页岩油储集层压后焖井时间优化方法

建立了考虑毛管压力、渗透压、膜效应以及弹性能的压裂-焖井-生产多过程多相流模型，提出了以产能最大化为目标的页岩油水平井分段多簇压裂后焖井时间优化方法，采用现场生产数据和商业软件验证了该模型的准确性。基于该模型和方法，根据现场压裂压力数据反演裂缝参数，建立物理模型，模拟了压裂、焖井以及生产阶段储集层孔隙压力、含油饱和度的变化动态，并研究了7种因素对最优焖井时间的影响规律，通过开展正交实验明确了最优焖井时间的主控因素。研究表明，随着焖井时间增加，累计产量增量先快速增加后趋于某一稳定值，变化拐点对应的焖井时间为最优焖井时间。最优焖井时间与基质渗透率、孔隙度、毛管压力倍数及裂缝长度呈非线性负相关，与膜效率、注入液体总量呈非线性正相关，与排量呈近线性正相关。对最优焖井时间的影响程度从大到小依次为注入液体总量、毛管压力倍数、基质渗透率、孔隙度、膜效率、压裂液矿化度和排量。     

不同温度钻井液浸泡岩石对其表面形貌的影响

为揭示钻井液浸泡岩石产生表面形貌损伤引起井壁失稳，选取砂岩、页岩岩样，利用三维光学显微镜，对不同温度钻井液浸泡作用前后的岩石表面形貌进行测试，定量分析其特征参数，探讨温度对岩石表面形貌的影响机制及损伤度。结果表明:随温度的升高，特征参数S_a、S_q、S_k整体上呈增大趋势，特征参数S_r整体上呈减小趋势，导致其形貌轮廓的粗糙度、离散性、波动性增加，轮廓起伏度降低，对称性优于浸泡前；在30～120 ℃时，形貌损伤度逐渐增加，在120～150 ℃时，形貌损伤度降低，形貌损伤度极值点T_S在120～150 ℃之间。砂岩和页岩的高度特征参数的损伤度大于纹理特征参数的损伤度。      

极限工况下的管网“互联互通”改进方案

在全国天然气管道“主干互联、区域成网”(以下简称“互联互通”)基础格局逐渐形成的背景下,天然气管网规模日益扩大、管道分支和气源增加,并且分布不集中、输送方向可变,使得输气方案更加灵活,可以更好地解决某些地域的供气紧张问题;但受现有站场和设备的限制,暂不能满足某些多线组合极限工况,使得“互联互通”的初衷难以全部实现。为了使得现有的各输气干线在实现“互联互通”之后可以满足更多的多线组合工况,在分析“互联互通”背景下M管网工况变化的基础上,研发了可以进行水力仿真和压气站方案制订的计算软件,并对3种极限工况下的不同输气量情况进行了可行性试算,进而基于试算结果提出了相应的管网改进建议。研究结果表明:(1)经验证,软件计算误差满足要求;(2)在M管道某处增设压气站或在某些输气站场配置压缩机组;(3) M管网改进调整后,可以完成大部分的多线组合极限工况,真正实现“互联互通”的输气方案。结论认为,该研究成果有助于推进全国天然气管网早日实现“互联互通”。     

致密油藏体积压裂水平井分区复合产能模型

水平井体积压裂是实现致密油藏有效开发的关键工程技术手段,对致密油藏体积压裂水平井产能的准确模拟计算为体积压裂参数优化设计和压后生产动态预测提供了参考。基于致密油藏体积压裂水平井生产过程中油藏的实际流动形态特征,将水平井划分三线性流区域,结合Warren-Root模型,考虑储集层启动压力梯度和天然裂缝的影响,建立了致密油藏体积压裂水平井分区复合产能模型。结合现场生产数据验证了模型可靠性,并对产能影响因素进行了分析。结果表明:压后总体产量受到延伸主裂缝的条数、半长和导流能力的影响;启动压力梯度及改造区的弹性储容比和窜流系数对压后中后期产量影响大;未改造区窜流系数和弹性储容比影响后期产量的递减速度。该研究对深化认识致密油藏体积压裂水平井流动规律,完善致密油藏体积压裂渗流理论,提升致密油体积压裂优化设计都具有重要理论意义和实际价值。     

湘西北页岩储层各向异性的声学与力学响应试验研究

我国页岩气开发尚处于起步阶段,研究表明页岩气储层具低孔低渗的特性,这一特性决定了对储层改造极具必要性,而页岩储层因其各向异性致使压裂改造过程更为复杂,因此对其力学和声学性质的研究至关重要。结合声波测试系统研究页岩储层声波特性对层理面倾角的响应情况,并应用声学理论定量评价湘西北页岩储层力学性能,计算湘西北页岩储层动弹性模量、动泊松比随页岩层理倾角的变化规律。     

注水井井筒完整性设计方法

注水井服役工况复杂，管柱腐蚀、疲劳断裂、密封失效等情况时有发生，给井筒完整性管理带来巨大挑战。现行的井筒完整性标准并未对生产井与注水井严格区分，注水井的井筒屏障划分方法尚有诸多缺陷。参考挪威NORSOK D-010标准，结合注水开发现状分析了注水井井筒工作状态的特殊性，探讨了井筒屏障失效原因，明确了应重点关注的井屏障部件。建立了注水井的井筒屏障系统，将井下安全阀从第一级屏障划出，将井口至井下安全阀之间的油管柱及部件、采油树二号主阀纳入第一级屏障范畴。讨论了关键部件的验收标准，从井屏障设置、腐蚀控制、寿命预测、作业参数控制及井资料记录五个方面探讨了注水井井筒完整性设计内容。最终形成了注水井井筒完整性设计流程，对各油田维持注水开发的安全稳定、经济高效具有重要指导意义。     

四川盆地龙女寺构造龙王庙组储层特征及地震响应

2005年威远构造威寒1井龙王庙组获11×10⁴ m³/d的测试产量揭示了四川盆地内部龙王庙组勘探的突破。随着勘探的深入，川中磨溪—高石梯地区多口百万立方米气井的获得证实了龙王庙组巨大的勘探潜力。然而，龙女寺构造龙王庙组储层发育情况展现出与磨溪—高石梯（高磨主体）地区较大的差异，以传统“亮点”反射模式作为储层预测的指导思想已经无法满足现今勘探的需要。以龙女寺构造龙王庙组储层为例，借助已有岩心、薄片、测录井及地震资料，对区内龙王庙组储层与高磨主体地区龙王庙组储层进行对比研究，同时对储层的地震响应进行进一步的探索。研究表明：研究区龙王庙组发育局限台地沉积，颗粒滩相作为储层发育的最有利相带，最主要的储集岩类为颗粒云岩及晶粒云岩，储集空间包括粒间（溶）孔、晶间（溶）孔、溶洞等；研究区内储层表现出低孔低渗的特征，非均质性强，纵向展布差异大，横向可对比性差。对比分析“亮点”反射模式，采用波形聚类属性对储层进行平面分布预测，明确不同储层发育情况对应的波形特征。I类波形对应于储层发育于顶部，储层厚度>30 m；II类波形对应于储层发育于中部，储层厚度>20 m，或顶部中部发育2套相距20 m左右、厚度15 m左右的储层；I、II类波形为储层发育有利波形；III类波形对应储层较薄（<5 m）且储层呈薄互层状发育或储层欠发育；IV类波形对应储层欠发育；III、IV类波形为储层发育不利波形。该方法可有效地规避“假亮点”反射，预测结果与沉积相发育特征及实钻井储层发育情况吻合率高。     

CO2注采井油管柱服役安全状态评价方法

针对CO₂注采井油管柱因腐蚀失效而频繁更换的问题，研究了适用于CO₂注采井井筒环境的CO₂腐蚀速率预测模型及管柱力学分析方法，分析讨论了CO₂注采井工况、产出液含水率等因素随时间的变化对CO₂注采井油管柱腐蚀速率及承受载荷的影响，结合管柱腐蚀剩余强度计算方法，建立了CO₂注采井油管柱服役安全状态评价方法，并进行了实例计算和比较。结果表明，针对CO₂注采井油管柱腐蚀预测，DW-95模型有较好的适用性，生产阶段为CO₂注采井腐蚀发生主要阶段及安全状态评价的主要对象；管柱安全服役时间与其腐蚀速率及承受载荷呈负相关，且管柱抗压安全服役时间为管柱最小安全服役时间，是安全状态评价的主要依据，以此为标准可确定管柱更换周期，优化CO₂注采井吞吐周期，指导现场安全生产。     

全局力平衡PDC钻头布齿优化设计

针对聚晶金刚石复合片(PDC)钻头在钻井破岩过程中因受力不平衡，导致钻井倾斜、井径扩大、钻头产生横向振动和涡动，造成钻头早期失效的问题，基于已有PDC钻头切削力学知识，构建了PDC钻头弯曲力矩及全局力平衡布齿优化设计模型，并提出模型求解方法。布齿设计实例结果表明，采用全局力平衡布齿设计方法得到的布齿结构可使PDC钻头在不同进尺条件下均能保持全局力平衡状态，尤其低进尺（小于1 mm）时的力平衡状态得到极大改善，提高了PDC钻头的钻井稳定性，对于改善钻头受力、提升钻头使用寿命、提高钻井质量与效率具有重要意义。