摘要：低渗油藏注水开发效果一般较差,采用CO_(2)驱油能有效提高原油采出程度。为分析影响CO_(2)辅助重力驱油效果的各种因素,从注气辅助重力驱油研究机理出发,建立一注一采的机理模型,分析地质因素与开发因素的影响规律,并采用正交试验设计方法和Shapley值方法进行多因素分析。研究结果表明:正韵律储层更适合CO_(2)辅助重力驱油;储层倾角、平均渗透率、注气速度与开发效果呈正相关;垂向渗透率与水平渗透率比值、渗透率级差与开发效果呈负相关;中上部位置注气及无因次水平井段长度比值设置为0.8可以有效提高CO_(2)辅助重力驱油效果;垂向渗透率与水平渗透率比值对CO_(2)辅助重力驱油影响程度最高。该项研究成果为提高低渗油藏CO_(2)辅助重力驱油的开发效果提供了技术指导和理论支持。

摘要：尽管压裂水平井开发深部煤层气藏取得重大突破,但煤层气井产气规律认识不清,产气快速预测方法欠缺,为了保障深部煤层气长期稳定高效开发,亟需开展产气预测方法研究。基于深部煤层气压裂水平井改造区内外双线性流的渗流特征,通过耦合考虑开关井变化影响的压力传播模型,考虑应力敏感、基质收缩和煤粉堵塞综合影响的渗透率动态变化机理的水平井气水两相流产能方程,以及煤层气藏压裂改造区-未改造区物质平衡方程,建立了煤层气压裂水平井产气预测模型,并对模型进行了求解;通过与商业数值模拟软件CMG模型、鄂东盆地大吉区块典型深部煤层气井A实测数据的拟合对比分析,验证了本文提出的深部煤层气压裂水平井产气预测模型的可行性。结果表明:本文模型更好地表征了实际井从压裂液返排阶段开始到产量递减阶段的全周期产水动态特征,所拟合得到的井底流压路径与实测值的平均误差低于7%,即建立的深部煤层气压裂水平井产气预测模型更符合现场实际。研究结果可为深部煤层气藏压裂水平井生产动态分析和开发方案设计提供参考,为深部煤层气井长期稳定高效开发奠定基础。

摘要：CO2气体综合开发和利用过程中涉及很多安全问题,为了研究CO2作为典型重质气体从输送管线泄漏后的扩散规律,在综述重气扩散实验的基础上设计了CO2管线泄漏扩散缩比例实验;通过幂函数拟合得到监测点峰值浓度曲线,并据此确定了生产现场的安全距离;根据危险气体非正常排放模型对实验进行了理论预测,结果与实验值进行了对比。结果表明小风条件下,当以950m3.h-1初始流量释放20min左右的CO2时,现场安全距离可设为46m,而当初始流量为6300m3.h-1时,现场安全距离为160m;实验值和理论预测值的偏差最小为-3.0%,最大为28.1%。经分析可知CO2管线泄漏近源区一定距离内主要靠射流动能扩散,其后范围主要受浓度梯度的影响,危险气体非正常排放模型可较准确地预测近源区的扩散情况;安全距离与泄放流量基本呈指数关系。

摘要：为掌握应力干扰的优化设计方法和手段,分别建立应力场变化的平面模型和数值模型.采用对比模拟分析的方法,提出压裂滤失引起的孔隙压力升高与人工裂缝支撑对应力场的影响互为反作用,从而导致诱导应力场在裂缝附近存在非转向区域,且可通过优化裂缝间距和缝内净压力来消除非转向区域的论点.研究结果表明：水平主应力差为2MPa,单缝扩展时缝内净压力为16MPa可消除非转向区域;水平差应力为8MPa,净压力为18MPa下,两条裂缝间距为30-60m可消除裂间的非转向区域;水平差应力8MPa和缝间距为20m以下,净压力为19MPa可消除裂间的非转向区域.现场试验时通过水平井段内分簇射孔,并优化施工参数,实现了裂缝间的应力干扰,裂缝复杂程度得以提高.

摘要：钻前压力预测在保障钻井安全、选取合理的钻井液密度、设计科学的井身结构、降低钻井成本和保护油气层方面都具有十分重要的意义。由于测井资料不足和地震资料的多解性,钻前压力预测的精度常常达不到钻井的要求。本次研究以伊拉克西南部的A油田为研究区,针对该区深层探井资料少和地震响应复杂的两个难点,以地震资料为基础,充分结合区域地质和浅层测井资料,从压力的成因研究出发,查明了研究区超压主要受侧向构造挤压和深部断裂引起的流体充注两种因素的控制,在此基础上优选出了基于地震资料的钻前压力预测方法,开展了井震联合上覆地层压力预测、地质一致性精细速度解释和地震速度变化率分段求取三项参数精度提升工作,预测出了深层探井侏罗系的孔隙压力系数为1.95~2.05。经钻井验证,压力预测成果与实测结果的相对误差小于3%,证实该方法能够提高钻前孔隙压力预测的精度。

摘要：为提高致密油水平井段分段多簇设计的针对性,建立一种新的水平井分段多簇优化设计方法。采用岩心试验和垂向非均质平面均质(VTI)应力模型评价水平井水平段的应力与脆性指数剖面,并结合测井解释的储层品质参数及水力裂缝优化结果,采用模糊模式识别模型优选水平井段的射孔簇位置。试验结果表明:可采用岩石力学参数方法建立连续的脆性指数剖面,可根据水平井导眼井校正后的模型参数计算水平段的VTI应力剖面;模糊模式识别模型优选的射孔簇储层品质与脆性较好,宜作为裂缝布置的的位置;现场试验效果较好。

摘要：玛湖1区块是位于玛湖凹陷南斜坡带的岩性砂砾岩未饱和油藏,泡点压力随深度变化无规律,无法用现有理论解释,影响了油藏的正常设计及开发。通过分析玛湖凹陷构造运动及油藏成因,分析玛湖1井区泡点压力随深度变化无规律的根本原因;测试常规油藏(储层中各处油气性质相同)泡点压力随深度的变化,提出玛湖1井区泡点压力随深度变化无规律是由于轻质油气二次成藏及油藏的非均质性造成的;提出确定泡点压力的运移阻力法。结果表明:玛湖凹陷有两次时间间隔较大的成藏时期,且第二次成藏时油品的性质优于第一次;玛湖1井区饱和压力、气油比随平均油气运移阻力的增加呈幂函数关系减小。

摘要：水平对接采卤井腔体的形态无法被现有声呐检测设备直接探测,腔体形态不明是制约这类腔体改造利用的主要因素。针对这一问题,采用声呐检测技术和造腔工程技术,结合采卤井钻井工程资料、生产资料和盐层不溶物含量等资料,计算了腔体的底坑体积,构建了水平对接井腔体的整体形态。结果表明,水平对接井腔体的溶蚀主要发生在两口井的井眼附近,形成两个类似于单井溶蚀的腔体,自由体积仅存于两口井附近,两口井之间连通部位仅有一个狭长的通道连接,腔体大部分被不溶物掩埋,整体形态呈U形。研究结果可以指导水平对接井采卤腔体的稳定性评价和改造利用方案设计,有效推动这类腔体的储气库改造利用。

摘要：针对新疆油田七中区开发现状,设计聚合物-表面活性剂二元驱的填砂管、天然岩心及微观模型驱油实验,研究二元驱提高采收率机理,为油田现场提供二元驱优化配方。二元驱采收率增幅随着水油黏度比增大而增大,随着界面张力减小而增大。毛细管准数反映二元体系溶液黏度和界面张力的协同效应,应以其为准优化筛选最佳配方。新疆油田七中区二元驱溶液临界黏度比2.5、临界界面张力数量级为1′10-2 m N/m、临界毛细管准数数量级为1′10-3;优选出配方为0.3%KPS-1+1 115 mg/L HPAM,可提高采收率23.96%。二元驱通过聚合物增黏,降低驱替相流度,增加油相流度,使流度比减小,克服了注水指进,增加了吸水厚度,从而提高波及系数,进而启动盲端残余油;通过表面活性剂降低界面张力,降低黏附功,使残余油乳化、剥离、拉丝并易于启动,同时乳状液进一步增加驱替相黏度,在低界面张力和较高黏度下,毛细管准数大幅度提高,从而提高洗油效率,进而启动岛状、柱状及膜状残余油,最终提高了采收率。

摘要：火山岩气藏的勘探和开发是世界级难题,国内外可借鉴的经验极少。通过研究徐深气田的成藏条件,明确了徐深气田发育以沙河子组泥岩和煤层为主的4套烃源岩和以登娄库组二段和泉头组一段+二段泥岩为盖层的生-储-盖组合,通过成藏史模拟确定了徐深气田具有4次充注时期,以构造高、厚度大、物性好的火山口区为最有利勘探目标。以成岩机理为研究基础,建立了气层层序系列、岩性识别、储层类别等标准,精细刻画了火山岩体,厘清了气藏有效储层展布规律。在储层储渗特征评价基础上,确定了气井产能特征(以Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ类井为主),形成了火山岩气藏开发优化设计技术。将徐深气田各区块气藏归纳为单体单一、多体不连通及多体连通3种气藏模式;形成直井多层压裂、裸眼水平井分段压裂及体积压裂等增产改造技术;根据气井生产动态、压力变化、井控储量及火山体空间展布,结合气藏数值模拟预测,形成了火山岩气藏剩余潜力评价方法。建立完善的复杂火山岩气藏有效勘探开发关键技术,实际应用开发效果良好。这一研究成果对同类气藏的勘探开发起到一定的指导和借鉴作用。