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超高压低渗气藏往往表现出渗透率应力敏感性。对于这种气藏不稳定试井测试资料，应用基于定渗透率试井模型的试井分析方法来解释会导致巨大的偏差。文章引入渗透率模量的概念，建立了存在应力敏感性的双区复合气藏不稳定试井模型，该模型是非线性很强的方程组，通过线性化变换和扰动技术对该非线性方程组进行求解，得到其零阶解析解，最后分析了该模型的拟压力及其导数曲线特征。研究表明，存在应力敏感特性的气藏不稳定试井压力及其导数特征与存在不渗透外边界气藏试井模型的特征相类似，这常常会造成在进行试井分析时出现错误判断。     

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在低渗透油气藏开发过程中，随着流体的产出，油气层压力是逐渐降低的，储层岩石的敏感性效应使得渗透率也是随着地层压力的降低而降低，根据地层压力的分布特征，表明渗透率漏斗也客观存在。根据渗透率漏斗在地层中的分布特性，以及油气渗流力学中的单相流体的平面径向流渗流理论，通过复合模型得到了计算描述油气储层应力敏感性的等效表皮系数的方法。实例分析表明，在开发过程中，油气层压力降低幅度越大，即地层压力越低（有效压力越高），储层岩石的应力敏感性越明显，对应的等效表皮系数的值也越大，并且低渗透储层的应力敏感性等效表皮系数不容忽视，在实际的油气井测试和分析工作中需要认真考虑。     

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随着油气田勘探工作的日益深入，近年来在我国发现大量深层气藏和凝析气藏，尤其在塔里木地区。为了搞清塔里木油田深层气藏岩石渗透率应力敏感特性，通过塔里木油田岩心渗透率应力敏感性实验，研究了深层岩石的有效覆压与渗透率的关系，分析了渗透率应力敏感特征与机理。实验结果表明：随着有效覆压增加岩石孔隙结构和骨架结构发生变化，会引起岩石渗透率的下降；岩石渗透率越低或有裂缝存在，应力敏感特性表现更强烈；随着异常高压气田开发过程的进行，地层压力逐渐下降，进而诱发岩石渗透率损失是不可逆的。     

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对凝析气藏开发动态和经济效益的正确预测需要正确模拟这类气藏的液态和相态。模拟流态最重要的是获取有代表性的凝析油气相对渗透率曲线，它是数模和试井分析中最常用的基础曲线，目前通常采用模拟油和模拟气相渗曲线来替代凝析油气相渗曲线。但低界面张力的传统油气在多孔介质中的流动规律并不同于凝析油气的流动规律，凝析油气物性非常接近，凝析油在水与凝析气之间形成一个水动力连续的夹膜，它随着凝析气一起流动。同时多孔介质特性、原生水、润湿性、重力、界面张力、粘滞力、流速等因素对凝析油气流动规律的影响作用也不同于对传统油气流动的影响作用。由于微观渗流规律不同，凝析油气相对渗透率的变化规律不同于传统油气相渗，不能用低界面张力油气体系相渗来代替凝析油气相渗，进而确定了实验实测相渗曲线的重要性和今后的研究方向。     

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目前，标准的PVT筒中的凝析气定容衰竭实验都是在空筒内完成的，没有考虑多孔介质的影响，这与实际情况相差甚远。文章采用富含凝析油型真实凝析气体系分别在PVT筒和长岩心中进行衰竭实验，表明多孔介质中凝析油采收率比PVT中高约1倍，天然气采收率和PVT筒中测试相比差别不大。此外，还开展了真实凝析油气相渗曲线和常规油气相渗曲线测试，发现二者差别很大，经过进一步的分析，表明造成凝析油采收率差别的主要原因是凝析油气相渗曲线的差别。研究还发现凝析气藏凝析油采收率有速度敏感性，衰竭速度快有利于提高凝析油采收率；常规PVT筒测试的凝析油采收率不能用于开发评价，在开发方案及动态分析数值模拟中，使用平衡凝析油气相渗曲线对多孔介质中凝析油采收率预测更为可靠。     

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油气储层岩石是一种典型的多孔介质。在油气藏开发过程中，由于流体的流出而孔隙压力下降，储层所受到的有效压力增大。储层发生变形并使储层多孔介质的孔隙结构发生改变、孔隙体积缩小、孔隙度和渗透率降低。在多学科研究相结合的基础上，阐述了储层多孔介质变形的类型，并从多孔介质的微观物理特性(如物质组成，颗粒类型及它们之间的接触关系、排列方式、胶结方式以及孔隙内流体的类型和特征等)分析对其产生变形的影响。利用先进的仪器和改进的实验装置，分析了储层多孔介质因变形而使其孔隙结构、孔隙体积、孔隙度和渗透率所发生的变化。文章对储层多孔介质变形的理论和实验研究，对受变形影响较大的油气藏制定合理的开发方案和生产措施十分有益。     

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凝析油气藏在条件变化时可转化为高含天然气的轻质油。由于烃类的扩散特性会对测井密度和测井声波产生较大的影响，常规方法（即各种回归方法或体积模型等方法）未考虑岩心分析数据、测井数据本身的特点，强行在两种数据之间建立关系。因此，所建立的解释模型存在着误差，这种误差在凝析油气藏的条件下表现为测井中确定的孔隙度偏高，而有时这种偏高具有随机性，因此，很难用系统偏移式或其他常规方法进行校正。应用“岩心刻度测井”技术，用岩心分析密度或地面自然伽马对此测井密度或测井自然伽马进行深度归位；对岩心分析孔隙度进行加权平滑滤波，使其分辨率与测井孔隙度曲线相匹配，对岩心分析数据和测井数据进行预处理之后，在灰色理论模型ＧＭ（Ｉ，Ｎ）技术支持下，充分利用了多条测井曲线提供的地质信息，以岩心分析数据为基础，建立了测井解释孔隙度模型，针对气藏特点，采用了合适的校正方法，实用效果表明，测井解释孔隙度满足储量计算的要求。     

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对控制生物气成藏的诸项地质因素进行了探讨，取得如下认识；（１）产甲烷菌的大量和繁殖是生物气富集的关键因素，其 适宜的地球化学环境为缺氧，缺硫酸根、中－中高温、较低矿化度的近中性水介质环境；（２）Ⅰ、Ⅱ型有机质的最佳生气温度为３５－４０℃，Ⅱ型有机质的最佳生气温度为４０－５０℃；（３）有机质生气潜力按Ⅰ、ⅡⅢⅢ     

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平落坝气田须二段是该气田的主要产气层段,产层埋深３４００￣３９００ｍ,以细粒,细一中粒或中粒长石石英砂岩和长石岩屑砂岩组成的裂缝－孔隙型致密储层。粘土矿物含量为５％￣１５％,其中伊利石占８８％￣９４％,绿泥石为５％￣１０％,多样样品中还发现了数量不等的伊蒙混层矿物。     

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裂缝－溶蚀孔洞型碳酸盐岩储层是陕甘宁盆地中部气田主要的天然气储层之一，其特征表现为连片的溶蚀水平孔、洞与微细裂缝相连通。文章建立了符合该储层结构的特征模型，并从应力场作用的观点出发，讨论了渗流过程中储层岩石的约束应力作用与渗透率之间的理论关系，运用建立的岩石渗透率与净围压的关系式计算得到的数据，同实验得到的结果十分接近，达到了预期效果。     

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文章具体实测了克拉2异常高压气藏岩样不同覆压下的渗透率，根据其实测结果拟合出渗透率的应力敏感性幂函数表达式，总结了岩石渗透率随气藏压力或有效覆压的变化规律。考虑渗透率变化对气藏产能的影响，推导出新的产能方程。研究表明：克拉2气藏岩样应力敏感性高于大庆油田岩样，具有异常高压气藏岩石欠压实的特点。岩样的应力敏感性使产能降低，在克拉2气藏的条件下，考虑应力敏感时的绝对无阻流量是渗透率为常数时的70％左右。该研究对深入了解异常高压气藏的产能及预测异常高压气藏的开发动态和采收率有一定意义。     

高压超高压天然气偏差系数实用计算模型——LXF高压高精度天然气偏差系数解析模型的修正

天然气偏差系数是气田开发中非常重要的一个高压物性参数，是气藏储量计算和气藏动态分析中必不可少的基础参数。LXF模型是通过对Standing-Katz图版进行拟合得到的高压和超高压天然气的偏差系数的解析计算模型，但直接利用其模型计算的结果存在着较大的误差，在现场难以得到有效的推广应用。文章利用LXF模型的求解思路，在对Standing-Katz图版和Poettmann-Carpenter的Z函数表进行多项式拟合回归的基础上，重新确立了LXF高压和超高压天然气偏差系数计算模型中的各项系数，修正了原LXF解析计算模型。修正后的LXF模型在保持原LXF模型计算方法快捷、简便的特点的同时，有效地提高了LXF模型的计算精度，有利于气藏工程师的现场应用，也有利于LXF模型能够得到更加有效的推广应用。     

克拉2异常高压高产气田完井工艺技术研究

克拉2气田是中国目前最大的整装气田，是西气东输的主要气源地，具有异常高压、高产量的特征。在分析克拉2气田首批开发井完井、射孔工艺的基础上，总结了克拉2气田目前完井工艺中取得的成功经验和不完善之处，对下步的完井工艺提出了改进意见，旨在提高克拉2气田的完井工艺水平。其结论对异常高压、高产量气田的完井有一定的指导意义。     

异常高地应力致密砂岩储层压裂技术研究

随着勘探的不断深入，首次在新探区采用压裂技术时难度越来越大，部分井岩性致密，加之地应力异常高，导致压裂施工时在低排量情况下施工压力非常高，无法加砂而使压裂施工失败，达不到改造和认识储层的目的。文章以武1井为研究对象，该井为吐哈油田在民和盆地的一口探井，第一次压裂因施工压力异常高，在1.3 m³/min排量下井口压力达到83.3 MPa，支撑剂根本无法进入地层而未获成功。通过分析武1井首次压裂失败的原因，研究并采取了高能气体压裂、酸化解堵等近井筒处理措施和小粒径支撑剂、支撑剂段塞、优化泵注程序等针对性工艺，使第二次压裂施工获得成功，加砂26.04 m³，压后日产水5.0 m³，日产气2000 m³，这对类似储层的压裂改造积累了宝贵经验。     

高压深层低渗透储层改造技术的研究与应用

水力压裂是目前国内外高压深层低渗透油气藏开发的主要技术之一，能够有效改善低渗透油气藏的渗流条件，提高单井产量，但是对于裂缝影响比较显著的注水开发油气藏，实践证明严重的储层非均质性和天然裂缝是控制这类油气藏油井产能的重要因素，故常规的单井压裂技术并不能取得理想的效果。文章针对研究区块为高压深层低渗透油藏的储层特征和实际情况，在室内理论研究的基础上，研究了深层低渗透储层整体压裂改造数值模拟、深层低渗透油气田压裂配套技术、压裂优化设计、实施监测和评估技术，进一步深入和完善了裂缝性深层低渗透油气藏整体压裂改造的配套技术。在此基础上，研制了OGFRACS三维压裂优化设计软件。该研究通过现场实施，增产效果显著，从而也验证了本研究比单井压裂设计更加合理和科学。     

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在低渗透气藏开采过程中，气体渗流受制于非达西效应和介质形变因素的影响，这影响不可忽视。然而，很少有文献来调查介质变形对低渗气藏气井产能的影响。文章建立了低渗气藏耦合流动数学模型，该模型考虑了非达西效应和介质变形因素的影响。数学模型采用有限差分隐式数值求解，对以前的一个气水两相数值模拟器源代码进行了修改，发展了一个简单的低渗气藏耦合流动数值模拟器。模拟计算分两个单元，即流体流动计算以及孔隙度、渗透率参数变化计算。算例分析结果表明：低渗气藏中孔隙度、渗透率参数变化降低气井产能的幅度比非达西流动影响大得多；不考虑耦合比考虑耦合计算的日产气量高出27%～39%。而在绝大多数气藏模拟计算中，都假定了孔隙度、渗透率参数保持常数，以致模拟计算结果比实际偏高。     

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裂缝储层压裂与普通均质储层压裂存在明显的差异，最主要的差别就是流体的滤失。现有的压裂液滤失模型是针对均质储层而建立的，不能用于裂缝性储层压裂液的滤失计算。文章建立了裂缝性储层压裂液滤失计算的数学模型，采用正交变换法给出了模型的精确解，并讨论了其收敛性，对于裂缝性储层压裂设计和压裂压力分析具有重要的意义。实例计算表明，裂缝性储层压裂液滤失速度计算不能采用滤失速度与滤失时间的平方根成反比的经典滤失理论。     

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混合气体吸附不仅与温度、压力有关，而且随气体组成而变化，存在所谓竞争吸附现象。混合气体吸附模型就是应用纯组分或双组分气体吸附等温线，计算在给定温度和压力下混合气体中每一组分的平衡吸附量。文章应用空穴溶液气体吸附FHVSM模型，针对二个二元气体混合物吸附平衡例子，在完成其纯组分吸附等温线的参数回归计算之后，完成了气体混合物吸附平衡模拟计算。研究结论表明，空穴溶液气体吸附FHVSM模型能用于描述气体混合物吸附平衡；在分子筛上的吸附量相当可观，且吸附相的组成与在自由相的组成存在明显的差异。