阶梯水平井双储层合采适用性研究

针对曹妃甸油田阶梯水平井（简称阶梯井）适用储层条件不明确的问题,从储层平面距离、纵向深度差2方面,开展阶梯井储层适用性分析。以地下渗流理论为基础,结合节点分析法,开展不同储层条件下阶梯井产出剖面分析。研究表明,当储层平面距离不大于200m、纵向深度差不大于30m时,阶梯井90%的水平段能够有效产出,适合联合储层开采。将研究成果应用于曹妃甸油田明化镇组,部署实施阶梯井1口,双储层联合开发增油效果明显。该研究为边际储量的动用开发提供了新思路。     

天然页岩压裂裂缝扩展机理试验

采用大尺寸真三轴试验系统对页岩露头开展了水力压裂裂缝扩展模拟试验,并利用高能CT扫描观测压后岩心内部裂缝形态,研究了多种因素对页岩水平井压裂裂缝扩展规律的影响。试验条件下的研究结果表明：排量对裂缝复杂度的影响存在一定的范围;当水平地应力差小于9 MPa时,水力裂缝易沿天然裂缝转向,形成网状缝。随着应力差的增加,主裂缝（横切缝）的产生有利于沟通更多的天然裂缝,形成相对更复杂的裂缝;相同水平应力差条件下,水平应力差系数大于0.25时,有明显形成单一主裂缝的趋势;排量和压裂液黏度对水力裂缝几何形状的影响可用参数qμ表达,该值较低或较高都不利于缝网的产生;页岩层理的发育和胶结强度严重影响压裂缝网的复杂度。     

旅大10-1油田早期注聚可行性研究

目前渤海油田已投产的部分油田存在含水率上升快、采出程度低的突出问题,而受平台的寿命限制,一个海上油田的开发只有20年左右的时间。如何在平台寿命的有效期内,尽快地采出更多的油,是渤海油田需解决的技术难题。通过对旅大10-1油田的地质油藏分析,完成地质模型拟合,从而进行段塞浓度、注聚时间、注液速度和注聚时机的优化研究,给出了推荐方案。研究结果表明,在旅大10-1油田进行早期注聚是可行的,但要保证注入压力不要超过现场管线所能承受的压力极限。     

页岩气压裂数值模型分析

水力压裂和水平井开采是页岩气开发的主要技术,在我国尚处在工业试验阶段,存在很多技术瓶颈。在总结分析了页岩气压裂的特点基础上,探讨了网状裂缝形成的主控因素及裂缝扩展模型、产能预测模型的类型以及优缺点。结果认为,特殊的赋存生产机理、复杂的裂缝形态和多尺度的渗流模式是页岩气压裂的主要特点,其目的是形成网状裂缝,扩大储层改造体积;网状裂缝的形成主要受天然裂缝与人工裂缝的夹角、水平主应力差和岩石的脆性等因素的控制。页岩气压裂产能预测模型面临的主要问题是裂缝形态的模拟和气体流态的描述,主要有非常规裂缝模型、离散裂缝模型和双重介质模型等,这些模型和方法在一定程度上表征了页岩气压裂裂缝形态和渗流特点,但没有考虑不规则的裂缝形态等。     

底水油藏水平井见水后动态预测模型的建立与应用

水平井开发底水油藏面临最大的问题就是底水脊进,底水油藏见水后的生产动态目前没有合适的解析解进行描述。目前研究中存在平均水锥高度计算方法、模型简化过程中部分参数被忽略等方面的问题,利用Matlab编程的方法,结合油田实际生产井的静动态参数,通过比较水油比与平均水锥高度关系曲线的拟合情况,完善了文献中预测模型,改善后的预测模型更加符合油田实际生产情况。利用该模型,可以较快的拟合单井的含水率随累产油的生产动态曲线,可计算单井的技术可采储量。同时,利用筛选的“标准井”的实际参数拟合了模型中修正项的各项参数,通过该模型可以确定出底水油藏不同流体类型的油柱高度下限值,为油田进一步的开发调整提供指导。     

旅大10-1油田聚合物驱可行性研究

目前渤海油田已投产的部分油田存在含水率上升快、采出程度低的突出问题,而受平台的寿命限制,一个海上油田的开发只有20年左右的时间。如何在平台寿命的有效期内,尽快地采出更多的油,是渤海油田需解决的技术难题。通过对旅大10-1油田的地质油藏分析,建立合理的地质模型和油藏数值模型,从而进行驱油方案的优化设计研究,给出了推荐方案。研究结果表明,在旅大10-1油田进行早期注聚合物是可行的,但存在一定的困难,注入速度不能太高,段塞质量浓度也不能太高。     

计算底水油藏单井水驱波及体积系数的新方法

目前针对水驱波及体积系数方法的研究大多适用于注水开发的油田,对天然底水油藏水驱波及体积系数的研究较少。基于底水油藏单井水锥流动模型,从物质平衡基本原理出发,建立底水油藏的单井水驱波及体积系数的新方法。以渤海油田A油藏为例,运用该方法计算单井不同生产时间下的水驱波及体积系数。结果表明,目前该井水驱波及体积系数具有一定提高空间,下步应进一步提高水驱波及体积系数,从而改善水驱开发效果,提高水驱开发采收率。     

基于格子玻尔兹曼方法的岩心切片渗流通道研究

格子玻尔兹曼方法以其能够处理复杂几何边界,在数字岩心多孔介质流动模拟中被广泛应用。以渤海S油田东营组储层数字岩心切片为研究对象,在图像处理基础上,运用格子玻尔兹曼方法开展二维孔隙流动模拟及速度场表征,通过改变模拟条件,分析不同生产压差、孔喉优化对切片渗流通道的影响。结果表明,生产压差仅能改变各通道的渗流速度;岩石孔径是影响渗流通道分布的主要因素;孔喉优化能够有效调整渗流通道,提高微观孔隙波及程度。     

大牛地气田盒1气层压裂技术分析

大牛地气田为低孔低渗储层,水力压裂是主要的增产措施。盒1气层与其他层、组相比压后效果较差,为此对盒1气层储层地质特征进行深化研究,总结分析目前压裂工艺技术及存在的问题,提出技术对策。研究认为,盒1储层物性总体较差,储层和隔层间的应力差较小,裂缝在高度上不易控制,压裂液对裂缝的伤害较大等因素是影响压裂效果的主要原因。通过实验和数模研究,建立了大牛地气田盒1气层压裂选井原则,预测压裂效果,优化裂缝参数和施工参数,评价优选了压裂液体系;为后期开发提出了配套的压裂工艺措施。