测井资料在南堡 35–2 油田出砂预测中的应用

分析了渤海南堡 35–2 油田主力储层明化镇组的出砂机理， 应用测井资料 （纵波时差、 横波时差、 伽马和密度等） 建立了黏聚力、 内摩擦角、 弹性模量、 泊松比和最大水平主应力等岩石力学参数的求取方法， 并在此基础上应用出砂指数法、 斯伦贝谢法进行出砂预测以及临界生产压差的计算。根据出砂预测方法和临界生产压差的计算模型绘制了储层出砂指数剖面和临界生产压差剖面。计算结果表明， 明化镇组储层开采过程中出砂的可能性极大， 开发时应采取防砂措施。研究结果为今后该区块及附近区块油井出砂界定提供了准确的量化依据， 可为油井合理工作制度的制定提供指导。     

适度出砂对储层物性影响的室内评价方法研究

适度出砂是通过优化产量和油井的产能在防砂生产和出砂生产之间确定最优的生产策略。适度出砂对储层物性有很大影响。以渤海胶结疏松的稠油油藏为例,提出了适度出砂提高单井产量的开采方式,并开展了室内实验研究。在调研国内外出砂模拟实验的基础上,利用现有的实验装置,以适度出砂原理为理论基础,与现场实际生产相结合,开展了人造岩芯制作,采用筛析法和直接出地层砂法进行了适度出砂对储层物性影响的室内实验研究。对渤海稠油油藏出砂油井的科学生产和管理具有一定的指导意义。     

春风油田排601及排612区块出砂预测研究

结合出砂指数以及斯伦贝谢预测模型,针对准噶尔盆地春风油田的新春排601及排612区块的25口油井进行出砂预测,并将油井上部及下部储层出砂指数进行对比,得到如下认识:1两区块25口油井在开发初期即严重出砂;2新春排601区块油井上部及下部储层段出砂指数均低于严重出砂线,与上部储层相比,下部储层胶结强度相对更高,使得其出砂指数值更高;3新春排612区块油井储层段出砂指数低于严重出砂线.预测结果与实际良好吻合,有助于生产过程中准确判断出砂程度并采取防砂措施.     

高速非达西流动定压生产气井试井分析方法

针对定压气井试井中求取高速非达西流动因子的难题，研究了井筒周围气体高速非达西流动影响，推导得出了无限大地层气井定井底流压生产的渗流方程，通过对该方程的处理，并对定压生产气井试井数据进行分析，确定出此类气藏的储层渗透率、非达西流动因子和表皮因子。实例分析表明，对于具备条件进行定流压生产测试的气井，利用该试井分析方法可方便、准确地求取地层参数。     

储层应力的二次分布及其对储层的损害

储层打开后,由于原地应力平衡的破坏,井眼周围应力将重新分布。当储层胶结强度较低时,近井带存在塑性区。由于塑性区的存在和钻井过程中泥浆滤液及固相颗粒侵入的双重作用使近井带的渗透率很低,并将地层分为具有不同渗透率的三个带,即损害带(含塑性作用)、塑性带和弹性带。在测试、生产过程中由于地层流体的流入将增大塑性带宽度,从而加剧对储层的损害。临界流量与损害带的渗透率、地层的胶结强度成正比,与产出流体的粘度成反比。塑性带的宽度随流量的增加而增加,随胶结强度的增加而降低。     

陆良与保山盆地第三系浅层气田开发规律探讨

以云南陆良、保山盆地第三系浅层气田为例,结合国内外浅层气田的开发经验,探讨浅层气田的开发规律,以指导同类气田的开发。浅层气田一般气藏规模小,气柱高度小;产层疏松,大部分气藏为有水气藏;生产时气藏无水生产时间短、稳产时间短,气井容易出水、出砂,其开发规律明显区别于中深层整装构造型气藏。针对陆良、保山浅层气田生产表现的“三低”(低单井日产水平、低采气速率、低采出程度),气井见水快,井筒容易积液,产层容易出砂,出水大则出砂也大等特点,提出以下对策: (1)依据多井小压差原则,进一步完善井网,避免频繁激动气井; (2)严格按规定压差生产,及时确定气井“三稳定”的最佳工作制度,生产中; (3)尽量减少或杜绝井口气量调节,更不能轻易关井;(4)一旦发生气井水淹,尽快采取措施,避免造成井底或地层的严重污染,给复产带来困难; (5)加强气田生产测井、试井、产能测试,取全取准各项资料,及时进行动态分析与动态监测,对生产中出现的问题做到早发现、早解决。从而保证气田平稳、正常开采。     

测井地质结合定量评价低渗透储层成岩相

高邮凹陷南断阶低渗透储层同一沉积微相产能差异变化大。利用铸体薄片、阴极发光、扫描电镜等资料，对高邮凹陷南断阶阜宁组储层成岩作用类型及特征进行了综合研究，在此基础上结合实际生产应用，将研究区阜一段储层划分为弱压实成岩相、中等压实胶结成岩相、中等压实溶解成岩相、强压实胶结成岩相和强压实溶解成岩相5 种成岩相类型，建立了不同类型成岩相测井曲线特征，确定了不同成岩相的定量判别标准，利用判别标准定量识别研究区阜宁组阜一段储层成岩相，结合产能评价有利成岩相。     

凝析气藏不同开发阶段的合理生产压差探讨

在凝析气藏的开发过程中，随着地层压力的不断下降，地层中会析出凝析油，严重影响气井的产能。但是，在凝析气藏衰竭式开发过程中，凝析油的析出是无法避免的，只能通过调整合理的工作制度来尽可能多地采出凝析油气。因此，基于实验和理论的方法研究凝析油气的渗流特征及毛管数效应对凝析油开采的影响，提出将凝析气藏衰竭式开采分为两个不同的阶段，按不同的开发阶段确定合理的生产压差。研究认为，对于定容封闭的凝析气藏可适当增大生产压差或采取变压差的方式来增加气井的产能以及凝析油的采收率，最后通过实际凝析气井的生产动态验证了以上的观点。     

气藏水平井连续携液理论与实验

在气藏水平井中随着生产管柱倾斜角度的变化，井筒内液体的重力作用会发生改变，从而引起气液两相流型的变化。以产气为主的气井井筒内液体主要以液膜、液滴的形式出现，由此出现了液滴模型与液膜模型两种解释积液的理论。从这两种携液理论出发，考虑生产管柱倾斜角度的影响，对倾斜管内液滴、液膜进行受力分析，推导出了随管柱倾斜角度变化的连续携液临界流速的计算式，使之适用于水平井连续携液临界流量的计算。设计制作了水平气井连续携液实验装置并进行了实验研究，观测气藏水平井中气水两相运动与流型变化情况并测试其临界携液气量，结果表明，气藏水平井中水平井段的液体以液膜携带为主，但直井段中越接近井口，越以液滴携带为主，液滴模型也能适用于计算气藏水平井的连续携液临界流速。     

基于突变理论的油气井出砂预测新方法

根据弹塑性力学理论建立了考虑渗流情况下的油气井井眼围岩的势能函数，以该势能函数为基础，应用突变理论的尖点突变模型研究油气井的出砂物理过程，进而建立了出砂预测的全新数学模型，求取无砂生产的临界流速，并在此基础上对影响出砂的敏感性因素进行了分析。首次引入突变理论对油气井出砂机理进行分析，建立了无砂生产临界流速的全新求解方法。实例表明该模型的计算结果可靠，敏感性分析表明塑性区的污染是出砂的主要原因。相对以往出砂预测模型，该模型考虑的因素更多，计算结果更可靠。应用突变理论研究油气井出砂机理为出砂预测提供了新的研究方法。     

致密砂岩气藏储量难动用影响因素及开发对策

致密砂岩气藏复杂地质特性和特殊渗流机理造成相当一部分储量难以得到有效动用。以川西新场气田Js¹₂、Js³₂气藏为例，在大量室内实验及现场试验的基础上，对致密砂岩气藏渗流机理进行了深入的研究，认为水锁效应、应力敏感伤害、启动压力效应是影响储量难以动用的主要影响因素。目前的生产压差为10MPa，远大于合理的生产压差7MPa，造成较严重的应力敏感伤害；压裂过程中水锁效应则导致压裂液返排率低，压裂液滤失带启动压力高，气相渗透率低，制约了压裂开发的效果。以低伤害为核心，高效返排为手段的大型加砂压裂技术、多层压裂合层套采技术、水平井及水平井压裂技术是开发新场气田Js₂¹、Js₂³气藏难动用储量的主要技术手段。     

川西须家河组气藏气井采气新技术探索

针对川西须家河组气藏埋藏深、裂缝发育、含CO₂、采气过程中见水快和采气管柱易腐蚀的生产难题，从地层流体流动能力随压差增大而增加、管柱腐蚀随CO₂分压增高而加剧出发，提出在采气过程中，运用临界产量（最大生产压差）配产，延长无水采气期；采用井下节流技术降低采气管柱CO₂分压，降低油管腐蚀速率。二者结合既能合理配产，延长气井污水采气时间，也能从工程上保证控制生产压差和降低井筒CO₂分压的实现，从而达到提高气井生产效率的目的。     

油气生产过程中CO2腐蚀预测研究

在油气生产过程中，由于油管的内腐蚀严重，时常发生穿孔、断裂事故，直接影响了油气田的正常生产和动态监测工作。为了弄清油气井腐蚀原因，在广泛调研CO2腐蚀的基础上，认为影响腐蚀速度的主要外部因素是环境温度、CO2分压、pH值、流速等，结合室内实验和现场应用，基于NORSOK腐蚀模型建立了更适合于油田实际的腐蚀预测模型，进行了影响腐蚀速度的敏感性分析，拓宽了NORSOK腐蚀模型的应用范围。分析结果与实验数据相吻合，说明该模型可以应用于油气田复杂环境腐蚀情况并能得到较好的分析判断结果，为油田注采CO2管材防腐预测提供了依据。     

气井产能递减分析与预测研究

在分析气藏压力变化后气井储层渗流参数和流体参数变化特征的基础上,利用实例井测试和实验分析数据,分别提出了不同类型气井产能变化规律,对其递减规律进行了理论预测,并使用矿场数据进行了定量分析,且对比了常规研究方法,着重于对产能方程系数的变化分析,尝试利用先前获取的稳定试井资料分析储层压力大幅下降后的产能动态。结果表明,常规气井产能变化主要受流体状态参数的影响;储层压力低于露点压力后,凝析气井组分变化和凝析液析出控制着气井产能的递减;变形储层开采期间储层渗流参数的变化会加快气井产能的递减速度,用修正的勘探阶段测试数据来预测产能递减能够满足工程需要。研究可为优化不同类型气井工作制度提供参考。     

修正衰减曲线法在低渗气藏动态分析中的应用

摘要：压力是气井和气藏生产动态分析的灵魂，很多动态分析方法都与压力有着直接的联系。然而，由于致密低渗透气藏产量低、压力下降快、关井压力恢复缓慢等生产特征，以及生产方式的限制，在生产过程中很难获得气井或气藏地层压力资料。压降法、产量不稳定分析法和产量递减曲线分析方法是气藏常用的气井生产动态分析方法，但由于地层压力资料缺乏，压降法和产量不稳定分析法也都受到了很大的限制，在衰减递减曲线分析方法的基础上对其进行修正，摆脱了压力资料的限制，通过和压降法对比分析，验证了修正衰减曲线分析方法在生产动态分析中的可靠性。     

页岩气藏压裂数值模拟敏感参数分析

针对页岩气藏压裂形成复杂裂缝网络后，单一的裂缝描述方法不再适用的问题，采用Eclipse 软件中的页岩 气模型，建立了一种“等效方法”，将页岩气有效改造体积表征为“主裂缝+ 网络裂缝渗透率”，代替“主裂缝+ 次裂 缝”的模拟方法，两种方法产量和长期压力驱替是等效的，解决了手工划分网格工作量大、计算速度慢的问题。运用 Plackett-Burman 型线性试验设计方法，对水力裂缝参数和储层参数进行敏感性排序，结果表明：水力裂缝参数中，压裂 纵向改造程度、网络裂缝渗透率和有效改造体积对产量影响最敏感，储层参数对产量影响敏感程度由强到弱为：地层 压力系数、总含气量、储层有效厚度、吸附气比例、井底流压、基质渗透率。为页岩气压裂选井选层和压裂设计方案优 化提供了依据。     

荔湾3-1气田开发数值模拟研究

对荔湾3-1气田气藏流体高压PVT实验数据进行拟合计算，确定了适合描述气藏流体相态行为的流体组分特征参数。利用地质资料及研究成果所得到的地层物性参数，结合构造形态和井点信息，建立了相应的三维地质模型，完成气藏地质储量拟合。从井网部署、初期采气速度、气层动用秩序、断层的连通敏感性及最小井底流压敏感性等多方面对气藏的开发指标进行了数值模拟对比研究，所得的研究结论有利于指导该气田实际开发生产。     

煤层气井产气量控制因素分析

结合沁水盆地东北部和顺区块煤层气井排采经验，分别从地质因素（构造位置、陷落柱、断层等）、工程因素（水力压裂的缝高控制、裂缝半长等）和排采因素（排液速度、套压控制、停电停抽等）三个方面探讨了该区块煤层气井产气量的控制因素。研究发现：该区块煤层气井产气量受构造位置的影响较大，与陡坡带的距离和煤层含气量呈现明显的相关性；区块高构造部位水力压裂易出现压开含水层及井间压窜现象；见气时套压的控制与产气量具有一定规律，套压小于0.5 MPa 开井产气，效果最差，套压0.51.0 MPa 开井产气，效果次之，套压大于1.0 MPa 开井产气，效果最好。