苏里格致密砂岩气藏废弃地层压力研究

针对现有废弃地层压力计算方法在确定气井废弃地层压力时,未考虑应力敏感而造成计算结果存在一定误差的问题,基于气井的稳定产能方程,建立了考虑储层应力敏感的致密砂岩储层气井废弃地层压力计算方法,分析了废弃产量、废弃井口压力、压敏系数等因素对气井废弃地层压力的影响。研究表明:地层系数及压敏系数对气井废弃地层压力较为敏感;考虑应力敏感时计算的废弃地层压力与实际废弃地层压力更为接近,误差仅为3.3%。     

页岩气藏缝网压裂力学分析

采取岩石力学分析法,计算页岩气藏中天然裂缝张开压力和延伸后沟通压力,分析层理对岩石强度的影响,并给出层理薄弱面形成剪切裂缝的力学条件。结果表明:以前的设计所需井底压力较高,当考虑地层中天然裂缝的张开和延伸沟通后,在较低的井底压力下,就能够形成复杂的裂缝网络;页岩层理会降低岩石的整体强度,在一定的井底压力下,岩石发生破碎,有利于形成缝网;页岩层理薄弱面在较低的压力下容易产生剪切裂缝,这是页岩气藏形成复杂缝网系统的重要基础。因此,对于天然裂缝和层理比较发育的页岩气藏,可以不需要达到以往的较高设计和施工压力就能形成缝网。     

胜利油田直井长缝压裂应用效果研究

针对胜利油田（特）低渗透区块规模开发难度大的问题。提出直井长缝大规模压裂开发的技术思路。通过跟踪对比,从油藏、工艺、效果等几个方面对不同类型的低渗透油藏增产情况加以分析,研究表明。直井长缝压裂工艺能够有效动用目前的（特）低渗透区块．实现低渗透区块的经济开发。提出针对不同区块特点的直井长缝压裂配套工艺,为下一步同类型的低渗透区块开发提供借鉴。     

致密砂岩气藏钻井过程中水侵规律研究

致密砂岩气藏在水基过平衡钻井过程中容易受到液相侵入损害。在研究水侵规律时,针对裂缝密度对水侵量影响的问题,既是裂缝密度大、开度小裂缝组的水侵量大,又是裂缝密度小、开度大裂缝组的水侵量更大的问题。建立了一套计算模型,对比分析了相同情况下,两种裂缝组对应的水侵量大小及水侵入距离。结果表明:在裂缝渗透率恒定的情况下,水侵时间一定时,裂缝密度大、开度小裂缝组的水侵量更大,水侵距离更小,主要分布在近井壁地带,裂缝密度小、开度大裂缝组的水侵量更小,但水侵距离更远;水侵量一定时,裂缝密度大、开度小裂缝组的水侵速度更快,但裂缝密度小、开度大裂缝组水侵距离仍然更远;可见,在裂缝渗透率恒定的情况下,水侵时间或水侵量一定时,裂缝密度小、开度大裂缝组水侵距离均更远,更容易造成储层深部损害,裂缝密度大、开度小裂缝组水侵量则更大,更容易造成近井壁地带的严重的水相损害。     

致密砂岩裂缝型油气藏岩心人工裂缝制备方法

岩心的人工造缝技术是模拟致密砂岩裂缝型油气藏储层特征有效方法。依据岩石裂缝形成发展趋势与岩石破坏机理相似特性,对岩心进行不同方式的破坏产生不同形式的裂缝,运用刀刃径向拉伸和径向共轭剪切破坏可制备出具有一条贯穿裂缝的岩心。运用轴向集中应力径向拉伸破坏,通过监测差应力的大小和方位,控制裂缝的扩展和裂缝网络的形态,达到制备出具有多条非贯通裂缝的岩心。人工裂缝制备方法,对于推动致密砂岩裂缝型油气藏岩心室内分析技术的发展具有重要的意义。     

延长晚古生界煤系致密砂岩气藏的一种成藏模式——自生自储

致密砂岩气藏是我国近年来重要的天然气增长气藏类型,新探明的延长、川西、塔北及吐哈油田天然气均属于这种类型。通过对延长致密砂岩气藏的研究,发现这种致密砂岩气藏发育在煤系中,是一种典型的岩性气藏,这种岩性气藏存在自生自储成藏模式。延长晚古生界致密砂岩气藏发育在煤系中,部分致密砂岩含有大量煤屑或炭质泥岩颗粒。从岩心上来看,含炭屑的岩心多者可占表面积的10%～15%,少者也在2%～3%,一般均在7%～8%。这些煤屑或炭质泥岩颗粒来自于沼泽中的泥炭,是潮汐对泥炭沼泽的冲洗和河流在洪水期决口后进入泥炭沼泽对沼泽中沉积的泥炭进行侵蚀和搅浑的结果。在成岩作用中,泥炭颗粒发生煤化作用,释放出大量以甲烷为主的天然气。延长晚古生界致密砂岩气藏的R_o值大部分超过了2.0,已进入有机质变质阶段。又由于砂岩本身致密,煤化过程中释放的大量天然气就会保存在砂岩中,形成这种特殊的自生自储型致密砂岩气。只要煤系中含有一定量有机质碎屑的致密砂岩就可以形成致密砂岩气,因此我国煤系致密砂岩气的储量十分巨大。     

致密油藏压裂水平井非稳态产能评价方法研究

针对致密油藏压裂水平井的非稳态生产过程复杂,其产能评价的研究不够深入,考虑流体微可压缩性、人工缝有限导流能力等因素影响,建立致密油藏压裂水平井非稳态产能评价数学模型。建立并耦合外区基质、内区基质、人工缝、水平井筒的非稳态渗流方程,应用Laplace变换和Stehfest数值反演获得了产能模型的半解析解。绘制致密油藏压裂水平井典型产能曲线,并进行正交试验,分析初始产能和采收率的主控因素。结果表明,外边界封闭时的非稳态生产过程可划分为5个流动阶段,初始产能的主控因素为人工裂缝间距、人工裂缝半长、人工裂缝导流能力;而采收率则主要依赖于人工裂缝半长。本文的研究为准确评价其产能变化,掌握油井生产动态提供了依据。     

毛细管力影响下页岩储层液化石油气压裂裂缝网络扩展形态研究

页岩储层中广泛分布着从纳米级到毫米级的多尺度天然裂缝,这些天然裂缝显著影响着压裂后的缝网形态。液化石油气(liquefied petroleum gas,LPG)压裂液具有黏度和表面张力小的特点,在页岩储层中压裂后易形成裂缝网络。针对LPG在页岩储层中的压裂特性,同时考虑了天然裂缝尺寸及压裂液与储层润湿性的影响,建立了LPG压裂裂缝网络扩展模型。通过研究发现,天然裂缝宽度越小、初始长度越长、压裂液润湿性越强,天然裂缝越容易起裂、扩展,形成的裂缝网络形态越复杂,压裂效果越好。     

基于油藏不确定性的适应性井网生成及优化方法研究

为了提高井网对复杂不确定性油藏的开发效率,针对传统井网存在结构简单,变化不灵活,适应性差等缺点,提出了1种新型的自适应性井网构建方法,利用Delaunay三角形剖分与Frontal-Delaunay四边形剖分法生成大规模高质量的三角形及四边形井网,能够有效地约束各种复杂边界,并实现变密度调整,体现出良好适应性。基于油藏建模存在不确定性,以油田的净现值(net present value,NPV)的期望值和标准差为目标函数,利用PSO算法与k聚类算法相结合,对不确定性油藏模型进行聚类,并循环优化,在保证计算精度的同时,提高收敛效率。经不确定性油藏实例验证,利用所提方法生成的井网能够充分适应油藏的非均质性及复杂边界条件,在降低计算量的同时保证结果精确性,显著降低不确定性带来的开发风险,提高预期收益。