热采井试井设计及解释

因为进行热力开采的油藏通常可理想化成一个复合油藏，因此本文通过研究双区、径向、有限或无限复合油藏中井的压力导数特性，推导出了一些新的设计及解释方程。精确的设计方程有助于估算试井持续时间（观察试井资料中的明显特征所需的时间），然后应用某种解释方法来确定前级半径或波及体积。本研究表明基于前缘半径的第一段半对数直线（偏差时间）结束时对应的无量纲时间是不变的。如果井筒储存效应没有影响第一段半对数直线的话，     

空间变导流能力压裂井CO2驱试井分析

目前利用压裂井进行CO₂驱已成为低渗透油藏开发的主要技术之一，水力裂缝导流能力是决定开发效果的关键因素，而试井研究多采用与实际不符的恒定缝宽假设对水力裂缝进行描述。基于三区复合理论，建立考虑空间变导流能力压裂直井的CO₂驱试井模型，通过Laplace变换进行求解，进行数值反演，绘制典型试井曲线。典型曲线可分为井筒储集段、井筒储集后过渡段、双线性流段、地层线性流段、第一径向流段、第一过渡流段、第二径向流段、第二过渡流段、第三径向流段共9个阶段。对模型影响因素进行分析，裂缝导流能力越大，双线性流段阶段压差越小，CO₂越容易注入；考虑裂缝导流能力变化后，早期压差增大，压力及压力导数曲线都呈现一定的上升，表现出类似表皮系数增大的现象；CO₂及过渡区半径主要对径向流的持续时间及过渡流出现时间产生影响，半径越大，对应过渡流出现的时间越晚；一区与二区流度比越大，过渡区及最外区流动阶段所消耗的压差越大；二区与三区流度比，最外区流动阶段所消耗的压差越大。     

复合区域形态对试井曲线的影响

解析试井只能对径向复合、线性复合等情形进行计算,对非均质性的处理十分有限,它只能把复杂的非均匀性等效为径向复合、线性复合。通过UST数值试井软件,研究不同非均质性对试井曲线的影响。结果表明复合区域的形状与位置明显影响着压降导数曲线的形态,因而解析试井简单的使用径向复合、线性复合进行非均质解释存在误差。     

利用多区复合油藏解析模型进行热采试井分析

热采过程中，利用试井分析确定波及体积至关重要。曾用双区或三区复合油藏模型对热采井试井进行理想化模拟。但是，热采压降试井模拟表明，波及区中的流度和储存系数会连续变化。对于这样的油藏，不适合用双区或三区复合模型，而应采用多区复合模型。已研制出了多区复合油藏解析模型来研究波及区流度和储存系数的各种变化趋势对油藏热采试井的影响。多区复合油藏模型的压力不稳定响应表明，在双对数曲线图上，由于流度或储存系数连续     

聚合物驱复合模型试井分析方法

文中考虑到地层中聚合物溶液存在剪切、扩散、对流等物化作用,建立了聚合物驱牛顿-非牛顿及非牛顿-牛顿油藏试井复合模型,采用有限差分算法对模型进行数值求解,绘制压力和压力导数双对数曲线图版.研究表明：聚合物驱油藏试井复合模型双对数曲线划分为5个流动段;牛顿-非牛顿复合模型中,外区聚合物黏度越大,内区水相到外区聚合物溶液的过渡段上翘幅度越大,内区半径越大,水相径向流段时间越长,水相到聚合物的过渡段出现的越慢.非牛顿-牛顿复合油藏中,聚合物溶液初始质量浓度越大,聚合物溶液的径向流段上翘的幅度也越大,内外区过渡段斜率减小,外区油相黏度越大,聚合物溶液到油相的过渡段上翘幅度越大.实例应用表明,新方法能准确确定两区油藏参数.     

热采井干扰试井解析研究

本文采用双区复合油藏解析模型对连续注蒸汽的理想油藏进行了干扰试井解释。应用复合油藏模型进行试井分析，以前曾有过报道。另外，本文给出了观察井（外区）的双区复合油藏模型解的有用近似式，该式用来进行典型曲线敏感性分析（作为流度比及距界面的距离的函数）。尽管这种分析方法可见诸文献，但本文给出的以流度比为函数的曲型曲线特性却是新的。     

凝析气藏中的试井分析

当油藏压力低于零点时,以往的试井分析均依据于两区径向复合模型。如今实验分析和数据采集结果表明,当油藏压力低于零点时,凝析气藏中存在三个可动区：91）油气两相可动区;（2）油相不可动而气相可动区;（3）单相气区,本文将利用试井数据研究第三个单相气区存在的可能性,并列举试井实例说明识别单相气区的难点。     

复合油藏内外区同时压裂试井模型研究

针对内外区同时压裂的复合油藏,建立并求解了多区复合油藏点源模型,求得了内外区同时压裂两区复合油藏的无因次井底压力的表达式,最后分析了试井曲线特征和裂缝、地层参数对典型曲线形态影响。研究表明,内外区压裂井和内区压裂井的试井曲线形态有差别。当裂缝半长超出内区半径时,应采用新建立的内外区同时压裂模型来解释裂缝及地层参数。     

试井及生产资料在储气库早期评价中的应用

针对陕２２４ 井区储量、储层连通性、边界封闭性不确定的问题, 运用压力恢复试井与生产动态分析相结合的方法, 通过压力恢复曲线拟合, 确定近井地带特性参数, 如井筒储集系数、表皮系数, 并获得４ 组储层及边界解释模型; 利用流量标准化拟压力曲线拟合校正了解释模型, 求取到气藏关键参数, 如地层系数、径向复合半径、流度系数比、储容系数比、边界位置, 计算井区共动用储量１０. ４３×１０８ｍ３。研究表明, 试井与生产动态分析相结合的方法, 弥补了资料周期短、精度低的缺陷, 克服了解释模型不全面、不唯一的弊端, 获得了完整准确的井区气藏模型。     

考虑交接面附加阻力的复合油藏试井模型

油井在钻井和完井过程中泥浆的侵入造成近井污染导致渗透率下降；相反由于增产措施近井地带渗透性得到改善致使渗透率升高，这样就可以形成径向渗透性甚至流体特性差异的多区复合油藏。为此，通过引入表皮系数的方法，建立了考虑流体在交接面流动存在附加阻力的复合油藏试井模型，并且应用积分变换方法对该模型进行求解，得到了无因次井底压力解及其特征曲线。计算表明流动对井底压力特征存在一定影响，主要表现在过渡区。     

考虑热损失的稠油热采三区复合油藏试井模型

常规的稠油热采复合油藏试井模型分析结果与实测曲线拟合效果不佳.因此,根据注蒸汽开采地层温度的分布特点,建立了考虑热损失的三区复合油藏试井模型,推导出了其在Laplace空间的解析解,通过Stehfest数值反演获得了试井样板曲线,并讨论了主要油藏地质和工程参数对样板曲线的影响.分析表明,考虑热损失时,蒸汽区半径对典型曲线的影响很小,过渡区半径主要影响第三平台出现的时间,以及蒸汽区和过渡区半径的差值影响第二平台是否出现;蒸汽区与过渡区的导压系数比主要影响压力导数曲线第二平台之前是否出现波峰;蒸汽区与冷油区的导压系数比主要影响压力导数曲线第三平台之前是否出现波峰.基于热损失的稠油热采三区复合油藏试井分析明显改善了拟合程度,有助于稠油油藏的精细描述.     

三重介质油藏渗流模型与试井样版曲线

针对三重介质碳酸盐岩储集层在钻完井和开采过程中井周围产生污染带以及储集层本身的非均质情况, 建立了考虑井筒储集效应和表皮效应的三重介质复合油藏有效井径试井解释模型。通过Laplace 变换法对模型进行了求解, 得到了Laplace 空间解析解, 利用Stehfest 数值反演得到实空间的解, 进而绘制了压力和压力导数双对数样板曲线。从物理渗流机理上对曲线形态特征进行了分析并划分了流动阶段, 得出了内外区渗透率比、内区半径、窜流系数、弹性储容比等参数对这种类型油藏压力动态的影响。当内区的渗透率小于外区的渗透率时, 表现为二区压力导数曲线发生下倾; 当内区渗透率大于外区的渗透率时, 表现为压力导数上翘; 内区半径主要影响压力传播到交界处的时间; 窜流系数决定窜流段出现的早晚; 而弹性储容比影响窜流的强度和时间的长短。通过对此类典型曲线特征的分析, 为认识和改造三重介质油气藏提供了可靠的依据, 可用于研究三重介质复合油气藏渗流规律, 进行压力动态和试井分析。     

高含硫气藏试井解释方法研究

气井投产之后，地层能量不断下降，当含多硫化氢天然气穿过递减的地层压力和温度剖面时，多硫化氢发生分解，单质元素硫析出。当分解出的硫量达到临界值后且流体水动力不足以携带固态颗粒的硫时，元素硫可直接在地层孔隙中沉积并聚集起来，对地层造成污染。在地层中将形成两个特征区域：硫沉积污染区和未污染外区。文中基于油气藏渗流理论和现代试井解释方法建立了高含硫气藏气井两区复合试井解释数学模型，利用Stehfest反演算法计算了井底压力响应典型曲线，分析了流度比和污染半径对井底压力动态的影响。实例计算表明，该模型能够较好地解决高含硫气藏试井解释问题。     

凝析气藏注CO2提高采收率机理物理模拟

为深入研究凝析气藏注CO₂提高采收率机理,应用室内实验手段开展了CO₂对凝析气藏流体物性的影响实验。结果表明：注CO₂降低了凝析气的露点压力,降低幅度随注入量增加越来越大,注入0.4倍时的下降幅度达到了15.42%;CO₂注入倍数较小时,对凝析油以溶解、降黏、膨胀作用为主,凝析油膨胀体积的增量是萃取产出凝析油体积的9倍以上,溶解气油比和相对密度随注入倍数增加而增加;CO₂注入倍数较高时以萃取作用为主,生产气油比迅速增加,凝析油相对密度越来越大,采出程度达83%以上。在实际地层条件下,注CO₂开发,在远井区主要发挥降低露点压力的作用,并将露点线向产出井推移;在过渡带初期以溶解膨胀为主,压缩了该区带范围,后期主要为萃取作用,将液动线向产出井推进,缩小了近井带范围;在近井带初期主要为驱替作用形成气流通道,中后期主要为溶解、膨胀、携带和萃取作用。综合以上,凝析气藏注CO₂开发压缩了气液两相区,可大幅提高凝析气藏采收率。研究成果为凝析气藏的注CO₂开发和技术推广提供了重要的技术支撑。     

压裂改造复合页岩气藏不稳定压力与产量分析方法

为了给页岩气现场开发提供理论依据,考虑页岩气扩散、黏性流、解吸等多种传质机理,建立了复合页岩气藏的综合流动数学模型。基质中考虑浓度差引起的非稳态流动,内外区裂缝中考虑达西流动,水力压裂主裂缝考虑为无限导流;引入了新的无因次量,在椭圆坐标系下综合运用拉氏变换、Mathieu函数、Stehfest数值反演等方法对数学模型进行了解析求解;分析了定产量条件下不稳定压力和定井底压力条件下产量的变化特征,基于不稳定压力曲线将页岩气流动划分为7个流动阶段,即井筒储集阶段、过渡流阶段、早期线性流阶段、基质向裂缝窜流阶段、早期径向流动阶段、第一径向流与第二径向流的过渡阶段、第二径向流动阶段,为复合页岩气藏生产动态分析提供了理论基础。研究结果表明:增大改造区域半径和渗透率可以提高页岩气产量;扩散系数越大、兰格缪尔体积和兰格缪尔压力越大,页岩气产量越大,气藏初始压力高对页岩气的开发具有积极的影响。结论认为,所建立的综合流动数学模型丰富了页岩气多级压裂水平井开发分析方法。     

东濮凹陷古近系致密砂岩气成因与充注差异

中国东部深层古近系致密砂岩气是今后油气勘探的重要接替领域。以东濮凹陷深层古近系致密砂岩气为例,根据天然气组分、碳同位素及储层沥青等分析了天然气成因,从储层致密化及油气充注期等方面,研究了深层洼陷带、斜坡带致密砂岩气充注差异,并划分了气藏成因类型。结果表明,东濮凹陷洼陷带以腐泥型干酪根裂解气为主,并混有原油裂解气,储层在东营组沉积期和明化镇组沉积中期均演化为致密储层,普遍存在东营组沉积中后期—东营组抬升初期、明化镇组沉积后期—第四纪2期油气充注;东濮凹陷斜坡带以原油裂解气为主,储层在明化镇组沉积中期演化为致密储层,以东营组沉积中后期—东营组抬升初期油气充注为主。根据天然气成因、储层致密化进程及其与油气充注期的关系,将东濮凹陷深层古近系致密砂岩气藏划分为2种成因类型:洼陷带2期致密混合型气藏,斜坡带晚期致密原油裂解型气藏。     

江苏油田MQ火山岩油藏开发技术政策研究

火山岩油藏是一种与沉积岩油藏完全不同的特殊类型油藏,储渗机理较沉积岩油藏更为复杂,因而在开发过程中有其独特的生产特征,所采用的开发技术政策也与砂岩油藏有所不同。对江苏油田MQ火山岩油藏的开发技术政策研究表明,油井有效位置是影响开发指标和经济效益的重要因素,开采初期应采用井距为900m稀井网控制构造高点和孔洞缝发育带,中后期可适当将井距调整为500m。合理注水方式为低部位或边缘注水,最佳注水压力水平为0.45～0.65。油井射孔井段尽量在油水界面之上30m,注水井应避射沉积夹层,注水井注入压力应低于沉积夹层进水的临界压力。     

阿尔善油田水淹层测井解释及剩余油饱和度求取

二连盆地阿尔善油田为砂砾岩中孔低渗油田 ,目前已进入注水开发中后期。由于储层薄、非均质性严重、物性差、地层水矿化度低 ,加之油层与弱、中、强各级水淹层共存 ,高压层与低压层交错分布 ,致使水淹层的识别与水淹等级的划分较为困难 ,定量解释难度更大。在分析水淹前后储层物性、含油性、地层水矿化度、地层压力等储层性质变化的基础上 ,将水淹层划分为 6种类型 ,即低压弱水淹、低压中水淹、低压强水淹和高压弱水淹、高压中水淹、高压强水淹 ,并分别给出了识别方法和典型实例 ,适合于地质分析和开发生产。提出了一种用常规测井资料求取剩余油饱和度的方法 ,平均绝对误差为 6 .0 9(% ) ,可有效地用于定量分析     

凝析气藏压力恢复试井分析的新认识

低于露点压力的凝析气藏的压力恢复曲线特征不同于高于露点压力的凝析气藏，文中根据三区域径向复合模型，将低于露点压力的凝析气藏压力恢复曲线的上翘解释为地层流体凝析饱和度的变化，内区为低凝析饱和度区，外区为原始流体凝析饱和度区，中间过渡带为高凝析饱和度区，而非传统的储层物性变化或部分渗透断层的影响，并结合矿场实例，说明其适用性。     

苏丹Muglad盆地东北部AG组层序地层研究与勘探目标评价

苏丹Muglad盆地东北部AG组可以划分为下部层序、中部层序和上部层序。下部层序形成于盆地裂陷早期,以粗碎屑快速堆积为主。中部层序形成于盆地扩张期,是Muglad盆地生油层和储集层发育的重要层段。上部层序形成于盆地萎缩期,以河流相沉积为主。综合评价认为中部层序具有良好的生储盖组合,是Muglad盆地AG组的重要勘探层系。中部层序的东部缓坡带是最有利的勘探区带,Ⅰ号目标是较成熟的勘探目标。