间中最佳逼近的唯一性和强唯一性.     

赣东北地区下寒武统荷塘组页岩储层特征

通过显微薄片、扫描电镜及X 射线衍射等对赣东北下寒武统荷塘组44 块黑色泥页岩进行了实验分析,从
地球化学特征、岩石学特征、物性与储集空间特征等方面对泥页岩储层特征进行了研究。研究结果表明：研究区荷
塘组泥页岩厚22.1～735.0 m,单层厚度可达19.59～125.16 m;有机质含量在3.32%～11.40%,平均为5.75%;成熟度为
2.35%～4.90%,总体偏高,属于过成熟阶段;矿物成分主要以石英、黏土矿物、方解石、黄铁矿和白铁矿为主,脆性矿物
含量为18.95%～51.84%,平均含量为40.97%;微孔裂隙发育,形态多样。赣东北荷塘组与北美典型商业性页岩气产区
相比具有差异,主要表现在荷塘组页岩的有效厚度较大、TOC 含量和吸附气比例较高,其不利条件主要表现为埋藏较
深、成熟度过高等方面。     

砂岩油藏多层合采层间干扰及开发策略研究

A 油田在纵向上储层多,且各油层物性相差悬殊、流体性质各异、储量分散。油田在笼统注水或多层合采开
发过程中,势必会受储层非均质影响,逐渐暴露出注入水单层突进、含水上升快、储量动用程度不均、各层采出程度不
等、油藏采收率低等问题。如何提高此类纵向非均质油藏的采收率是当前所面临的重要问题。以油藏数值模拟技术
为手段,根据A 油田均质模型进行了多层合采条件下层间干扰的单因素以及复合因素的敏感性分析,并针对油田实际
非均质模型进行了不同开发方式下储层动用特征、开发效果评价以及开发指标对比,推荐了该油田切实可行的开发技
术方案、提出了指导类似油田开发的技术策略和措施。     

油藏特征模型的建立及其应用

针对油藏概念模型和实际模型存在的不足,提出了一个能够反映油藏主要地质特征、井网特征、生产特征、渗
流特征和剩余油分布特征的新模型油藏特征模型,给出了建立油藏特征模型的详细思路和具体步骤。油藏特征
模型建模相对简单,反映油藏地质特征和开发特征的程度介于概念模型和实际模型之间,但能够反映油藏的主要渗流
特征和剩余油分布特征,在此基础上,可以开展油藏开发机理和具体的注水技术措施研究。同时,该油藏特征模型的
建立也提供了一种新的建模思路,扩展了目前油藏模型的类型。最后,以孔二北油田为例详细介绍了建立油藏特征模
型的具体过程,并提出了建立在此油藏特征模型基础上的优化周期注水技术措施。     

缝洞型碳酸盐岩近井筒裂缝转向模拟研究

缝洞型碳酸盐岩油气储层在非主应力方向上存在许多储集体,水力压裂开采技术产生的压裂缝传统的扩展模式为对称双翼扩展线性裂缝,此方式很难沟通大量存在于非最大主应力方向上的储集体。定向射孔并控制水力裂缝扩展路径是解决此问题的关键。本文通过定向射孔压裂起裂模型判断水力裂缝起裂,最大周向应力准则作为判断裂缝转向扩展的依据,结合顺北某油气田实测参数,利用Abaqus扩展有限元法对射孔方位角、水平地应力差、射孔深度、压裂液排量等影响水力裂缝近井筒转向扩展的因素进行数值模拟。结果表明：射孔方位角、水平地应力差是水力裂缝转向扩展的主要控制因素;射孔深度的影响受水平地应力差的控制;压裂液排量的大小对于水力裂缝转向扩展几乎没有影响。     

致密油藏特征及一种新型开发技术

 致密油包含源储接触和源储紧邻两种典型源储配置关系,且致密油不包含页岩油,这明晰了致密油的定义和分类。从构造、岩石物性和流体性质3 个方面总结了致密油的储层特征。中国致密油资源潜力巨大,是目前中国非常规油气开发领域最为现实的选择。HiWAY 流道水力压裂技术在开发致密油方面极具潜力,已在全球10 个国家的40 多个非常规油气田成功作业,平均增产20%以上,并大幅度节约了用水量和支撑剂使用量,其技术的关键在于通过交替式间歇注入支撑剂和高强度凝胶压裂液在裂缝中产生流道,并利用一种新型的纤维添加物来使流道保持稳定分布。     

乍得Bongor盆地潜山岩性识别及储层测井综合评价

潜山油藏作为非常规油藏之一,近年来随着研究的深入,陆续实现突破。Bongor盆地2013年首次发现潜山油藏,针对该盆地潜山岩性复杂,储集空间多样,储层识别和评价难度较大的问题,通过对大量的岩心数据进行分析,基本厘清了Bongor盆地潜山岩性,通过分析不同岩性的测井响应特征,确定了岩性识别定量标准。在此基础上通过岩石力学实验分析其力学性质,优选出了优势岩性,并利用常规测井曲线,结合全烃值和峰基比的方法,首次建立了该盆地潜山油藏储层和油层定性定量识别标准,取得了较好的应用效果。