蛇曲井稳态产能计算模型

蛇曲井是一种新的复杂结构井，其生产井段起伏较大，不能直接用常规水平井产能公式计算其产能。以1口蛇曲井在无界地层中生产时引起的势分布为基础，根据镜像反映和势叠加原理，建立了底水油藏、气顶底水油藏及边水油藏中1口蛇曲井生产时的势分布和压力分布方程。考虑井筒流动和地层渗流的耦合作用，建立了蛇曲井的稳态产能计算模型，给出了模型的求解方法。实例计算表明：当井的水平段起伏较大时，不能将其处理为水平井，而应根据蛇曲井产能计算模型计算其产能，否则将导致产能预测出现较大偏差。     

低渗透非均质异常高压深层砂岩油藏的高效开发

低渗透储层由于渗流阻力大存在启动压差，注水开发难度较大；非均质储层由于层间、平面渗流能力差异大导致储量动用程度差异大；渤海湾盆地异常高压油藏一般属欠压实型，投入开发后地层压力下降导致储层孔渗降低且部分不可逆，影响开发效果；深层油藏压力温度高，对工艺技术要求高。采用密井网逐层上返与细分层系相结合的开发方式，利用以整体压裂改造为中心的配套技术，实现了文33块沙三上-沙三中低渗透油藏的高效注水开发。     

中高渗复杂断块油田提高水驱采收率技术

中高渗复杂断块油藏在中国陆上已开发油田中占有较大比例，目前开发水平不一，Ⅲ类开发水平油藏的比例较高，提高水驱采收率潜力较大。从开发初期调整完整注采井网、扩边增储、剩余汪研究有配套挖潜技术等方面，对中高渗复杂断块油田不同开发阶段提高水驱采收率做法和效果进行了总结与分析；针对剩余油分布形式及提高采收率潜力的分布，从地震技术、油表细描述技术、水平井钻井技术等方面，提出了中高渗复杂断块油田进一步提高水驱采收率的主导措施。     

深层高压低渗透油藏储层微观非均质性及其对开发的影响

文东沙三段中亚段油藏是我国典型的深层高压低渗透油藏，储层以砂层薄、粒度细、非均质性显著为特征。油田开发中后期地层压力下降明显，储层物性及注水效果差。为此，开展了细致的微观非均质研究，指出主力产层呈大孔较粗喉及中孔、中细喉型孔隙结构；大多数储层为中小孔、细喉型孔隙结构，表面积大，储层非均质性强。另外，还首次进行了净覆压对储层性质的影响和真实砂岩微观水驱油模型研究，建立了净覆压与储层物性的定量关系模型，阐述了高压低渗透油藏驱油规律；指出储集岩孔隙结构的非均质性是影响驱油效率的主要因素，增加注入压力与注入水推进速度对降低剩余油饱和度作用不大。     

中原油田轻质油藏注空气低温氧化反应机理研究

空气泡沫驱油技术是提高采收率的有效方法之一。为研究空气与中原油田地层原油的低温氧化反应机理,开展了空气-地层原油体系相态特征分析、低温氧化反应动力学测定、低温氧化反应影响因素和低温氧化反应区间及途径的实验研究。结果表明:胡状原油单次脱气体积收缩率为10.1126%,在90℃下的饱和压力为6.36MPa,温度从90℃增至150℃、压力为23.5 MPa时,原油体积增加5.49%。油藏条件（90℃、23 MPa）下,胡状原油能溶解其自身体积9.07%的空气量,体积膨胀3.68%。原油与空气发生的低温氧化反应为一级反应,反应速率常数为5.1×10^-3h^-1,活化能为81.9kJ/mol,指前因子为2.85×10⁹h^-1,活化能较大,反应活性较低。原油具有较强的氧气消耗能力,在96 d内消耗自身体积2.4倍空气中的氧气,充分反应后,原油脱出溶解气中的氧气体积分数不超过3%。升高温度、压力、加入黏土及地层水均可促进氧化反应进行,其中温度是最主要因素。低温氧化反应后,饱和分和芳香分相对含量降低,而胶质和沥青质及氧元素相对含量升高。原油低温氧化反应分为加氧反应和断链反应两步。     

普光气田鲕滩储层形成的物质基础和保存成因

通过岩心和薄片观察,普光气田飞仙关组飞一到飞三段并不发育石膏,储层中H2S溶蚀作用的标志也不多见,相对于H2S,鲕滩储层的发育与其原岩鲕粒灰岩关系更密切。鲕粒灰岩本身发育原生粒间孔,经大气水溶蚀后也可以形成较好的储层,是普光气田鲕滩储层形成的物质基础。飞仙关期鲕滩的加积作用、飞仙关组早期快速埋藏和烃类充注的匹配、飞仙关组的构造托举和上覆雷口坡和嘉陵江组的膏盐悬浮减压,构成了原生粒间孔、同生期溶孔和晶间孔的保存成因。早期孔隙网络的发育和良好的保存成因,为后期埋藏溶蚀流体的出入提供了良好的条件,最终演化成了优质储层。     

普光气田长兴组台地边缘礁、滩沉积相及储层特征

普光气田长兴组不仅发育生物礁相储层,而且随着普光6井生屑滩相、砂砾屑滩相储层和302-1井鲕粒滩相储层的发现,表明滩相也是长兴组重要的沉积相类型.普光气田长兴组晚期演化为台地边缘,以发育台地边缘礁、滩相为特征,结合开发井礁滩相的测井模式聚类识别,生物礁相发育在普光5、普光6、普光8、普光9、毛坝3等井区,滩相分布在普光2、普光4、普光6、普光7、102-1、302-3、302-1等井区,其相带狭窄,近似呈北西-南东向条带状分布.长兴组储层主要为一套礁白云岩、亮晶鲕粒云岩和残余颗粒云岩,以高中孔、中高渗,孔隙型储层为主,储集空间类型以晶间孔、晶间溶孔、粒间溶孔、粒内溶孔、铸模孔以及溶蚀扩大孔为主,裂缝和压溶缝合线次之,具有较好的物性特征.长兴组生物礁和边缘滩相储层是普光气田继飞仙关组鲕粒滩后又一个具有巨大勘探潜力的储层类型.     

产量自然递减构成分析

将影响自然递减的因素分为井数、含水、液量三方面,推导出有关计算公式,计算出每一种影响因素对自然递减的贡献大小,探讨了自然递减影响因素的变化趋势,确定了控制油田产量自然递减的主攻方向及措施,结果表明该分析方法简单、可行、实用,有利于针对性地开展工作,减缓产量的自然递减率,提高油田开发水平。     

普光气田鲕滩储层关键溶蚀期次的确立——兼议H_2S与石膏的关系

普光气田同生期溶蚀作用形成大量的鲕模孔、生物模孔及粒内溶孔,并具有有效的保存机制。第1期埋藏溶蚀与富含有机酸的酸性水有关且溶蚀强烈,形成大量的粒内溶孔、粒间溶孔、晶间溶孔和溶洞等次生孔隙。同生期溶蚀、第1期埋藏溶蚀和白云岩化作用形成优质储层的主要孔隙类型,构成优质储层的主要储集岩性。这2期溶蚀作用和溶蚀方向符合普光气田孔隙度变化规律,是关键溶蚀期次,是鲕滩优质储层形成的重要条件。第2期埋藏溶蚀以CO2和H2S为主。第3期埋藏溶蚀与裂缝和H2S有关,但薄片中标志H2S溶蚀的沥青环边位于孔隙内部的构造并不多见,普光气田中H2S来源也与石膏关系不大,含硫铁矿烃源岩和储层中单质硫可能是H2S形成的主要原因。     

烃组分对CO2驱最小混相压力的影响

针对CO_2-EOR原油组分对混相能力影响的问题,应用界面张力消失法设计了不同碳数烃组分、不同族烃组分、不同含量烃组分混合模拟油与CO_2的最小混相压力实验,分析不同族烃组分与CO_2最小混相压力的变化规律,探寻原油中影响CO_2驱最小混相压力的关键组分。研究表明:原油中不同组分与CO_2的最小混相压力不同,相同碳数烃组分最小混相压力依次为:烷烃、环烷烃、芳香烃;同族烃的碳数越小,最小混相压力越小;相同碳数烃类的混合组分模拟油的最小混相压力小于单一烃组分的最小混相压力;原油中低碳数烷烃含量增加,最小混相压力降低,高碳数芳香烃含量增加,最小混相压力升高。该研究结果为多种类型油藏实施CO_2驱提高采收率提供了数据材料及理论支撑。