摘要：底水油藏油井临界产量是开采油藏时的重要研究内容,现有的临界产量计算公式均未考虑半渗透隔板对临界产量的影响,因此,为了更准确地对该类油藏的临界产量进行预测,综合考虑隔板渗透性和隔板厚度对油井临界产量的影响,并运用等值渗流阻力、镜像反映法分别推导出带半渗透隔板底水油藏直井和水平井的临界产量公式,通过实例分析发现,用直井开发此类油藏时,当油层厚度小于40 m时,隔板主要起抑制水锥的作用;当油层厚度大于40 m时,隔板会削弱底水的驱动能量。对于水平井,用常规的水平井临界产量公式评价半渗透隔板底水油藏的水平井临界时,会低估油井的临界产量。这对类似底水油藏的开发具有一定的指导意义。

摘要：深部储层的高温高压导致其岩石力学参数与常规储层有较大差异,如使用常规岩石力学理论建立的岩石破裂压力模型计算储层破裂压力,必然会影响影响压裂优化设计,最终影响压裂施工效果。因此正确预测高温下地层岩石破裂压力,对于提高深部地层水力压裂施工效果具有重要意义。本文根据岩石力学和断裂力学理论,结合高温高压对岩石力学参数的实验分析,建立了考虑温度影响的砂岩储层岩石破裂压力计算模型,采用解析解方法对模型进行求解,分别得到了裸眼直井、裸眼水平井、射孔直井及射孔水平井的破裂压力计算模型,计算了不同温度条件下的砂岩储层破裂压力曲线,分析了温度对砂岩储层破裂压力的影响。研究结果表明,随着地层深度的增加,储层温度也随之增加,砂岩储层的破裂压力逐渐上升。该模型对实际压裂施工过程具有一定的指导意义。

摘要：针对常规叠后稀疏脉冲反演方法分辨率不足,以及传统叠后地质统计学反演方法缺乏横向地质意义的局限,应用基于高分辨率波形指示反演方法刻画了四川盆地焦石坝地区龙马溪组页岩薄储层段波阻抗剖面展布及其优质页岩储层段时间域厚度平面展布情况。通过对焦石坝地区龙马溪组页岩薄储层段波阻抗剖面展布进行"盲井"检测,与常规叠后稀疏脉冲反演方法的刻画精度相比,高分辨率波形指示反演方法计算结果的刻画精度提高了一倍。进一步应用高分辨率波形指示反演方法模拟了焦石坝地区龙马溪组页岩薄储层段有机碳含量(TOC)剖面展布,为后期页岩储层精细评价以及"甜点"预测奠定了基础。

摘要：运用地质构造控制理论,结合区域构造演化特征,通过对贺西煤矿瓦斯地质资料的统计,分析了构造、煤层埋深、上覆地层厚度、顶板泥岩厚度、煤层底板标高、地下水条件等地质因素对瓦斯赋存的影响,得出地质构造、煤层埋深和上覆地层厚度是影响贺西煤矿4号煤层瓦斯含量分布的主控因素,其它地质因素影响煤层瓦斯的局部变化。瓦斯在煤储层中的赋存和分布受地质条件控制,存在明显的瓦斯地质规律。因此,准确掌握贺西矿4号煤层瓦斯地质规律能够为合理进行矿井通风设计、煤层气资源开发利用和瓦斯综合治理提供科学依据,对指导矿井生产具有重要意义。

摘要：压裂气井产能预测是气井开发方案设计的重要基础,引入拟压力和拟时间函数建立封闭气藏点源渗流模型,采用源汇积分方法得到了无限导流垂直裂缝井井壁压力解析式,运用渐进分析及多元回归方法得到了拟稳态解析公式,同时利用Duhamel褶积通过数值反演得到了Fetkovich/Arps无限导流垂直裂缝井联合产量递减图版,并引入积分平均概念,进而得到了Fetkovich产量积分平均图版,最后对这种新的图版拟合方法的使用进行了实例说明,得到了产能预测参数,为压裂气井的产能预测提供了一种新方法。

摘要：煤层气储层水力压裂后的裂缝展布规律和内部控因在很大程度上决定了储层改造效果,了解水力裂缝特征及扩展机制对煤层气的高效开发具有重要意义,也是水力压裂工艺参数优化的关键理论基础。基于国内外煤层气储层水力压裂开发现状,综合压裂实验设计、理论计算模型和数值模拟等,梳理了不同方法的特征及其差异,并系统论述了煤层气储层内在地质因素和外部工程因素对水力裂缝扩展行为的影响机制,总结了现阶段煤层气储层水力裂缝研究中面临的问题及发展趋势。结果表明:在真三轴物理实验中配置声发射监测和光学成像组件等改进措施可以极大促进水力裂缝扩展的力学行为和延伸路径研究;理论计算模型可以有效量化水力裂缝扩展行为,但预设的裂缝形态和延伸路径会使计算结果偏离实际生产;数值模拟有助于探究储层原位条件下多地质因素控制的水力裂缝网络动态形成过程和多条裂缝之间的相互影响;总体而言,煤层气储层水力裂缝的扩展行为是由天然弱面、地应力、宏观煤岩类型、煤体结构和支撑剂等因素约束下的综合过程。未来研究应聚焦在:(1)完善实现水力压裂物理实验中原位温压条件下的裂缝行为实时监控,并形成大尺寸样品制样标准;(2)深入研究基本理论计算模型中天然裂缝几何形态及注水速率、压裂液黏度等水力压裂工程参数对水力裂缝交互模式产生的叠加效应;(3)结合现场压裂中的微地震监测数据,优化数值模拟方法中天然裂缝及水力裂缝的几何形态和扩展路径设置;(4)量化多场-多地质因素对水力裂缝网络的耦合作用。

摘要：大庆外围葡萄花油层主要为特低丰度低渗透薄互层油藏。为了经济有效开发这类油藏,开展了超薄油层水平井技术研究与实践,形成了油藏精细描述、水平井优化设计、随钻分析调整及钻完井等配套技术。利用三维地震精细解释构造,准确落实了油层顶面构造;利用地震反演和精细三维地质建模技术预测储层展布;建立了一套包括水平井井网形式、经济界限产量、水平井形式、水平段方位和长度等水平井参数优化方法;在实施过程中,完善了适应超薄油层特点的含油性评价和水平井随钻分析调整技术,提高了砂岩钻遇率;形成了钻完井、压裂酸化、注水配套和油层保护等配套工艺技术。大庆外围水平井与直井的联合开发特低丰度低渗透薄油层试验取得了较好的效果。

摘要：煤层气井网优化设计与部署是煤层气开发方案编制的关键部分,合理的井网部署不仅可以优化煤层气产量,还可降低煤层气开发成本,提高经济效益。针对这一问题,以鄂尔多斯盆地大宁区块为研究对象,系统分析了研究区煤层条件及煤储层特征,确定了煤层气开发适用的井型和井网方位。结果显示:大宁区块山西组5号煤层具有厚度大,结构简单,含气量高,渗透率低等特点,煤层顶底板封隔性好,资源潜力巨大。煤层气开发井型应以定向井为主,水平井为辅,配合相应的井网进行规模开发,井网方位为NE66°;利用煤层气产能数值模拟软件COMET3,对大宁区块当前采用的井网样式和井排距进行产能预测,模拟评价了不同井网样式和不同井排距开放方案下的产能。数值模拟结果表明:当前大宁区块煤层气开发所采用的井网样式和井排距,在排采3086 d后,煤层气采收率仅为19.03%,煤层气资源动用程度低。在井排距为300 m×80 m和400 m×100 m(即井排距比为4∶1)时五点式井网的单井累计产气量最大,在井排距为300 m×100 m和360 m×120 m(即井排距比为3∶1)时矩形井网单井累计产气量最大,据此认为大宁区块在设置4∶1的井排距比时应选用五点式井网,设置3∶1的井排距比时应选用矩形井网,井网样式和井排距经过优选后,煤层气采收率分别达44.18%和36.85%,煤层气资源动用程度大幅度提高。

摘要：致密气储层非均质性极强,孔隙度参数难以利用统一模型准确表征。分析各类成岩储集相的分类评价体系及其对孔隙度变化的主控作用,基于成岩储集相分类确定致密气储层孔隙度。利用分类成岩储集相测井响应特征的匹配关系,建立灰色理论成岩储集相测井多参数定量评价方法和分类成岩储集相储层的孔隙度测井解释模型。建模过程中因各参数对孔隙度进行拟合都具有其合理性,故利用分类模型的偏差度、离散度和相关度多参数联合求取孔隙度,并用实例分析孔隙度计算模型的有效性。结果表明,分类模型中数据点具有相对集中的分布趋势及较为明显的线性关系,为准确建立致密储层参数模型提供了有效方法。

摘要：致密油具有储层厚度薄、渗透率低、孔喉半径小、含油饱和度低等特点,动用难度较大,必须进行大型压裂改造等措施,由于投资较大,进行成本控制是致密油勘探开发的难点。针对此问题,结合致密油采油工程投资构成分析,加强油藏—工程一体化设计,在射孔、压裂、举升等几个重点节点技术上进行了经济优化措施;通过"工厂化"施工提高施工效率,形成了水平井+体积压裂的致密油采油工程技术系列,有效降低了致密油采油工程投资,已在大庆油田致密油开发中取得良好应用效果。未来致密油应从深入一体化技术经济优化设计,关键工具、材料低成本化及深化"工厂化"作业模式3方面进行攻关,进一步降低致密油投资,促进致密油的勘探开发。