老油区增储挖潜方法及在黄于热油田的应用

老油区存在未被认识利用的含油气层,利用录井、测井、取心、试油及后期地质研究资料,选择目标,通过纵向对比电阻率曲线、横向地层层序对比、曲线交会法、补测放射性曲线、图版分析法以及地化岩石热解及热解气相色谱技术等方法,对黄于热油田老井水层、未解释层进行成藏条件分析和含油气性再评价,经试油、试采验证投入开发。几年来,累计实施了26井次的水层或未解释层的认识工作,其中成功21井次,成功率高达80.8%;共涉及到44个小层,在33个小层里获得了工业油气流。截止到2003年9月累计增油13050t,增气230×104m3。工作效果表明,老油区挖潜是油田开发后期投资少、见效快的增储上产途径。     

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全球化时代要求人们认识世界以全球观。特别是我国的油气生产管理部门，为了解决国民生产总值连续多年高速度发展带来的油气安全问题，认识全球油气具有分带性的特点，在世界范围内进行油气勘探与开发，有利于获取更大的经济效益。地球的强中纬力是影响地球范围最广的作用力之一，它不仅是形成大洋环流、大气环流的重要作用力，也是影响地下油气运移的重要作用力之一，受强中纬力影响，全球油气受力大小具有区带性。全球油气的受力作用可以分为5个区带。     

榆林气田陕141井区气井生产动态特征分析

分析了陕141井区气井压力、产量的变化，研究了储层对生产动态的影响，把16口生产井分成了实际生产能力超过设计方案的井、达不到设计要求的井和与设计相符的井等３类。研究得出：气井产能的大小与气井所处的砂体位置及砂体的厚度有关，位于主砂带内部或有效厚度大的气井，生产能力和生产稳定性较好；位于主砂带边部或有效厚度小、渗透性较差的气井生产能力和生产稳定性差。根据井区实际生产情况和储层特征，利用生产指示曲线确定出该井区生产压差应取静地层压力的16%左右，合理产量取无阻流量的1/3～1/4。此外，还建议采取一些提高地层能量的增产措施，更多地应用提高气层渗流面积、气层保护的相关技术以及气层的相关改造方法，增加气井的产能。     

页岩气井产量递减分析经验法优化应用研究

页岩气井产量递减规律的分析方法,特别是准确预测页岩气单井产量及估算最终可采储量(Expected Ultimate Recovery,缩写为EUR)是页岩气开发十分重要的技术工作。预测方法主要有数值模拟法、解析法和经验法三大类,其中经验法因为只需生产数据、操作简单且有效而被广泛使用。目前主要有SEPD模型、Duong模型和YM-SEPD模型等单一模型,鉴于页岩气藏压裂水平井复杂的流动机理和渗流规律,单一递减模型难以适应现场需要。在详细分析了目前适用于页岩气藏单井产量预测最常用的两种经验方法-SEPD和Duong模型的基础上,提出了以此为基础的产量递减经验法分析新组合模型,并以四川盆地页岩气井生产数据为例,分析对比了新方法与SEPD法和Duong法的预测结果,印证了新方法更具优势、预测更为准确。     

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煤层气的开采，使孔隙流体的压力发生变化，引起煤岩骨架有效应力改变及重新分布，并导致煤岩骨架的变形。煤岩骨架的变形将导致煤岩孔隙体积的改变，从而引起煤岩物性、煤岩密度、孔隙压缩系数的变化，进而影响孔隙流体的渗流与开采。因此，气、水渗流与煤岩变形相互影响，相互制约。文章从煤层气藏的储存特性入手，建立了煤层气渗流流固耦合的数学模型，并利用有限差分法对数学模型进行数值求解，以求更加真实地反映出煤层气渗流过程中流体与煤岩之间的动态耦合关系。     

低压井层低伤害压裂配套技术

国内H油田储层特征为低压、低孔、低渗,压裂效果比较差。针对H油田储层特征和压裂存在的问题,实施低伤害压裂技术,取得了很好的效果,并初步形成了H油田低压井层压裂配套技术,对其他油田低压井层压裂有重要的借鉴意义,具有广阔的应用前景。     

碳酸盐岩储层缝洞的预测方法与应用

为了更好地预测北非S油气田上白垩统Abiod组碳酸盐岩储层的缝洞分布情况，结合已有的钻井资料，综合运用FTEC和Ant tracking技术对该区的缝洞及断裂体系进行了预测。研究表明，构造破裂作用是S油气田储层形成和发育的主要因素，裂缝是储集层的主要渗流通道；同时得出，FTEC方法对构造起伏大、构造复杂的地区的储层缝洞预测能够取得很好的预测效果，并有效地克服了基于地震数据体的Ant tracking断裂体系预测方法的局限性。上述两种方法的综合运用，有效地提高了碳酸盐岩储层缝洞预测的精度，为S油气田碳酸盐岩储层缝洞预测提供了新方法和新思路。     

塔里木盆地志留-泥盆系油气输导及二次运移

为搞清塔里木盆地油气富集规律和油气富集区分布情况,利用油气输导和二次运移的基本原理,结合该盆地构造和地层的具体特征,提出了适合该区的一种油气输导和富集研究新模式。通过层序地层对比,将该盆地志留-泥盆系划分为10个三级层序,在地层和构造综合研究的基础上,提出了塔里木盆地台盆区存在“后前陆挤压断裂带”的观点,并认为此断裂带具有较好的油气输导能力;进而认为该区油气输导的途径主要为不整合面和“后前陆挤压断裂带”。最后得出结论：在满加尔坳陷南部、北部和阿瓦提坳陷南部等3处存在着油气聚集区域。     

采用“工程地质一体化”技术服务模式提升工程服务企业整体经济效益——以中国石油川庆钻探工程公司为例

为降低勘探开发成本，减少工程投资规模，中国石油川庆钻探工程公司地质勘探开发研究院经过多年在海外及国内油气田区域的生产实践，初步探索出一条提升工程服务企业整体经济效益的 “工程地质一体化”技术服务模式，包括：①“协作型”工程地质一体化服务模式(适用于甲方确定区块地质目标及方案，乙方实行工程技术服务的“局部”承包方式)；②“主导型”工程地质一体化服务模式，即以“EPCC”（设计、采购、施工、运行）总包为核心，适用于甲方确定产能目标，乙方从地质方案到工程技术服务实行“整体”总包的方式。两种模式应用于土库曼斯坦阿姆河右岸、哈萨克斯坦KAM等油气田，以及国内苏里格气田等油气开发项目中。应用结果表明：在“实现油气田高效开发、提高储量动用程度、扩大建产规模、缩短建产周期、降低投资风险”等方面效果显著。结论认为：推进该服务模式，有助于降低成本、提高效率，有利于工程技术服务企业集约化发展，加快转变发展方式，进而全面提升油公司和工程服务企业的整体经济效益。     

煤层气流固耦合渗流模型求解过程中的参数处理

在对煤层气的流固耦合渗流模型的求解过程中，总体上采用显式交替耦合求解的方法进行，其实现过程为：煤岩变形场方程的求解滞后于煤层气渗流力学模型求解一个时间步。具体来说，首先对有限差分后的流体渗流场方程进行求解，然后将求得的孔隙流体压力增量传递给煤岩变形场方程，煤岩变形场方程将计算所得的体积应变和应力变化再传给渗流模型，据此对物性参数（孔隙度、渗透率、孔隙压缩系数）进行修改，继而进行下一时间步长的计算，如此反复进行，直至结束。流固耦合渗流数学模型采用IMPES方法进行求解中，对于计算过程的非线性问题表现在时间取值问题和空间取值问题两个方面，对此应采用显式方法进行线性化处理。