致密油直井缝网压裂初期产能影响因素分析

缝网压裂技术是大庆油田开发外围致密油的关键技术之一,为了探索和提高缝网压裂的压裂效果和经济效益,必须进一步研究其初期产能的影响因素。针对传统的数理统计方法计算出的初期产能与各影响因素之间的相关度差别不大的问题,应用改进的灰色关联分析法,对原模型进行修正,分析了压后初期产能和各影响因素之间的相关程度,确定了主要影响因素,并通过实例验证了该模型的实用性与准确性。研究结果表明,在不改变地层渗流场的前提下,尽可能提高地层压力,加大施工规模,可提高致密油藏直井缝网压裂的效果。该方法为致密油直井缝网压裂方案的设计和效果评价提供了可靠的依据。     

致密砂岩油藏部分射开压裂直井产能分析

目前国内外针对压裂直井产能的研究主要是建立在已有的渗流模型上,并且求解产能模型的方法采用了近似的处理方法,产能模型的精度具有一定的局限性。为修正压裂直井产能方程,提高产能预测精度,在前人研究的基础上,从最基本的三维渗流方程出发,考虑裂缝、非均质性和储层射开程度等因素,推导出适合致密砂岩油藏部分射开压裂直井产能方程,并进行了模型论证和敏感性分析。结果表明,油井生产早期,主要受裂缝长度、储层射开程度的影响,并且存在最优裂缝长度和合理储层射开程度;油井生产中后期,主要受裂缝方位、储层各向异性和边界条件的影响;油井生产后期,主要受油藏宽度的影响。该方法可以优化水力压裂参数,指导压裂工艺设计,有助于产能预测和分析。     

煤矿井下水力压裂产能主控因素研究

为提高煤储层的透气性,将地面油气开采的水力压裂技术引入煤矿井下进行煤层气的抽采和瓦斯治理。通过对影响煤矿井下水力压裂效果的煤层及煤层气赋存特征、压裂工艺等进行样本统计分析,确定储层透气性、煤体结构、布孔方式是影响煤矿井下水力压裂效果的主控因素,注入液量、注入压力、煤层埋深等因素对其影响较小。研究成果可对煤矿井下水力压裂设计提供参考。     

体积压裂页岩油储层渗流规律及产能模型

利用岩心实验,研究页岩油储层纳微米孔喉渗流规律.基于分形理论,采用双重分维(缝宽分维和迂曲分维),对体积压裂裂缝面密度、等效渗透率等参数进行表征.页岩油储层体积压裂开发过程中,流体的流动分为椭圆缝网内渗流区和主干缝内线性渗流区2个区域,建立二区耦合稳态渗流数学模型,推导页岩油体积压裂改造储层直井产能方程,模拟计算压裂井产能及分析压裂裂缝参数对产能的影响.结果表明:缝宽分形维数越大,裂缝面密度越大,基质—裂缝等效渗透率越大;当裂缝面密度较大时,增加储层改造宽度对产能提升有较大影响;次生缝导流能力越高,提高主干缝导流能力对产能影响越大,次生缝导流能力越小,影响越小.     

影响安塞油田长6层堵水压裂效果因素探讨

从安塞油田长6层储层特点、开发现状及堵水压裂技术特点等方面,对影响安塞油田长6层堵水压裂效果的关键因素进行探讨。分析认为,油井储层见水特征、油层纵向层间非均质性、前期压裂改造状况都对堵水压裂效果产生深远影响,选择合适的堵水压裂层位是取得良好降液增产效果的前提和基础。另外,堵水、压裂两种措施间的相互影响也部分降低了最终的堵水和压裂施工效果,因此,选择合适的井层和优化堵水-压裂施工程序成为提高安塞油田长6层堵水压裂效果的技术关键。     

有限导流垂直裂缝产能及影响因素研究

从渗流理论出发,利用瞬时源、连续源的思想,结合卷积公式、Laphce变换等方法,建立了有限导流垂直裂缝井的产能计算模型,对模型导出的积分方程采用边界元方法(BEM)在Laplace空间进行了求解,利用Stehfest数值反演.获得了实空间的解,从而给出了准确计算有限导流垂直裂缝井产量的方法.此外,还通过定量计算分析了裂缝各设计参数对产量的影响方式和影响程度.通过分析可知,压裂井的日产量随裂缝长度、裂缝渗透率、裂缝宽度的增加而增大,但其产量增加的幅度随三种因素的增大而逐渐减小,因此在实际的油藏水力压裂设计时,应结合压裂成本和增益来考虑合适的设计参数.对压裂井产量预测和水力压裂油藏工程设计具有一定价值.     

致密油藏直井体积压裂稳态产能评价模型

基于区域分形和拟压力法,建立一种可用于致密油藏直井体积压裂稳态产能评价的解析模型,模型考虑人工裂缝网络展布、压敏及启动压力梯度的影响;应用模型分析压敏系数、分形因数、启动压力梯度、改造半径及生产压差等影响产能的参数.结果表明:压敏系数对产能的影响较大,压敏系数越大,产能越低,当压敏系数大于0.1MPa-1时,放大生产压差增产效果不明显;分形因数越大,产能越高,生产压差越大,分形因数对提高产能的效果越显著;启动压力梯度越大,产能越低;改造半径越大,产能越高,改造半径对产能的影响受分形因数和生产压差的制约,分形因数及生产压差越大,改造半径对产能的影响越大.该结果为合理开发致密油藏及体积压裂优化设计提供参考.     

Z油田大斜度压裂井产能数值模拟研究

针对Z油田具有代表性的7口大斜度压裂井建立了单井砂岩模型、孔隙度模型、渗透率模型,形成了Z油田天然裂缝发育储层大斜度压裂井产能数值模拟方法,数值模拟给出了不同层段（S1段、S3段和D2段、D3段）、不同井斜角（60°、75°）、不同裂缝参数和生产压差条件下大斜度压裂井产能模拟结果。通过探井试油资料与数值模拟预测结果对比分析可知,该数值模拟方法的计算结果与实际试油结果吻合,从而为Z油田大斜度压裂井产能预测分析提供了科学依据。     

利用灰色关联法分析压后产能影响因素

影响水力压裂压后产能的因素很多,且各因素的影响程度不同.为了分析各种因素对压后产能的影响程度,采用灰色关联分析方法确定影响压后产能的主要因素.应用于MZ气田分析了地层参数和压裂施工参数对压后效果影响的主次关系.该方法计算简便,可用于指导压裂选井选层和参数优化设计.     

压裂水平井产能影响因素的实验研究

压裂缝改变了水平井周围的渗流场,是影响压裂水平井产能的主要因素,压裂前需研究裂缝参数对压裂水平井产能的影响趋势.利用电模拟实验研究了水平井筒与压裂缝成不同夹角的压裂水平井的等压线分布特点及压裂缝各参数对压裂水平井产能的影响.结果表明:夹角改变了压裂水平井等压线的形状,等压线因夹角而发生了扭转,随夹角增大相同压力的等压线所控制的泄流面积增加,且产能随夹角α的增大而增大,与8in瑾成明显的线性关系;在具体的油藏地质条件下,存在裂缝夹角、裂缝数、裂缝长度、水平井筒长度及裂缝间距的最优匹配关系.电模拟实验结果为压裂水平井的施工设计和其产能预测提供了理论依据.     

特低渗透油藏压裂水平井和直井联合井网形式研究

针对特低渗透油藏特点,以某实际油藏为基础,进行了合理压裂水平井直井联合井网形式研究;运用典型地质模型和数值模拟方法,采用局部网格非均匀加密和等连通系数法对裂缝网格进行了处理;综合对比分析了压裂直井注水-压裂水平井采油、压裂水平井注水-压裂直井采油、水平井注水-压裂水平井采油、直井注水-水平井采油、直井注水-直井采油、压裂直井注水-压裂直井采油等6种井网在不同井距排距的开发效果,优选合理井网形式.研究结果表明,该特低渗透油藏开发合理井距排距为200m×160m,应用压裂直井注水-压裂水平井采油井网可以取得较好的开发效果.     

知识工作者生产率影响因素指标体系研究

通过文献研究,总结出个人因素、管理因素、工作因素和环境因素共35个知识工作者生产率影响因素,继而有针对性地进行了问卷调查.研究结果表明:个人能力态度、个人疲劳感等个人因素,工作创新性等工作因素,经济性激励等管理因素,以及家庭和谐、家人健康等环境因素对知识工作者生产率具有重要影响.确定了包含4个方面8个类别共计26个指标的知识工作者生产率影响因素指标体系,为知识工作者生产率的提升机制研究奠定了基础.     

安塞油田坪北区低渗透油藏产能建设的成效

安塞油田坪北区属于典型的特低渗透、微裂缝发育的低压、低产油藏,地面、地下条件复杂,1997年以前一直未投入开发。1998年5月采用了先进的井网优化部署和适合采油及地面建设的工艺技术,成功地开发了这种特低渗透油藏,取得了良好经济效益。本文总结了坪北区油藏四年来产能建设和注水开发的主要作法、先进的井网优化部署和早期注水对类似油藏的开发有指导作用。     

Experimental evaluation on well pattern adaptability of ultra-low permeability reservoir using sandstone flat model

As for ultra-low permeability reservoir, the adaptability of common nine-spot well pattern is studied through large-scale flat models made by micro-fractured natural sandstone outcrops. Combined with non-linear porous flow characteristics, the concept of dimensionless pressure sweep efficiency and deliverability index are put forward to evaluate the physical models＇ well pattern adaptability. Through experiments, the models＇ pressure distribution is measured and on which basis, the pressure gradient fields are drawn and the porous flow regions of these models are divided into dead oil region, non-linear porous flow region, and quasi-linear porous flow region with the help of twin-core non-linear porous flow curve. The results indicate that rectangular well pattern in fracture reservoirs has the best adaptability, while the worst is inverted nine-spot equilateral well pattern. With the increase of drawdown pressure, dead oil region decreases, pressure sweep efficiency and deliverability index increase; meantime, the deliverability index of rectangular well pattern has much more rational increase. Under the same drawdown pressure, the rectangular well pattern has the largest pressure sweep efficiency.     

义18井区泥页岩裂缝油藏储层改造方式优选

针对胜利油田渤南油田义18井区中孔特低渗泥页岩油藏的生产特点和水力裂缝的渗流特征,运用油水井储层改造优化设计系统软件,以采油量、注水量为目标对压裂和酸化两种储层改造方式的各项工艺参数进行模拟．根据模拟结果,对其进行评价和分析,优选出压裂是义18井区最适合的储层改造方式．     

污泥管道输送沿程阻力影响因素分析

为识别污泥管道输送过程中沿程阻力的变化及影响因素,以长春市某污水处理厂浓缩后储泥池污泥为对象,考察污泥质量分数、温度、减阻剂用量、平均流速等因素对污泥管道输送过程沿程阻力的影响效应,并进行机理分析.结果表明:污泥质量分数对沿程阻力影响显著,质量分数分别为2.38％,3.94％,5.39％时,沿程阻力随质量分数增加而增大,输送过程中控制污泥质量分数小于2.38％可达最佳输送效果;温度对沿程阻力有显著影响,适当升温或采取保温措施有利于减小沿程阻力;减阻剂用量对沿程阻力影响显著,用量过低减阻效果不明显,用量过高会降低减阻效果,实际使用中需测算减阻剂最佳用量,污泥质量分数为3.94％时的减阻剂最佳用量为0.588％;污泥管道输送应在平均流速略高于不淤流速的紊流条件下进行,质量分数为2.38％,3.94％,5.39％的3种污泥的输送平均流速分别为1.35～1.45,1.20～1.30及1.10～1.20 m/s.     

矿山资源生产率与经济效益

在社会主义市场经济条件下,资源的合理开发必然要求矿山提高资源生产率与经济效益。矿山资源生产率即矿石回采率、贫化率与选矿回收率等“三率”。本文通过“三率”对经济效益的影响,说明两者的关系;通过影响“三率”的主要因素分析,提出提高资源生产率的对策。     

沁水盆地南部煤层气井网排采压降漏斗的控制因素

以平面径向渗流理论及压降叠加原理为基础,依据沁水南部煤层气生产区块15口排采井生产数据,建立了井网排采条件下排水阶段至产气初期煤层气井压降漏斗的计算模型,应用Matlab数学软件实现了煤层气井压降漏斗的可视化模型.在分析了排水阶段至产气初期煤层气井压降漏斗的形状及演化特征的基础上,提出了单井压降漏斗形状的界定方法和压降漏斗叠加程度的评价方法,讨论了压降漏斗形状的控制因素.研究结果表明：排水阶段至产气初期,煤储层渗透率小于8×10-3μm2、地下水位高度高于680m、日排水量低于3m3/d时,产气量一般高于250m3/d,泄流半径与压降漏斗深度的比值一般小于40,泄流半径较小,煤储层压力降幅较大,压降漏斗属于第1种类型;煤储层渗透率大于8×10-3μm2、地下水位高度低于680m、日排水量小于3m3/d时,产气量一般低于250m3/d,泄流半径与压降漏斗深度的比值一般大于40,泄流半径较大,煤储层压力降幅较小,压降漏斗属于第2种类型;叠加区最大半径与井距的比值越大,压降叠加程度越高,叠加区域的面积越大,压降漏斗范围内煤储层压力的下降幅度也越大.排水阶段至产气初期,渗透率越低、地下水流体势越大、排水量越小、压降叠加程度越高,泄流半径与压降漏斗深度的比值就越小,越有利于产气初期煤层气产出.     

促进北方井灌区地下水资源良性循环的对策

针对20世纪80年代以来，我国北方地区干旱少雨，农业用水靠超量开采地下水维持、导致许多井灌区地下水位持续下降的态势，提出：为从根本上维护农业生产的可持续发展，必须采取综合性节水和涵养水源措施，提高水的利用率和水分利用效率，以促进北方井灌区地下水资源走上良性循环的道路，为高效农业服务。     

Remaining oil distribution in Ng3^3 bottom water reservoir of Lin 2-6 fault-block in Huimin depression and potential tapping in horizontal well

Oil reservoirs with secondary bottom water in Ng33 members (in Guantao formation, Paleogene system) of Lin2-6 fault block in Huimin depression (Bohai Bay Basin) have entered the late stage of ultra-high water-containing-exploitation. Oil exploita-tion from vertical wells is becoming more and more inefficient. The reservoir type, with water displacing oil and the remaining oil distribution are specifically studied in order to improve the efficiency of the recovery ratio. An integrated scheme for adjusting horizontal wells has been designed and the key technique of the scheme optimized. The study shows that: 1) the positive rhythm of fluvial depositional features is the internal cause of the flooding of oil reservoirs while water injection, injection-production patterns and accumulative petroleum production are the external causes; 2) oil-water driving patterns have transferred from edge water ad-vancing to bottom-water-coning; distribution of the remaining oil mainly concentrates in the upper rhythm and top of the middle rhythm in Ng33 members; 3) a great deal of remaining oil is enriched in high positions of faults, in axes of tiny structures, in stagna-tion areas among water-injection wells and oil-wells and in tectonic saddle areas with sparse wells. Compared with vertical wells, horizontal wells have advantages such as high recovery, high off-take potential, high critical output, large controlling areas and long time of bottom-water breakthrough.