稠油热采双区数学模型及典型曲线分析

在稠油热采中，近井地带与远井地带的温度差别很大，为获得热采所关心的参数，在考虑井筒储集和表皮效应的情况下，建立了稠油热采试井双区数学模型和有效井径模型（无因次双区数学模型），采用Laplace变换和Stehfest数值反演求得井底压力的解析解，分析了流度比等参数对典型曲线的影响，认为：在其它有关参数不变的情况下①流度比愈大，压力和压力导数曲线上升幅度愈大，导数曲线第二个平台愈高；②扩散比愈大，导数曲线第二个波峰愈高，第二个平台出现的时间愈晚；③无因次波及半径愈大，第一个平台持续的时间愈长；④CDe2S愈大，第一个波峰愈高，第一个平台持续的时间愈短，出现第二个平台的时间愈早。     

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.     

热力采油井现代试井分析方法研究

根据热采井油层的加热特点,建立了热采井双区试井数学模型,并求出了井底压力的解析解,分析了试井典型曲线的影响因素,结果表明,加热半径和流度比是影响典型曲线特征的主要因素,波及区越大,压力导数曲线上的第一平缓台阶越明显;流度比主要影响后期的压力时变特征．压力导数曲线的第二个“驼峰”峰值随流度比增加而增大。最后通过实例计算提出了热采井焖井试井解释方法。     

火烧油层注气井试井分析理论模型

为了监测火烧油层注气井的生产动态,提高火烧油层驱油技术实施的成功率,在火烧油层技术驱油机理的基础上提出了火烧油层复合油藏模式,建立并求解了火烧油层注气井试井解释模型。利用该模型可以对火烧油层注气井试井压降曲线进行解释,并求解流度比、扩散比以及各区的波及半径等参数。研究表明,火烧油层注气井试井典型曲线呈现3个“驼峰”和2个“驼谷”的特征,其中,无因次组合参数CDe^25主要影响典型曲线的早期特征;已燃区半径主要影响第1个“驼谷”的位置和第2个“驼峰”的持续时间,烧焦区半径主要影响第2个“驼峰”的峰值,热流体区半径主要影响第3个“驼峰”的位置;改变流度比主要影响各区过渡段的压力特征,各区流度比增大,在压力导数曲线上,其所对应的“驼谷”加深或“驼峰”的峰值增大,相比之下,改变扩散比对特征曲线的影响程度较小。     

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。     

多层油藏模型在稠油热采两区数学模型上的应用

稠油热采过程中普遍存在蒸汽超覆和蒸汽前缘倾斜现象,这对稠油油藏试井分析结果产生很大影响,使原来假设蒸汽前缘具有相同半径的热采两区模型不再适用。为了研究超覆作用对稠油油藏试井分析典型曲线的影响,引入了多层油藏模型,建立了考虑超覆的稠油热采两区模型,把稠油油藏理解成具有不同前缘半径的多层油藏,建立两区数学模型并进行求解,得到井底压力的拉氏空间解,经过数值反演得到考虑超覆的稠油热采两区模型试井典型曲线,并分析各参数对试井典型曲线的影响。此方法的好处在于避免了繁琐的数学推导过程,可以模拟蒸汽前缘为非直线时的情况,并可解决稠油油藏纵向上非均质性的问题。为解决稠油热采试井分析中超覆问题提供新思路。     

牛顿流体-幂律流体双区复合稠油油藏水平井热采试井模型

针对压敏型稠油油藏水平井热采特征,综合考虑油藏渗透率应力敏感及稠油的幂律特性,建立了牛顿流体-幂律流体双区复合稠油油藏水平井试井模型,运用有限元方法求解水平井井底压力。结果表明：该模型可分为8个流动阶段,无因次应力敏感系数越大,压力导数曲线上翘程度越大;当把外区（冷油区）处理为幂律流体时,外区径向流阶段压力导数曲线变为斜直线,内外区导压系数之比越大,幂律区反应特征越明显,压力导数曲线上翘越明显;蒸汽区（内区）半径变小,压力波在内区中传播的时间变短,即内区径向流结束时间也越早。应用该模型对新疆G区块进行试井解释,拟合精度高于传统模型。该方法为稠油油藏热采精细描述开辟了新途径,对稠油油藏试井解释具有重要意义。     

FGW-1复合耐高温粘土稳定剂室内研究与应用

疏松砂岩稠油油藏在注蒸汽热采过程中，由于蒸汽冷凝水使粘土矿物含量高的地层发生水敏，从而影响了热采效果。研究并利用有机、无机粘土稳定剂复配得到ＦＧＷ－１耐高温粘土稳定剂，经耐温及稳定性实验表明，ＦＧＷ－１对岩心有明显的稳定作用，可使岩心由极强水敏变为弱水敏；ＦＧＷ－１耐温可达３００℃以上，满足注蒸汽条件下开采稠油的需要。ＦＧＷ－１现场应用效果显示：（１）提高了稠油油藏注汽开发效果，延长了注汽生产周期；（２）提高了稠油热采井防砂成功率，延长了防砂有效期；（３）提高了常规井的作业成功率，有效地保护了油层。     

考虑渗透率变化的凝析气井流入动态分析

为解决目前凝析气井流入动态预测存在较大偏差的难题,在描述储层生产状态的基础上,首次提出无因次产能系数,其实质是描述了内区渗流动态对整个储层渗流能力的影响。对无因次内外区渗透率、无因次边界半径进行了敏感性分析。结果表明,储层渗流能力主要受近井区控制。实例分析证明,内区的低渗透率会急剧降低无阻流量。因此,在生产中不可忽视内外区渗透率变化对流入动态的影响。     

考虑渗透率变化的凝析气井流人动态分析

为解决目前凝析气井流入动态预测存在较大偏差的难题，在描述储层生产状态的基础上，首次提出无因次产能系数，其实质是描述了内区渗流动态对整个储层渗流能力的影响。对无因次内外区渗透率、无因次边界半径进行了敏感性分析。结果表明，储层渗流能力主要受近井区控制。实例分析证明，内区的低渗透率会急剧降低无阻流量。因此，在生产中不可忽视内外区渗透率变化对流入动态的影响。     

冲击波解堵与应用

冲吉波解堵是通过地面控制引燃井下冲击弹，在井下产生能量的冲击波，形成高温，高压－时间平区，并以一定的增压速度加载于地层，平区持续时间长，在1．5－2．5s范围，将地层及堵塞物压开，在近井地带可形成多条不受地应力控制的径向多裂缝体系，提高地层渗流能力，压力持续时间，在门徒 加强选井选层工作，查阅井史，全面分析井的各项资料，合理确定施工方案，通过现场的实施，冲击波解堵具有明显的解堵和改善井底附近渗流能力的作用，尤其对固井井底污染造成油井产量下降井，解堵效果非常好。     

三层油藏水驱后转聚驱的试井解释方法

目前在对于聚合物试井的模型研究中,没有同时考虑多层油藏及非牛顿-牛顿复合油藏2种情况的影响,导致许多海上聚驱油藏实际数据拟合效果不理想。通过考虑海上多层油藏水驱后转聚驱的实际情况,运用数学方法、渗流力学理论,基于严格的数学推导,建立了三层窜流非牛顿-牛顿复合油藏试井解释模型,绘制了井底压力响应特征曲线并对其影响因素进行了讨论,运用实例证明了模型的正确性与实用性。结果表明：三层油藏水驱后转聚驱的试井典型曲线可划分为6个流动段,与一般三层窜流无复合模型的典型曲线特征不同,存在末期复合流段上翘段,聚合物初始浓度对特征曲线影响较小,窜流系数主要影响“凹子”出现的时间,地层系数比和弹性储容比主要影响“凹子”的宽度和深度,复合半径主要影响压力导数曲线上翘段的下移程度。     

昌36井试井资料分析及评价

经对昌36井流体性质分析指出,该井为高含凝析油的凝析气藏,产出天然气以甲烷为主,采出原油不含硫。通过对压力恢复曲线进行评价,双对数曲线均出现径向流,过渡段的峰值较大表明存在一定程度的污染,但随开井激动,污染逐步减小。利用稳定点产能二项式方程确定IPR曲线和无阻流量,为合理配产提供依据。该井的分析为同类井测试分析提供了借鉴和指导。     

深水钻井隔水管-导管系统波激疲劳分析

波激疲劳是深水钻井隔水管-导管系统最主要的失效模式之一。综合考虑波浪载荷、钻井平台运动和土壤抗力建立了深水钻井隔水管-导管耦合系统波激疲劳分析方法,实例分析了中国南海某井深水钻井隔水管-导管系统波激疲劳寿命,识别出了系统波激疲劳关键部位,并与隔水管常规分析模型的计算结果进行了对比。在此基础上,研究了钻井平台运动幅值、顶张力、下挠性接头转动刚度和井口出泥高度对系统波激疲劳特性的影响。结果表明,常规分析模型将隔水管底部看作固定端导致隔水管波激疲劳损伤过大,而本文提出的隔水管-导管系统分析模型能较好地模拟隔水管实际受力情况;隔水管最大波激疲劳损伤出现在下挠性接头处,导管的最大波激疲劳损伤出现在泥线附近;导管是整个系统中波激疲劳性能最薄弱的环节,适当地减小钻井平台运动幅值、隔水管顶张力、下挠性接头转动刚度和井口出泥高度均能改善导管波激疲劳性能。     

考虑重力超覆及热损失的稠油热采两区试井新模型

为了研究重力超覆及热损失对稠油油藏试井分析的影响,基于多层油藏模型建立了斜直线蒸汽前缘条件下考虑重力超覆及热损失的两区有效井径数学模型。应用Laplace变换求得井底压力在Laplace空间的解析解,利用Stehfest数值反演方法得到实空间解,并绘制了试井典型曲线。分析了冷凝系数、无量纲油层厚度、前缘倾角对典型曲线的影响。研究表明,不同的重力超覆程度和热损失程度在试井典型曲线中均有明显反映,主要表现为导数曲线第1个水平段持续时间不同、第2个波峰及第2个水平段出现时间不同以及第2个水平段数值不同。该方法可进一步用于研究非直线重力超覆前缘及油藏纵向非均质问题。图6参15     

致密砂岩储层可动流体分布特征及影响因素——以鄂尔多斯盆地姬塬油田延长组长8油层组为例

可动流体参数是评价致密砂岩储层渗流特征的重要指标。基于核磁共振可动流体测试原理,对姬塬油田延长组长8油层组不同小层下的6块典型致密岩心样品进行了可动流体特征研究,并以毛细管压力曲线为基础,将核磁共振T₂谱分布换算为孔喉半径分布,确定了可动流体的最小孔喉半径。利用铸体薄片、黏土矿物X射线衍射、场发射扫描电镜以及纳米CT扫描等技术,分析了可动流体的影响因素。分析表明,研究区长8油层组致密储层的核磁共振T₂谱形态主要表现为4种类型：右峰发育型、单峰型、右峰微发育型、左右峰相当型;可动流体主要赋存于大孔隙和中孔隙内,部分微-小孔隙中也赋存有一定量的可动流体;可动流体百分数为6.89%~70.09%,可动流体孔隙度为0.39%~5.62%,可动流体所占的最小孔喉半径为0.024~0.555 μm,其分布范围广,反映了姬塬油田长8油层组具有较强的非均质性。可动流体参数与储层孔隙度的相关性较差。造成长8油层组中可动流体参数差异较大的主要影响因素包括渗透率、孔喉结构特征、黏土矿物的含量及赋存方式、次生孔隙的发育程度及孔喉连通性、微裂缝发育程度等。