摘要：精确的地层压力预测对钻井设计、页岩甜点预测及水平井井位部署具有重要意义。地震地层压力预测方法通过有效获得研究区内纵、横向压力展布特征实现压力预测,具有前瞻性和全局性,成为钻前地层压力预测的主要手段之一。目前常用的地震地层压力预测方法包括基于正常压实趋势线和基于有效应力原理两类。在吸收已有方法优点的基础上,基于有效应力原理,引入横波速度减少孔隙流体影响,重新推导了岩石有效应力计算公式,建立了由纵波速度、横波速度、密度构成的新的地层压力预测模型。该方法有效提高了地层压力预测精度,实现了页岩地层压力定量预测。新方法在川南LU208井区五峰组—龙马溪组海相页岩气勘探开发中得到有效应用,经过实钻井验证,预测结果与实钻井的吻合程度较高,预测误差小于5%。

摘要：阐述了古龙页岩油多轮次压裂工艺技术迭代升级历程,结合古龙页岩油井开发生产动态,提出关于压裂改造工艺的发展建议。高密度页理缝控制下,古龙页岩压裂裂缝形态复杂,但缝高、缝长受到明显抑制,人工裂缝扩不高、延不远,成为古龙页岩油储集层有效改造的主要制约,压裂设计应遵循“控近扩远”设计理念。提升胍胶压裂液的比例、降低段内簇数、提高施工排量、正向利用应力干扰有利于裂缝扩展延伸,改造体积显著增大。主体压裂工艺迭代升级后的油藏适应性明显提升,实现了低返排率下的快速见油,井组生产初期含油率升高,有利于提高页岩油井产量。建议下一步围绕抑制近井微缝扩展、完善CO_(2)泵注程序、合理控制射孔密度、优化支撑剂组合模式、合理优化井网井距、谨慎使用纤维拌注工艺6个方面,进一步迭代优化压裂工艺技术,提升压裂改造体积、远井裂缝复杂程度以及长效导流能力。

摘要：为了研究注水井井筒工况下流体动态响应机理,基于流体力学微元分析和水力学经典理论,建立流体微元压力-流速关系模型,推导求解注水井井筒空间流体压力、流速的动态分布;结合中国某典型斜井生产数据,进行不同注入压力和不同注入量条件下井筒压力动态分布、油管流体传输延迟特性和衰减特性、井口压力波动下井筒压力幅值动态分布的数值模拟与分析。结果表明:井筒沿程压力损失与绝对压力值无关,设计波码通信编解码方案时无须考虑注入的绝对压力值;注入压力恒定时,井口注入流量越大,井筒沿程损失越大。流体波信号延时幅值主要取决于井筒的长度;管径越小,流体波信号衰减幅度越大。同井深下生成目标波码幅值(压差识别有效值)越高,为克服井筒沿程损失所需的井口压力波幅值越大。

摘要：基于国内外CO_(2)驱油矿场实践启示,探讨终极埋存情景下二氧化碳捕集、驱油利用与埋存(CCUS-EOR)开发方式的采收率问题。碳中和背景下,向地质体注入CO_(2)应追求永久埋存,CCUS-EOR成为一种终极开发方式,应追求采收率最大化,为此提出了CO_(2)驱油极限采收率概念,明确其与终极采收率、经济合理采收率概念的内涵区别,指出实现极限采收率已具备成熟配套的CCUS-EOR全流程技术基础。根据吉林油田黑79北小井距CO_(2)驱先导试验等国内外CO_(2)驱油项目生产实际数据,回归得到了混相气驱采收率与累计注入量的经验关系式;结合气驱增产倍数概念,建立了任意混相程度下CO_(2)驱提高采收率幅度计算的油藏工程方法。累计注气量为1.5倍烃类孔隙体积时,采出程度与极限采收率的相对偏差小于5%,绝对差值小于2.0个百分点。基于扩大波及体积技术的大孔隙体积倍数注入是逼近CCUS-EOR极限采收率的必要条件,需从大孔隙体积注入方案设计、提高混相程度和持续扩大波及体积3个方面入手实现。

摘要：水驱开发油田由于注采关系复杂、驱替场动态变化频繁以及长期注水,导致层间矛盾加剧,已进入到深度精细注水开发的新阶段。结合静态与动态生产数据进行注水开发方案调整,有利于掌握油藏的动态变化与实现有效剩余油挖潜。为保证优化的注水方案和先进的分注工艺相结合,系统综述了油藏动态分析技术发展现状,重点阐述了人工智能方法与油藏工程交叉融合辅助注水开发方案调整的核心问题,同时结合前沿智能化理论与方法对未来注水开发方案智能精细化调整趋势进行了探讨和展望,即充分利用精细智能分层注水工艺实时监测的大量动态生产数据。未来注水开发方案优化的研究重点将聚焦于“动态数据+物理约束+人工智能算法”的深度融合,进一步推动水驱开发油田监测数据实时采集、油藏动态实时预测和注水方案实时优化的智能优化应用落地,最终实现注水方案设计与优化和井下分层注水实时调整同步的油藏和采油工程一体化。

摘要：针对常规水平井压裂正交方案优化设计模拟量大、历史拟合难以准确反演现场实际的问题,采用BP神经网络与遗传算法建立产能预测模型,形成水平井压裂遗传式优化设计方法。将现场数据导入BP神经网络系统,基于正反向训练与误差识别校正演算参数,预测水平井压后产能,与数值模拟、现场试验数据进行对比,评估模型精度;采用遗传算法建立压裂方案变异进化机制,基于种群遗传进化生成最优方案。研究表明:对于压裂综合甜点系数平均值高且横向差异度低的储层,采用多段少簇密集式压裂方案可显著提高压裂井产能;对于压裂综合甜点系数横向差异度高的储层,采用高甜点多簇、一段一策式精准压裂方案可最大程度提高压裂改造效果;相对于等间距固定参数布簇,采用不等间距各段差异式布缝方案,可降低缝间干扰,促进裂缝充分扩展,提高有效改造体积和裂缝系统整体导流能力。

摘要：基于伊拉克哈法亚油田Khasib油藏油气水分布特征,设计岩心驱替实验,评价不同驱替方式、驱替参数对驱油效率的影响规律。研究表明,边部注水驱替时,先期衰竭开采有利于气顶弹性膨胀,形成“上压下顶”的立体驱替作用,驱油效果较好;顶部注气、边部注水气水协同驱替时,注入时机对高、低部位驱油效果的影响规律不同,考虑整体驱油效率,注入压力应大于原油饱和压力;推荐两种驱替方式合理注入时机为20~25 MPa。注入速度对不同注入介质影响规律一致,适当降低注入速度,有利于驱替前缘稳定,延缓注入介质突破,改善驱油效果,实验条件下水驱合理注入速度为0.075 mL/min,气水协同驱替合理注水速度0.15 mL/min、注气速度0.10 mL/min。气水协同驱替有利于高部位原油产出,原油采收率比边部水驱方式高5.0~14.8个百分点,推荐为Khasib油藏中后期合理开发方式。

摘要：页岩等非常规油气储层水平井分段压裂改造用液规模大,返排效率低,其诱发的孔弹性效应不可忽视,然而孔弹性效应对缝间应力干扰、多裂缝竞争扩展的影响机理尚未明晰。为了揭示压裂液滤失诱发的孔弹性效应对地应力场及多裂缝扩展的影响规律,基于平面三维多裂缝模型,在考虑液体滤失诱发的孔弹性效应的基础上,建立了水平井压裂裂缝扩展数学模型,并开展了水平井多簇压裂裂缝扩展数值模拟研究,针对孔弹性诱导应力导致多裂缝扩展不均匀提出了解决的工艺手段。研究结果表明:①孔弹性应力与裂缝诱导应力具有相似的效果,其大小约为裂缝诱导应力的30%,影响范围约为裂缝诱导应力的40%;②孔弹性效应会增大缝内压力、强化缝间应力干扰、加剧裂缝不均衡扩展,与不考虑孔弹性效应的模拟案例相比,考虑孔弹性效应后裂缝宽度降低约8%,缝内压力升高约0.5 MPa,井底压力升高0.62 MPa,各簇瞬时进液差异系数升高6.5%、整体进液差异系数升高5%;③保持限流射孔摩阻为3~6 MPa可在一定程度上克服孔弹性效应对各簇均衡进液的负面影响。结论认为,孔弹性效应研究可为水平井多簇压裂诱导应力及裂缝扩展分析提供重要的理论支撑和依据,该成果可为非常规油气储层现场压裂设计提供更加全面的参考依据。

摘要：针对目前常规泡排措施需要进行消泡处理,不便于泡排工艺推广应用的问题,从分子设计角度出发,设计合成温度响应型表面活性剂。其合成过程以聚氧乙烯烷基醚为原料,首先与氯化亚砜发生氯代反应,得到相应的氯代产物,然后与二乙醇胺反应生成带有羟基的叔胺物质,再进行季胺化反应,最后得到目标温度响应性表面活性剂聚氧乙烯月桂醚羧酸甜菜碱(OACB)。该表面活性剂在20℃至80℃温度范围内可以实现构象转变,从而导致组装体形貌变化,调节泡沫的稳定性,在低温下泡沫快速破裂,高温下泡沫具有超稳定性。室内评价显示,该起泡剂经过5次变温循环后同一温度下的起泡高度基本不变,温控消泡率达到了85%,表明其具有“高温稳泡,低温消泡”的智能温度响应开关性能。其制备工艺简单,成本低廉,环境友好,有望在气田现场推广应用,扩大泡排工艺的适用范围,降低泡排成本,助力气田高效开发。

摘要：随着全面数字经济时代的到来,如何打造成体系的数字化基础能力,并以此为目标推进数字化转型信息基础设施建设,成为我国国有企业亟待解决的关键问题,为此,探索优化和完善国企数字化转型信息基础设施建设的基本路径。首先基于已有相关理论分析,给出企业数字化转型的具体内涵,然后基于我国国企数字化转型信息基础设施建设存在的建设方式发展滞后、系统协同能力不足、无法支撑敏捷交付与自动化运营需求和缺乏开放自治的应用管理机制等问题,提出改变信息基础设施建设方式、打造国企新型数字化基础设施底座的建设思路,设计构建新型数字基础设施一体化平台。其中,应用程序编程接口(API)管理平台增强业务快速应对市场变化的能力,是企业数字化转型升级的重要驱动力;数据中台是消除企业“数据孤岛”的核心引擎,有助于实现不同业务系统间数据的有效协同;低代码开发环境平台兼顾传统与创新,实现开发运维一体化;身份管理平台形成数据、服务和身份等方面治理的综合协同能力。