低渗透油藏压裂水平井产能计算方法

针对低渗透油藏存在启动压力梯度和压敏效应的问题,在前人研究的基础上,根据水电相似原理,应用等值渗流阻力法,建立了压裂水平井补孔和不补孔两种情况下的产能公式,并且与其他压裂水平井产能公式与数值模拟结果进行了对比。对比结果表明:如果水平井压裂后补孔,建议使用本研究建立的公式;如果压裂后不补孔,建议使用郎兆新的计算公式。建立的压裂水平井产能公式,对目前低渗透油藏利用水平井进行开发具有重要的理论和现实意义。

圆形封闭油藏变导流垂直裂缝井非稳态渗流数学模型

针对垂直裂缝不同位置导流能力不同的特点,应用点源函数的基本方法,在Laplace空间建立了垂直裂缝井的储层和裂缝的耦合模型,同时考虑了垂直裂缝变导流能力按直线、指数和对数变化的3种形式,并对其进行了数值求解。3种形式的变导流能力模型包含的系数不同,反映出沿裂缝的导流能力变化不一样,在图版上就表现为压力和压力导数也不一样,另外,圆形封闭边界对垂直裂缝导流能力早期的压力和压力导数没有影响,边界只对晚期的压力和压力导数有影响,研究垂直裂缝的变导流能力,能为水力压裂井的产量分析和预测以及为垂直裂缝井试井解释提供理论依据。

对于测井约束反演的初步认识

测井约束反演技术是利用地震资料和构造解释结果,建立初始波阻抗模型,根据已知的钻井、测井资料为约束,进行储层和油藏描述。由于受到各个方面因素的影响,测井约束反演技术解决地质问题的能力是有限的。

油藏描述技术的新进展

从国内外油藏描述技术的历史概况出发，阐述了油藏描述的基本内容，分析了油藏描的技术现状和当今国内外油藏描述的新技术以及油藏描述模式化、定量化、自动化、综合化发展的特点，并提出了油藏描述技术未来发展趋势。

牛圈湖油田裂缝发育特征及成因

牛圈湖油田为低孔低渗的储层,裂缝的发育是影响储层物性的重要因素。根据岩心分析和测井成像观测,对裂缝特征和平面分布规律进行描述,并对裂缝的成因进行研究分析。结果表明:牛圈湖油田二叠系储层裂缝特征以网状裂缝为主,显裂缝少见;裂缝发育与构造和成岩作用以及岩性、岩层厚度、岩层非均质性密切相关。

牛圈湖油田二叠系储层特征

根据岩心、钻井资料分析,系统地对三塘湖盆地牛圈湖油田二叠系储层特征进行了研究。结果表明:牛圈湖油田二叠系岩性主要以白云岩和凝灰岩为主,黏土含量和碳酸盐岩含量较高;储集空间以孔隙和压裂为主,孔隙为小孔微喉结构,裂缝以微裂缝为主,属于低孔低渗储层;由于黏土含量高,储层的水敏性较强。

越南白虎油田缝洞型基岩油藏特征与开发对策

白虎油田位于越南东南兰龙盆地早新生界中央隆起带基岩断块,以花岗岩和花岗闪长岩为主。白虎油田基岩油藏原始地层压力为41.7MPa,油藏温度为140℃,属于常温常压油气藏。原始相对密度为0.654,泡点压力为22.4MPa。原始气油比为190m^3/t,原始黏度为1.5mPa·s,地下原油相对密度为0.4。该油藏储量规模接近10×10~8t,单井日产油低的上百吨,高的可达几千吨,是少见的高储量丰度、高产能的基岩油气藏。微裂缝以及伴生洞对油气储集的贡献在70%～80%;采取底部注水形成人工底水的驱动方式,直井和侧钻井的注采井网,保持地层压力在泡点压力1～2MPa之上;油井自喷为主兼顾气举的开发技术对策,以及井网调整、吸水剖面与产液剖面调整、注采液量调整等对策的应用,保证了油井外利用效率,使该油藏保持了长达15a的稳产高产,最高年产油达1300×10~4t,采收率可达39.3%。

逻辑斯谛旋回模型在预测油田含水率时的修正

针对逻辑斯谛旋回模型不能适用于预测油田含水率大于70％的缺陷，提出了新的修正模型。该模型能够预测油田含水率大于70％的情况，且具有简单、方便、精度高的特点。

陈家庄凸起北坡东营组油气成藏模式及控制因素

陈家庄凸起北坡东营组地层超覆带油源主要来自渤南洼陷的沙四、沙三段烃源岩,储层主要发育在扇三角洲及其前缘浊积扇体中,其中以东三段砂岩为主力储层,东二段泥岩为局部性盖层,渗透性储层、不整合面和断层为油气运移的主要通道。在凸起边缘可形成地层超覆油气藏,在缓坡带-洼陷带形成断层-岩性油气藏或岩性-构造油气藏。其中,古地貌控制地层超覆和小型鼻状构造油气藏的分布,输导体系控制油气的运移,盖层条件是制约油气成藏的关键;陈家庄凸起西段宽缓的低凸起分布区应为油气成藏的有利部位。

水驱油田预测含水率的Gompertz模型

本文基于经济增长和油气资源增长预测的Gompertz模型,建立了水驱油田开发预测含水率随开发时间变化的模型。通过矿场实例应用表明:该模型能够对油田含水率进行全过程预测,且计算简单,预测精度较高。

预测水驱油田含水率的一种方法

基于西帕切夫水驱曲线和HCZ累积产量预测模型，建立了水驱油田含水率随油田开发时间变化的关系式，该方法克服了甲、乙型水驱曲线的不足，适用于含水率低于50％的情况下水驱油田含水率的预测，矿场实例运用结果表明：该方法计算简单、方便，预测的含水率精度较高，比较符合油田的开发实际，可作为水驱油田制定中，长期开发规划的依据。

油田注水开发中对油层损害的综合分析

本文结合胜利油田注水开发的工作实际，分析了注入水的水质质量、地层对水质的敏感性等因素与油层损害的关系，并就油田的注水开发工作中如何防止和减少油层损害提出了原则性建议。

产量双曲递减方程线性简单求法

根据油田开发产量双曲递减方程的特点，基于Luther提出的线性最优化方法，提出了非线性双曲方程的线性化的简单求法。现场实例计算表明：本文提出的计算方法具有简单、方便、方法可靠的优点。

超稠油油藏CO_2辅助开采作用机理实验与数值模拟研究

稠油油藏开发中采用蒸汽辅助重力泄油技术目的是通过CO_2降低稠油的粘度、减小蒸汽腔热损失,从而提高原油采收率。但由于实验环境和实验器材等条件的限制,混样桶最高耐温仅为150℃,当油藏温度高于150℃时,针对CO_2在超稠油中的溶解度以及降粘效果研究仅仅停留在理论计算的层面。针对上述问题,以新疆超稠油油田A区块为研究目标,设计了高温高压稠油混样器,通过室内实验测量在不同温度和压力下CO_2在超稠油中的溶解度以及溶解CO_2后对超稠油密度和粘度的影响。研究结果表明:当油藏温度为200℃时,CO_2在超稠油中的溶解度较低,此时超稠油的粘度和相对密度基本不随压力的变化而变化;饱和CO_2后超稠油的密度和粘度与脱气原油相比有大幅度地降低。利用CMG软件对CO_2的溶解性和稠油的开采效果进行了数值模拟,稠油油藏采收率有显著提高,说明在油藏温度为200℃的条件下,可以实现对超稠油油藏较为理想的开采。

含边底水气藏的水侵量计算方法

在开发含边底水气藏的过程中,随着气体的采出,气藏压力逐渐降低,边底水会侵入气藏。在水侵初期阶段,由于水驱前缘距离井底较远,若水体分布较均匀,水驱前缘会较稳定驱进,此时水体的驱动作用补充了气藏的能量,使气藏的平均压力下降变缓,维持了气井的产气量。当气藏进入水侵中后期阶段,气井迅速水淹,井筒积液将严重影响产气。因此,分析气井的水侵动态,获得水侵发生的时间、水体规模以及各时间的水侵量对于开发含边底水气藏具有重要的意义。通过水驱气藏物质平衡方程与拟稳态水侵方程的结合进行迭代求解,运用C#编程语言,最终可根据气井生产数据拟合确定气藏动态储量、水体规模以及各时间的水侵速度、累计水侵量等参数。通过建立的气藏数值模拟机理模型,验证了本文方法的可靠性、矿场适用性以及获得结果的迅速性,本文方法计算结果误差较小,数值模拟结果直观展示了水侵量评价的正确性。

油田开发指标预测的模型联解法

选取对数正态分布的产量预测模型和logistic含水预测模型联立求解，进行开发指标预测。矿场实例计算结果表明：运用该方法求得的产油量、含水率、产液量及可采储量等开发指标比较符合油田开发实际情况。该模型联解法可以作为制定油田中、长期开发规划的依据。

预测水驱油田含水率的一种简易模型

以俞启泰水驱特征曲线I和逻辑斯谛（Logistic)旋回模型联解，建立了油田含水率随油田的开发时间变化的预测模型。矿场实例运用表明：该模型计算简单、预测精度较高，可作为油田制定中，长期开发规划的依据。

注水井砂岩解堵的缓速酸酸化技术研究

针对砂岩地层注水井引起的油层堵塞,通过室内实验,对PFA缓速酸酸液筛选、缓速反应机理以及添加剂的确定进行了研究。矿场试验结果证明该项技术实用有效,是解除注水井油层堵塞的一项油田增注的有效措施。

胜坨七断块含水率预测的灰色系统法

根据胜坨七断块沙二1—7砂层组的现场资料，把该油藏的含水率变化视为灰色线性动态系统，建立了相应的灰色系统辨识模型，并用以上模型进行含水率的动态预测。结果令人满意。

综合评价油气储集层伤害的模糊数学方法

油气储集层在钻井、完井、采油、增产、修井等各个作业环节中都受到不同程度的污染和伤害。由于污染和伤害的因素很多，各因素间又有主次，轻重之别，这给油田工作者在综合评价油气储集层的污染和伤害中带来困难。本文依据现场统计资料，将储集层的各主要伤害因素给定不同的权重，按照六个方面分２０个项目建立了储集层被伤害的综合评价指标体系，运用模糊数学的方法来综合评价污染和伤害的程度，进而确定一个油田、一个区块。