煤层气多分支井形态分析

煤层气井开采的第三阶段是煤层气井开采期限的主要部分， 前人研究表明可用真实气体拟压力法来精确描述这一阶段的渗流规律。因此， 根据镜像反映和压力叠加原理， 建立了上下封闭煤层气藏中煤层气多分支井压力分布方程。考虑多分支井沿程流动压降对产能的影响， 建立煤层气多分支井稳定渗流时的产能计算耦合模型， 给出了模型的求解方法， 分析了多分支井形态参数对煤层气多分支井产能的影响规律。     

计算气井储量新方法

提出了采用弹性二相法结合物质平衡方程作为计算全井储量的新方法。弹性二相法主要用于气藏开发进入拟稳态以后，要求压力和产量的测量精确，气藏的工作制度对弹性二相法储量也有很大影响，其计算可靠程度已被矿场实际证实；物质平衡方程在开发初期计算精度不高。将弹性二相法与物质平衡法结合建立多目标优化函数，该方法既能很好地应用弹性二相法，又能体现物质平衡，使得该方法适用范围更广，计算结果更可靠，对致密气藏具有更好的推广应用价值。通过实例气井动态储量进行的验证对比表明，该方法在理论上是合理的，实际验证是可行的。     

气中水含量对气藏流体相态与渗流的影响

考虑地层水的蒸发对烃类气藏生产的影响的研究较少，研究认为，从地层到地面过程中，气中水蒸汽含量的变化规律有3个阶段：近井区域的气-水两相平衡阶段；井底附近的未饱和阶段；井筒中某一点到地面的非平衡的“过饱和阶段”，也就是凝析水的产生。同时考虑到由于井底附近压力的降低，地层水的再蒸发，还可能对井底附近的储层造成盐堵，从而降低其渗透率对生产造成影响。当烃类气的组分含量变大时，平衡时其饱和水蒸汽含量相对较大；考虑实际地层中水蒸汽存在时，无论从实验室还是相平衡计算的结果来看，都使凝析气的露点压力有所降低。     

单层剩余油饱和度定量预测研究

针对目前单层剩余油分布研究的局限性， 基于油藏工程理论建立了单层规模的剩余油饱和度定量预测方法。运用物质平衡原理计算单层井点压差， 而动态劈分法的运用克服了一般劈分法预测单层剩余油精度低的局限性； 同时利用单井含水率校正分层含水率， 使得计算结果更加合理和准确。与数值模拟方法相比， 占用内存小、 运算速度快、 计算精度高， 具有极大的矿场应用价值。     

水平裂缝井压后产量影响因素分析

针对目前对水平裂缝井产量的影响因素认识不够充分和增产效果评价不够完善,对水平裂缝井产量的影响因素和增产效果评价进行了深入的研究。结合油藏工程理论和数值模拟技术,考虑裂缝导流能力随时间的变化和地层弹性膨胀能等因素对压后产量的影响,以水平裂缝井在生产过程中的渗流特性为理论前提,采用二维柱坐标模型,建立了含水油藏水平裂缝井中油藏-裂缝系统的压力方程和饱和度方程,采用有限差分法对压力方程和饱和度方程进行差分离散求解。实例计算表明：建立的水平裂缝井压后产能预测模型,可以分析影响水平裂缝井产量的地层因素和裂缝因素,计算压后增产效果。对于优化浅层油气藏压裂设计方案具有一定的指导意义。     

山西和顺天池煤矿煤层气资源评价

本文运用最新的煤矿区煤层气资源评价方法研究了区内煤层气资源特征。通过对山西和顺天池煤矿石炭系太原组主采煤层15号煤（以下简称15号煤）的煤田地质勘探、煤层气地质等方面资料的收集和分析整理的基础上，根据该煤层的埋深、煤质特征、构造等地质因素，对该煤层的含气性特征进行了综合分析。研究表明，本区主煤层含气量在3．07—11．96m3／t之间，在空间上，具有西北部高，东南部低的特征，并对煤层气的含气性和可采性的地质影响因素进行了初步的评价，最后利用体积法计算出该煤层的煤层气资源量为2．806亿m3。其中富甲烷带的煤层气资源量为0．043亿m3；含甲烷带的资源量分别为2．763亿m3。煤层气资源类别评价的最后评定为II类资源。     

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。     

含油饱和度恢复法定量评价砾岩油藏水淹层

由于储层非均质性严重,砾岩油藏具有岩性物性背景复杂以及油层电阻率变化幅度大等特点,其水淹层的定量评价已经成为油田二次调整开发的重点和难点。基于测井、取芯、测试等分析资料,应用油气运聚成藏理论,在储层品质因子研究的基础上,建立了砾岩油藏原始含油饱和度的计算模型。定义原始含油饱和度和目前含油饱和度的差值与原始含油饱和度的比值为储层的采出指数,表征注水开发以后到目前油藏状态下储层动态水淹的特征参数,与传统的产水率和含油饱和度两个水淹特征参数相比,其优势在于考虑了油层动态水淹的过程,消除了砾岩油藏本身因为电阻率变化幅度大且单一利用目前含油饱和度定量评价水淹层的缺点。将该法应用于克拉玛依油田砾岩油藏水淹层的评价中,对比研究了含油饱和度、产水率和采出指数3个参数对砾岩油藏的水淹敏感性。结果表明：采出指数敏感性最高,识别准确率达到89.58%,提高了砾岩油藏水淹层的识别精度,为克拉玛依油田井网调整和开发方案的设计提供了技术支持。     

煤层气排采工艺技术研究和展望

煤层气勘探开发的主要工艺技术流程是钻井、压裂和排采,排采是煤层气开发的重要环节。作为开发链条上的重要环节,很长时期并未受到足够的重视。根据煤层气的排采机理,重点阐述了国内外煤层气排采工艺技术,提出煤层气井压裂裂缝三维延伸模型和产量动态预测模型,分析了煤层气排采不合理所造成的问题,可以通过控制生产压差和排采速度,调整排采组合方式,采用定压排采和定产排采相结合的方法来解决或缓解。实现煤层气排采定量化和自动化,对合理开发煤层气、提高煤层气藏开采规模、降低成本和优化中国能源结构具有重要意义,是十分必要和紧迫的。     

新的基于压力导数的反褶积模型研究

压力反褶积对原始地层压力非常敏感，且该参数精度必须控制在0.5% 以内，而通过Levitan 等方法来确定该参数时，不仅至少需要两个不同流动期数据，且易受压力流量非线性等诸多因素影响。提出的基于压力导数的反褶积模型不仅对原始地层压力值不敏感，而且可仅通过一个流动期来确定该参数值。通过分析，该模型可以处理压力误差，也可以处理流量误差     

陆梁油田薄层底水油藏水平井井筒模拟研究

新疆陆梁油田呼图壁河组油藏发育一类特殊的薄层底水型油藏，其特点是油层厚度薄，构造幅度低，底水能量大，利用水平井开采，表现出无水采油期短、含水率上升速度快、产量递减大的特点。针对这些问题，采用水平井数值模拟方法，建立了考虑摩擦压力损失的水平井井筒模型，明确了摩擦压力损失对水平井的压力分布以及水平段产量的影响，在此基础上，分析研究了水平井底水锥进的水脊特征，判断了水平井出水位置，提出了封堵出水井段并结合油藏工程方法确定了水平井合理产液量，从而达到抑制底水快速锥进，减小压力损失，降低含水率上升速度的目的。     

长期停产对油田开发规律的影响

油田开发中途停产对油田开发规律、油田可采储量和采收率的影响至关重要，是油田进行开发调整不可忽略 的影响因素。通过分析停产阶段前后油田的开发规律，将停产前和复产后的产油量、含水变化规律进行对比，研究停 产关井对产量趋势的影响。从油田实际生产出发，依托实际油田生产数据，利用含水率和采出程度关系曲线、无因次 单峰周期模型、产量递减模型、水驱特征曲线预测停产前和复产后油田的可采储量和最终采收率。通过多种油藏工程 方法相互验证，判断长期停产对油田开发以及油藏特征的影响程度，指明停产阶段地层能量恢复和油水重新分布、运 移对油田开发产生的有利影响，填补油田长期大范围停产对油田开发规律影响这方面的研究空白，为同类油田的开发 规律分析提供思路和方法借鉴。     

二项式物质平衡方程预测异常高压气藏储量

针对异常高压气藏开发过程中预测地质储量难的问题，利用异常高压气藏pD-GpD曲线与无因次IPR曲线形状的相似性，提出了预测异常高压气藏储量的二项式物质平衡方程新模型。以美国Louisiana North Ossun “NS2B”、Louisiana Offshore Cajun、Gulf Coast Anderson “L”和South Louisiana Miocene异常高压气藏为例，新模型计算出的地质储量相对误差分别为-2.88%，0.26%，1.57%和-2.81%。对比文献预测结果发现，新模型的预测精度优于其他方法，且能较准确地预测水侵量，从而论证了该方法的有效性、准确性和可靠性，为异常高压气藏动态分析提供了一种有效方法。     

低渗透油藏考虑压裂的合理注采井距研究

基于点源点汇渗流理论，推导了低渗透油藏考虑压裂措施的注采井间压力梯度分布方程，结合启动压力梯度 与低渗透油藏渗透率关系式提出了合理注采井距计算方法，并结合低渗透油藏实例，进行了注采井间压力梯度影响因 素分析，得到了低渗透油藏合理注采井距理论图版，验证了该方法的可靠性。结果表明：在渗透率、注采压差和压裂裂 缝长度一定的情况下，存在合理的注采井距，且合理井距随渗透率、注采压差和裂缝半长的增加而增大；认为采取压裂 等增产措施，有利于建立起有效的驱替压力系统，能较大幅度地提高合理注采井距。推导出的考虑压裂的注采井间压 力梯度表达式能够较准确地反映真实地层驱替压力系统，研究结果对合理开发低渗透油藏具有一定的实际意义。     

气顶底水油藏油井最佳射孔井段确定新方法

气顶底水油藏兼有气顶油藏和底水油藏的特征， 开发难度大。油藏主要开采原油， 开发过程中通常会表现出先气顶气窜， 后底水锥进的生产特征， 使得油井稳产期短， 产量下降快， 油藏采收率普遍较低。若油藏在油气界面或油水界面处存在不渗透隔板， 则可有效减缓气顶气或底水的锥进速度， 延长油井稳产期。现有的该类油藏油井最佳射孔井段确定方法， 因考虑因素不全面或采用图版的近似方法， 且均未考虑油藏中存在隔板的情况， 故无法满足生产需要。对存在隔板的气顶底水油藏提出了一种确定最佳射孔井段的最优化方法， 并在实际生产中获得了验证。     

凝析气井产能和储量计算新方法

凝析气藏存在复杂的相变与相态分布，当地层压力下降到露点压力以下时，凝析油会在地层和井筒中分别析出，导致井口产气量、产油量与井底产气量、产油量之间存在质量转换，但仍遵循质量守恒定律。因此利用质量守恒建立考虑油、气两相的渗流微分方程，通过引入两相拟压力函数，推导凝析气井不稳定产能方程。在此基础上，结合物质平衡方程，利用生产动态数据拟合整个历史生产过程，不但可以获得气井目前的产能，还可以获得地层压力及各种地层参数。实例分析表明，计算结果准确可靠，有利于在凝析气井中推广使用。     

无原始地层压力下的反褶积试井方法研究

针对Schroeter反褶积方法必须要已知原始地层压力，并且压力响应结果对原始地层压力非常敏感的问题，在Levitan方法的基础上，将原始地层压力以参考点压力与从系统平衡时刻到参考时刻的流量、压力响应的褶积之和来表示的方式，研究了在原始地层压力值未知情况下的反褶积试井。其结果与在真实原始地层压力下使用Levitan方法得到的结果一致，并且参考点的选择对反褶积得到的压力响应结果没有影响，不仅可以对全部数据反褶积，也可对部分数据反褶积。     

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。