砂岩酸化设计模型的研究及发展

介绍了国外砂岩酸化设计模型的研究，发展及９０年代以来取得的最新进展。主要包括集总参数模型，分布参数模型。“两酸三矿物”模型、广义地化模型、基质酸化现场实时监测评估软件，基质酸化优化设计专家系统，用于基质酸化分析和设计的地化反应－传递模拟器，长岩心酸化工艺模拟试验等。     

热酸助排工艺在胜利油田的应用

热酸助排工艺是将油层化学发热剂与酸化联合使用,解除粘土矿物、机械杂质、胶质、沥青质对地层堵塞的新工艺,能够彻底地排除地层酸化产生物及残酸,从而克服了以往酸化的缺点,对地层有保护作用。此工艺在胜佗油田应用取得了十分理想的效果。     

前置酸化压裂工艺技术研究与应用

前置酸化压裂是以稠化酸为前置液，集新技术、新配方于一体的复合型技术，主要机理是利用稠化酸前置液的粘度及缓速特性，达到清洗裂缝及降低缝壁应力，改善裂缝填砂能力，恢复裂缝的导流能力及孔隙基质渗透率的目的。它的应用领域是老井重复压裂。从酸化压裂前置液的选择，施工工艺的合理性、先进性及现场应用效果等方面进行阐述。     

一种新型有效的基岩酸化转向技术

本文介绍一种新的基岩酸化转向技术，即“压差和注入速率最大化”（ＭＡＰＤＩＲ）。该项技术以注入率作为获得稳定的设计压差△Ｐ值的关键参数，适用于达西定律成立的任何场所，它能够有效地取代各种转向剂，并可推广用于长层段（＞１００ｆｔ），文中用一个多层油藏的实例说明了ＭＡＰＤＩＲ技术的应用情况。现场经验还包括了对长达４６０ｆｔ的水平层段的成功处理。     

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对碳酸盐岩油气田进行酸化处理，是解除井筒附近地层污染物及改造油气井的产出剖面，提高油气井生产能力的最有效的措施之一。而酸化效果取决于所选用的工作液的性质和质量及选用酸化工艺技术的先进性。因此，配化工艺技术的发展，对油气田的勘探开发有着重要的意义。结合陕甘盆地中部气田的储层特点，在天然气探井开发中，使用常规解堵酸化技术获得较好的增产效果，找开了陕甘宁盆地天然气勘探的新局面。为摸索适应中部气田特点的常     

硝酸粉末酸化工艺技术

介绍了硝酸粉末酸化工艺技术首次在中原油田的实验及改进情况,从原理及工艺特点上阐明了该项酸化技术的实用性,现场试验效果证明了该工艺的有效性与经济性。硝酸粉末酸化技术为油水井解堵、增产、增注增添了一项新的工艺技术,该工艺在中原油田应用取得了明显的经济效益和社会效益。     

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研究了川东地区Ｃ２ｈｌ气藏开采２０年全部投产井的静、动态资料,据气井的产能与地质参数和测井解释参数的关系的统计分析,提出了建立气井产能预测模型的技术思路和方法,建立了本区Ｃ２ｈｌ气藏气井产能早期预测模型系统,完善和发展了炭酸盐岩裂－－孔隙型气藏气井痛预测方法。 同条件下新井在试采期及稳产期的产能,对于生产管理部门及决策者在选择开发井位、编制发展规划及地面工程预算有指导意义。     

川东石炭系气藏合理开发井网分析及探讨

在川东地区的石炭系气藏，以福成寨、张家场等为代表的老气田开发效果较好，各生产井配产合理，全气藏始终维持均衡开采，未明显引发边水的快速推进，动态储量逐步增大，气井稳产时间延长，开采效益很好；而以云和寨、双家坝等为代表的新气田，因生产井网较稀、井距较大，气井控制全气藏的难度较大，而单井配产又高，气井在投产2～5 ａ后就易引发严重的压降漏斗，导致气井提前产水，并使部分含气区的储量被水淹或分割而无法动用，气藏稳产期缩短，难以达到开发预测水平，开发效益变差。文章通过总结川东地区石炭系气藏20多年的开发经验，对气田的地质模式、井网分布、气井生产过程的综合对比，认为合理的生产井网密度对中-低渗非均质性气藏是非常重要的，是确保气藏开发指标如期实现、提高气藏最终采收率和整体开发效益的关键因素。中-低渗非均质性气藏的合理井网密度为3.0 km²/口左右，单井控制的储量（5.0～10.0）×10⁸ m³，采气速度控制在3.0%～4.0%。     

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介绍了气井产能的确定方法及地质参数的选择与计算方法：采用初始二项式无阻流量、稳定产量及初始采气指数作为气井产能评价的指标;１０项参数分别是（１）储层有效厚度;（２）储层孔隙度;（３）储容系数;（４）好储层的储容系数;（５）与断层的距离;（６）与断层距离开方的倒数;（７）视褶皱强度系数;（８）构造面最大主曲率;（９）横向剖面线曲率;（１０）纵向剖面线曲率。分析了影响气井产能的地质参数特征,完成了气井     

影响川东石炭系气藏气井产能的地质因素

介绍了气井产能的确定方法及地质参数的选择与计算方法 :采用初始二项式无阻流量、稳定产量及初始采气指数作为气井产能评价的指标 ;1 0项参数分别是①储层有效厚度 ;②储层孔隙度 ;③储容系数 ;④好储层的储容系数 ;⑤与断层的距离 ;⑥与断层距离开方的倒数 ;⑦视褶皱强度系数 ;⑧构造面最大主曲率 ;⑨横向剖面线曲率 ;⑩纵向剖面线曲率。分析了影响气井产能的地质参数特征 ,完成了气井产能与地质因素的相关分析。在气井产能与地质因素的图论聚类分析的基础上 ,对气井作了分类 ,提出了两种不同模式的高产井的观点 ,即 :①储层厚度大、孔隙度中等、视褶皱强度系数中等的高产井 ;②储层厚度中等、孔隙度高、视褶皱强度系数大的高产井。     

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川东石炭系天然气储层孔隙成因与古岩溶和埋藏溶解作用关系密切。海西期古岩溶斜坡带和古岩溶高地是岩溶空隙发育的有利区。岩溶空隙系统虽然在形成后又被充填，但为埋藏溶解孔隙的发育提供了条件。石炭系储层中的埋藏溶解孔隙是天然气的主要储集空间，其形成过程与志留系烃源岩的成熟过程及烃类在储层中的演化、运聚等有关。石炭系印支期的古构造高部位是埋藏溶解孔发育的有利地区。石炭系的沉积相、白云石化作用和去云化作用、晚期方解石的充填作用等对储层孔隙的发育也有程度不同的影响。古—今构造复合圈闭和不整合一构造复合圈闭与石炭系天然气储层的形成过程有关。     

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四川地区压裂酸化已成为有效改善储层渗流条件、提高单井油气产量的必要手段。经过40多年来的实践，特别是近年来通过技术引进和科技攻关，四川压裂酸化已逐步形成了工艺技术配套化、入井材料系列化、设计软件系统化、现场作业标准化的服务特色。文章从四川石油管理局井下作业处的施工作业能力出发，重点介绍了近年来四川地区压裂酸化的一些特色技术，体现了四川地区近年压裂酸化技术的新进展，并对压裂酸化技术下步的发展提出了初步的建议。     

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龙门气田石炭系气藏是一个储量较大的中型整装气藏,平面展布长２４ｋｍ,宽仅１．０～２．５ｈｍ,含气面积４５．１ｋｍ＾２,产层埋深４６００～４８００ｍ,带有边水,气水界面－４４２０ｍ,含气高度仅４６０ｍ,储层非均质性较强,气藏地质和工程条件复杂。为尽快搞清其动态特征,为开发设计提供详实资料,试采中,根据气藏地质和工程特点,采用最先进的精度电子压力计,在开井、关井条件下通过井口、井底单点或连续测试等方法     

川东石炭系气藏分布规律与深化勘探

四川盆地东部石炭系主要是介于两个侵蚀面之间的碳酸盐岩潮坪残层 ,尽管残厚较薄 ,且构造复杂 ,但经勘探证明其气藏仍有一定的分布规律。气藏主要分布在潮间带准同生白云岩发育、石炭系残厚大于 10 m区的低缓圈闭、潜伏圈闭及高陡背斜顶部。经过 2 1年的勘探 ,较大较好的圈闭大多已经钻探 ,但其下伏层气源丰富 ,形成圈闭的因素多样 ,石炭系残层分布广泛 ,勘探前景仍很乐观。深化勘探的首要目标是断层圈闭和地层 -构造复合圈闭 ,次为背斜圈闭 ,兼及溶蚀岩性圈闭、岩性圈闭和残丘圈闭。     

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石炭系是川东主产层,非均质性明显,井深,钻井成本高。经测算川东石炭系单井经济极限累采气量不能低于8000×104m3,经济极限最低控制储量(1～1．6)×108m3,经济极限井距0．5～1．4km;石炭系产层经济极限条件是渗透率大于0．5×10-3μm2或导压系数大于0．01m2/s。研究发现川东石炭系储层渗透率与单井排泄半径具双对数线性关系,在此基础上提出以相邻两井的排泄半径之和为井距形成气藏的初始井网,在初始井网基础上对高渗区加密形成最终开发井网,既可充分动用气藏储量和最大限度地提高采收率,同时还能获取最佳经济效益。     

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石炭系已在为川东地区天然气主力产层，为了实现“少投入，多产出”，提高综合勘探效益，必须选择合理的完井方法。既要根据纵向各层的地质特征，有利于减小钻井，完井过程中的风险系数，有利于保护油气层，又要注重完井的质量，有利于试不同、修井、开有等作业，从长远的经济效益和社会效益综合考虑。文章根据川东地区石炭系及其以上地层的特征，压力分布，并对石炭系的各种完井方法进行分析，探讨了适合川东地区石炭系储层的最佳完