摘要：致密油藏CO_(2)吞吐开发具有提高原油采收率和封存CO_(2)的双重效果。目前,对致密油藏CO_(2)吞吐驱油和封存研究中,鲜有学者将CO_(2)封存量相关参数作为评价指标。以鄂尔多斯盆地延长组长7段某致密油藏典型储集层为例,利用数值模拟技术分别选取吞吐时机、注气速度、注气时间、焖井时间、生产时间和吞吐轮次为注采参数,以换油率、CO_(2)滞留系数及驱油-封存协同综合系数为评价指标,采用单因素控制变量法和多因素正交试验设计,结合极差分析方法,分析了6个注采参数对3个评价指标的敏感性。结果表明:当注重CO_(2)驱油时,建议注气时间为30~60 d,注气速度为0.001 0~0.003 0 PV/d,吞吐时机小于0.5年;当注重CO_(2)封存时,建议生产时间为30~230 d,注气速度为0.0075~0.010 0 PV/d,注气时间为145~180 d;当CO_(2)驱油和封存协同优化时,建议注气时间为30~65 d,吞吐时机为6个月前,焖井时间为10~20 d。

摘要：油砂力学模型是石油工程设计与开发的基础。为了更精确地描述油砂的剪胀和应变软化特征,本文提出了一种四参数形式的轴应变偏应力、轴应变体应变模型,对比分析了四参数模型、南水模型和修正的成都科大模型对风城油砂轴应变偏应力、轴应变体应变测试数据的拟合效果,最后对剪胀扩容诱导的绝对渗透率和水的有效渗透率增量进行了预测。研究表明,四参数模型比南水模型、修正的成都科大模型更能合理描述油砂的应变软化、剪胀效应以及体应变演化。根据四参数模型能够更精确地预测剪胀诱导的绝对渗透率以及水的有效渗透率增量,其预测误差比修正的成都科大模型小50%以上。本文提出的四参数模型可以为油砂钻完井及热采数值模拟分析提供关键依据。

摘要：目前稠油油藏开发普遍采用热采方式，热采水平井在提高稠油油藏产量方面发挥着重要作用，但水平井高含水问题也日益突出，成为影响热采水平井开发效果的主要问题。以某稠油油田某区块高含水水平井为例，根据其生产动态数据和蒸汽吞吐开发过程中遇到的主要问题，分析了水平井水淹动态变化规律，提出了高含水期热采水平井的4种水淹模式，即边水内侵水淹、钻遇水层水淹、同层汽窜水淹和层间汽窜水淹。该认识成果对水平井新井设计、完井方式选择、后期水平井治理提供了参考依据。

摘要：为提高低渗砂岩气藏水平井分段压裂效果,考虑气藏水平井压裂位置优选和裂缝参数多因素间的干扰,提出水平井分段压裂裂缝位置优选流程,水平井段裂缝位置的优选采用基于网格数据的优势生产潜力,而裂缝参数的优化则利用响应面多因素试验设计。通过X气藏A水平井实例应用,明确该井的优势生产潜力位于水平井根部和趾部,在压裂裂缝条数固定的情况下,建议A水平井在根部和趾部多补缝,中间少补缝。同时,在考虑裂缝位置优选和多目标参数优化的情况下,设计了14段33簇的压裂段数。模拟结果表明,定产绝对无阻流量为25.620×10^(4) m^(3),比现场实际试气结果23.033×10^(4) m^(3)高2.587×10^(4) m^(3)。研究结果为低渗砂岩气藏水平井分段压裂设计提供了一种新的优化思路。

摘要：深海油田开发,目前尚未形成一套成熟的高速开发模式。就产量接替而言,主要面临着优质储量的分布规律和特点,以及根据储量分布特点制定相应的高产、稳产策略的运行规划等问题。优质储量分布规律、油藏生产潜力的研究,对于后期的井网设计,高产、稳产策略的制定等工作,起着关键性的作用。系统介绍了几类目前国内外比较常用的油藏生产潜力评价方法,并应用实例详细对比分析了这些方法各自的特点与局限性。通过研究发现,运用公式计算生产潜力作为不建立模型时的最优选择,使用固定生产井和注水井方法作为运用数学模型时的最佳选择,这两种方法具有一定准确度和可靠度。研究成果对深海油田的优势储量、油藏生产潜力评价奠定方法基础。