致密油压裂水平井全周期产能预测模型

致密油储层基质孔隙喉道细小,以纳米微米级孔喉为主,具有储层物性差、非均质性强等特点,导致其渗流 机理复杂、开发上提高单井产量难、经济有效开发难。国内外普遍采用水平井体积压裂模式,结合衰竭式开发方式,来 实现致密油的有效开发。为了达到产能预测的准确性,针对致密油压裂水平井的3 个生产阶段的特性,根据各阶段渗 流区内的不同流动介质,基于不同的渗流机理,考虑启动压力梯度、应力敏感效应等因素的影响,分别建立相应的产能 方程,最终形成了致密油压裂水平井多区域、多阶段的全周期产能预测模型。通过实例验证,模型的计算值与实际值 的吻合度较高,表明本模型可应用于实际油藏中,准确地预测致密油压裂水平井产能,并进行参数敏感性分析,对油藏 工程的论证起到一定的指导作用。     

延长油田水平井压裂新技术试验

水平井开发技术作为一项提高油田采收率、增加单井产量的新技术,已在川口油田得到应用.川口油田长6油藏具有"不压不出油"的生产特征,但因缺水平井压裂工艺改造技术,实施后并没有发挥水平井最大潜能.2008年通过调研引进了水平井分段压裂新技术,在川口油田取得良好的效果.     

水平井注采井网合理井间距研究

为解决水平井注采井网合理井间距问题,从水平井渗流理论出发,运用拟三维思想,采用保角变换的方法,利用势叠加原理推导了水平井注采井网稳态压力分布公式,得到水平井注采井网渗流场图。根据水平井单井控制面积与井间距的关系,推导了水平井井网井间距计算公式。分析认为：水平井井网井间区域中心附近存在难动用区,井间区域内可动用面积大小与注采井距、水平段长度、井间距有关。在此基础上,提出了水平井井网合理井间距的确定方法,对水平井注采井网在油田开发中的应用,特别是开发方案的设计提供了理论基础。     

低渗气藏压裂水平井渗流与井筒管流耦合模型

目前国内外压裂水平井已成为开发低渗透油气藏的重要手段,正确预测压裂水平井的产能对水平井的开发方案设计、地层及裂缝参数等敏感性分析具有重要的指导意义。应用复位势理论和势的叠加原理,考虑气体在地层中渗流和井筒内管流的耦合,根据流体力学理论和动量定理,结合气体的性质和实际气体的状态方程,建立低渗透气藏压裂水平井地层渗流与水平井筒管流耦合的渗流模型及其求解方法。结合长庆低渗气藏实际进行对比计算,结果表明：（1）水平井筒内的压力损失对压裂水平气井的生产动态有一定的影响;（2）井筒内的压力呈不均匀分布;（3）每条裂缝的产量并不相等。在此基础上还分析了井筒半径、水平段长度、裂缝条数以及管壁粗糙度等参数对井筒压力损失和压裂水平气井产能的影响,得出一些有用的结论。     

特低渗透油藏压裂水平井新型布井方式研究

考虑长庆油田特低渗油藏地貌特征和储层各向异性，提出了一种压裂水平井新型布井方式。从钻井和油藏两个角度论证新型布井的可行性。丛式井技术可确保压裂水平井新型布井的顺利实施。利用油藏数值模拟方法，分别从单井产能、阶段采出程度、含水率、波及面积等方面评价了压裂水平井新型布井在交错、菱形和矩形井网中的开发效果。研究表明，新型布井与常规布井在交错井网中具有相同的开发效果；菱形和矩形井网中，新型布井可以提高阶段采出程度、单井产能和相对波及面积，降低相同采出程度对应的含水率。新型布井在菱形井网（矩形井网）30 a 的相对波及面积和采出程度分别提高6.00%（10.00%）和0.96%（1.60%），含水率95% 的采出程度提高1.05%（1.50%）     

一种新的水平井产量计算公式

解析法是水平井产量研究的重要方法,是从数学模型出发,通过相应的假设条件,简化方程的初始、边界条件,利用保角变换、镜像映射、势的叠加原理及等值渗流阻力法等得到水平井的产量公式并求出解析解。在调研水平井计算公式发展历史和研究现状的基础上,通过对水平井泄油体的简化、分解和流场的三维处理,遵循水平井远井区域水平平面渗流和近井区域垂面径向流的基本渗流规律,运用等值渗流阻力法推导出一种新的水平井产量公式,通过与常用水平井产量公式在经典算例下的对比研究表明,该公式是合理可靠的。     

井筒与油藏耦合条件下的水平井非稳态产能预测(Ⅱ)——计算模型

在段永刚、陈伟等提出的井筒与油藏耦合作用下的水平井产能预测数学模型的基础上,借鉴Cinco H等人求解有限导流垂直裂缝压裂井压力动态的计算方法,建立产能预测计算模型,同时,考虑到工程应用计算的方便性与实用性,进一步建立Laplace空间中的计算模型,从而能够在油藏模型中利用大量现存的水平井渗流数学模型及其压力解,通过迭代求解可以获得定产量条件下的井筒流入流率分布、井筒压降分布等重要信息。     

基于波前快速推进法的页岩气储层动用预测

对非常规能源尤其是页岩气藏的开发越来越受到人们的重视,然而,目前对页岩气藏动用情况的预测还有待 提高。波前快速推进法是一种可以快速高效地预测波前运移情况的方法,在考虑页岩基质吸附解吸特性,及基质孔隙 中气体的滑脱作用影响的前提下,利用Van Kruysdijk 提出的多段压裂水平井的复合线性流模型,将储层划分不同的流 动区域,并分别建立基质与裂缝的程函方程,基于波前快速推进法求解程函方程,从而达到对多段压裂水平井页岩气 储层的动用进行预测的目的。绘制了储层动用情况与时间的关系图,对比了考虑解吸和滑脱与不考虑解吸和滑脱的 储层动用情况。结果表明,滑脱效应加快了储层的动用速度对储层动用影响较大,而解吸作用降低了储层的动用速度 对储层动用影响较小。     

压裂水平井产能影响因素的实验研究

压裂缝改变了水平井周围的渗流场，是影响压裂水平井产能的主要因素，压裂前需研究裂缝参数对压裂水平井产能的影响趋势。利用电模拟实验研究了水平井筒与压裂缝成不同夹角的压裂水平井的等压线分布特点及压裂缝各参数对压裂水平井产能的影响。结果表明：夹角改变了压裂水平井等压线的形状，等压线因夹角而发生了扭转，随夹角增大相同压力的等压线所控制的泄流面积增加，且产能随夹角α的增大而增大，与sinα成明显的线性关系；在具体的油藏地质条件下，存在裂缝夹角、裂缝数、裂缝长度、水平井筒长度及裂缝间距的最优匹配关系。电模拟实验结果为压裂水平井的施工设计和其产能预测提供了理论依据。     

井筒与油藏耦合条件下的水平井非稳态产能预测(Ⅰ)——数学模型

如何准确有效地预测水平井产能是进行油藏工程分析和采油工艺设计的重要基础,常规的稳态产能预测方法由于内在理论缺陷导致严重的误差。以不稳态渗流理论为基础,将水平井的油藏渗流与水平井井筒流动视为一个相互作用的整体,建立油藏与井筒耦合条件下的不稳态流动数学模型,在井筒流动模型中考虑流体磨阻、动量变化、井筒壁面流入的混合干扰等复杂因素,应用边界积分法建立井筒油藏耦合模型,可以与不同的油藏模型组合,从而为水平井的油藏工程研究、完井及采油工程设计提供更先进的手段。     

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。     

东营凹陷南坡断块类型及其油气封闭性研究

东营凹陷南部斜坡带沙河街组发育大量顺向及反向断层组成的断块圈闭，处于有利构造背景下的断块圈闭仅部分成藏，因此，断层的地质属性制约了油气封闭的有效性。从断层的各项属性如活动性、断距、砂地比、断面应力、紧闭指数及SGR因子等入手，针对研究区的顺向断块、反向断块及倾向相反的顺反向组合断块等3种主要类型开展封闭性研究。研究表明，高含砂量层系（沙二段）反向断块更易成藏，顺向断块成藏概率较低；中、低含砂量层系（沙四下亚段-孔店组）顺向、反向断块均可成藏，且反向断块更为有利。此外，倾向相反的共轭组合断块研究表明，斜交式比共线式组合断块的封堵性更好，斜交式断块的主控断层及辅助断层满足经验断层封闭参数，该共轭组合断块亦是有利类型。     

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。     

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。     

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。     

多裂缝系统垂直裂缝井不稳定渗流分析

高能气体压裂和脉冲压裂能在近井地带形成多条径向裂缝，对此建立了均质油藏和双重介质油藏多裂缝系统垂直裂缝井的物理模型。利用叠加原理，在单裂缝系统压力分布公式的基础上，得到了多裂缝系统垂直裂缝井不稳定渗流压力响应的计算方法，绘制并分析了油藏参数、裂缝条数和裂缝分布影响下的压力动态典型曲线。结果表明：流体在多裂缝系统的流动特征与裂缝条数和裂缝分布有关，当裂缝条数较少并且夹角较大时，压力动态曲线主要分为3个流动阶段：线性流段、椭圆流段和拟径向流段；当裂缝较多或者夹角较小时，由于裂缝之间相互影响，线性流段和椭圆流段之间的过渡段变长，线性流段可能消失；裂缝条数越多，供液能力越强，相同时间下，井底压力下降得越少。     

页岩气压裂增产机理与施工技术分析

能源是制约中国经济发展的重要因素，但中国常规油气资源基本上都已经进入了产量递减期，开发页岩气是一条势在必行之路。在页岩气开发中压裂又是最为关键的环节，它直接关系到了气井的产能、采收率和经济效益。较为全面地介绍了页岩气的压裂增产机理和施工技术，对中国的页岩气开发提出一些有益的建议。从地质入手分析了页岩的地质概况，建议加强对脆性和天然裂缝的评价；并详细阐述了改造体积增产理论，简要分析了影响页岩气井产能的因素；结合改造体积增产机理，对页岩气压裂中需要应用到的各项技术进行了分析，提出了一些新的观点以及研究建议。     

遇水膨胀封隔器分段酸压技术及应用

中国西北某油田奥陶系碳酸盐岩油藏以裂缝溶洞为主要储集空间，具有超深、高压和高温的特点，水平井笼统酸压存在效果差以及分段改造方式和工具选择困难等问题。阐述了遇水膨胀封隔器分段酸压技术原理、技术关键、施工程序和工具性能参数。根据试验井实际钻、录、测井资料和分段酸压级数优化结果，结合储层裂缝、溶蚀孔洞特点，并考虑完井工具对井径、井眼轨迹的要求，以有利储层段有效改造为原则，确定分段酸压完井方案，优化了封隔器下入和膨胀座封时间，开展了分段酸压优化设计以及现场试验。试验表明：分段酸压完井方案及酸压优化设计方法是正确的，但投球滑套等工具质量以及完井酸压过程中的质量控制需进一步提高和完善。     

低渗透气藏应力敏感性及其变形机制研究

低渗透气藏岩性致密、渗流阻力大、压力传导能力差，地层压力的下降会对渗透率造成伤害而影响气井产能。目前，一般通过室内物理模拟实验评价储层应力敏感性。以吉林油田龙深气藏为研究对象，从储层岩石硬度、裂缝分布、粘土矿物含量以及含水饱和度等方面进行了实验研究，结果表明该气藏具有较强的应力敏感性，储层岩石存在较强的泥化现象，粘土矿物含量高是产生应力敏感的主要原因，形成了储层岩石变形的规律性认识。为了降低应力敏感带来的危害，应用了降低粘土矿物膨胀程度的压裂液进行体积压裂，优化了合理的生产压差，新井试气结果理想。研究结果为该类气藏的合理开发提供了有力的技术支撑。