用毛管压力曲线确定流体界面

流体界面的确定对油藏开发经济评价、储量计算以及布井和射孔方案的设计等是必不可少的基础性工作。虽然可用于确定流体界面位置的方法有多种，但每种方法并非在任何情况下种方法的都能适用。笔者提出一种新的流体界面估算法，即毛管压力曲线法。文中以油水过度带内的流体界面为例，阐述了该方法的基本原理和具体操作步骤。毛管压力曲线法具有原理简单、易于编程和所需资料少等优点。实际应用表明，其计算结果与实测数据非常接近，完全能够满足工程精度要求。     

大牛地气田大98井区水平井开发技术政策研究

大牛地气田剩余未动用储量大部分为Ⅱ—Ⅲ类低品位储量,水平井开发将是气田产能建设的主要方式。因此,优化研究多级压裂水平井开发技术政策很重要。基于多级压裂水平井数值模拟概念模型,对单井设计、压裂缝、井网和井距进行研究,结果表明:单井水平段延伸方向应垂直于最大主应力方向,水平段位于气层中部最好,压裂缝尽量穿过含气砂体并以锯齿型分布最优,平均压裂半缝长为158 m,平均压裂缝间距为112 m,采用排状交错井网最优。结合数值模拟法、动态分析法及经济评价法,确定大98井区合理井距为1 000~1 200 m,根端距为700 m。     

注气混相驱机理评价方法

室内实验研究和相应的模拟研究是混相驱机理研究和油藏注气工程评价的基础,在此基础上提出了注气压力-组成实验、多级接触实验的相平衡计算理论模型。建立了应用状态方程和现有的工程工具模拟实验室PVT(压力、体积、温度)数据,拟合注气压力-组成实验、 混相和非混相细管实验来对注气驱的混相能力及驱替机理进行系统评价的方法。通过对一个具体的油藏注气混相驱混相能力及驱替机理的评价,验证了所建立的通过扩展实验室结果的评价方法,可为油田注气混相驱设计提供可靠的室内和理论评价依据。     

致密气田水平井压裂缝地质设计优化研究——以大牛地气田为例

为提高致密气田水平井多级压裂效果,兼顾压裂缝位置、压裂缝排列方式、压裂缝长、压裂缝间距、压裂缝导流能力等因素的影响,建立了水平井压裂缝长度、压裂缝间距、压裂缝导流能力的定量地质设计模型,并以大牛地气田地质情况为例,给出了各影响因素的优化设计效果,该优化设计方法可操作性强,具有推广使用价值。     

渗透率的矢量性研究

岩石渗透率具有 明显的方向性,因而渗透率是矢量。分析了在理解和应用渗透率矢量特性时容易混淆的一些认识,并指出,渗透率是渗流通道的渗透率,不能脱离渗流通道而独立存在,它具有明确的物理意义,不能像数学中的自由矢量那样随意合成与分解,不能把两个不同方向上的渗透率矢量合成在一起作为该合矢量所对应方向上的渗透率;也不能把渗透率矢量在某个方向上的投影作为该投影方向上的渗透率值。此外,还建立了一种各向异性渗透率的定量计算模型,根据该模型,可以计算出平面内任意方向上的岩石渗透率。该模型可用于计算油藏不同方向上的传导率,以及各向异性油藏中不同方位上的井距设计。     

岩石压缩系数对油藏动态储量计算结果的影响

油藏动态地质储量的计算结果受生产数据、油藏测压数据以及岩石和流体物性等参数的影响,本文主要研究了岩石压缩系数对储量计算结果的影响。目前确定岩石压缩系数的方法主要有实验测量法和Hall图版经验公式法,由于Hall图版由实验值统计而来,因而这两种方法基本上是一致的。用Hall图版确定的岩石压缩系数明显偏高,且Hall图版错误地显示了岩石压缩系数与孔隙度的逻辑关系,因而都是一些错误的数值。用笔者提出的岩石压缩系数与孔隙度的关系曲线确定的岩石压缩系数一般都较低,．本文算例表明,用不同方法确定的压缩系数对储量计算结果有较大的影响。由于岩石压缩系数的数值通常较小,建议今后的油藏工程研究中,忽略岩石的压缩系数,以免对动态储量的计算结果造成不必要的影响。     

大牛地气田石炭系—二叠系致密砂岩储层孔隙结构特征及其影响因素

致密砂岩储层的孔隙结构是决定其储层物性及油气产能的重要因素。应用铸体薄片及压汞等分析化验资料对大牛地气田石炭系—二叠系致密砂岩储层孔隙结构特征及其影响因素进行了研究。结果表明,研究区储层储集空间以次生孔隙为主,粒间溶孔及粒内溶孔是砂岩的主要孔隙类型。储层排驱压力平均值以及最大孔喉半径平均值在不同组的变化趋势相似,中值压力平均值总体呈现与排驱压力相反、随埋深增加而变小的特点,孔喉分选较差,孔喉分布极不均匀,且以细微孔及微细喉、微喉组合为主。孔隙结构的影响因素主要为埋深及碎屑颗粒组分。随着埋深的增加,孔隙和喉道变小,排驱压力增大;受选择性压溶及选择性次生加大作用的影响,长石及岩屑含量升高有利于孔喉的保存。     

裂缝性油藏大尺度可视化水驱油物理模拟实验

为了更好地认识裂缝性碳酸盐岩油藏的渗流机理,结合实际油藏地质特征设计制作了裂缝不充填和裂缝充填形式的2组大尺度可视化模型。采用油藏实际油样和相似地层水进行水驱油机理模拟实验。观测到由于裂缝性油藏非均质性的影响,水驱后残余油分布形式多种多样。其存在方式各有不同,主要形式有柱状、角隅状和膜状,每种残余油的形成机理也有所不同。结合实验结果,对2组可视化模型水驱油效率以及含水率变化规律进行了分析,发现与常规孔隙介质水驱油特征有明显差别。     

岩石方向渗透率的确定方法研究

研究与实践表明,由于受地质因素的控制,岩石渗透率的大小往往表现出明显的各向异性。各向异性介质内岩石方向渗透率的确定,是油田开发研究中一项非常重要而又困难的工作。为此,基于渗流力学理论推导了一种新的岩石方向渗透率计算模型,文献中的已有计算模型只是新模型的一个特例,因而新模型更具有代表性和普遍适应性。另外,在此新模型基础上,提出了确定岩石最大、最小方向渗透率及其方位角的方法,并给出了详细的实施步骤。     

对GOLF-RACHT裂缝分布方程的修正

在地质和油藏工程研究中。有时为了确定裂缝在三维油藏空间中的分布位置，需要获得单裂缝的空间分布方程。除GOLF-RACHT裂缝分布方程之外，石油工程中尚未见到其它的单裂缝分布描述方程。实际应用发现。GOLF-RACHT裂缝分布方程不具有通用性，它只能用于描述某些情况下的单裂缝空间分布。原因是该方程中裂缝面法向量的计算方法不正确。本文重新定叉了走向角和倾角这两个概念，并在此基础上对GOLF-RAHCT裂缝描述方程中的法向量计算方法进行了修正。文中设计了多种形式的裂缝面空间分布情况，用以检验修正后的裂缝分布方程是否正确。各种验证表明，修正后的裂缝分布方程，可用于确定具有任意走向角和任意倾角的裂缝面的空间分布。