PL油田属于典型的海上薄互层油藏,具有纵向跨度大,薄层占比大等特点。在开发过程中由于前期采用大段合采,层间干扰严重,导致纵向均衡动用程度差,整体开发效果差,为了改善油田开发效果,有必要重组开发层系。首先建立了层系重组有效性判断数学模型,针对PL油田的特点,运用数值模拟建立机理模型,得出油价与调整井平均单井累产油量图版以及目前油价和原始地层条件下层系调整最小油层厚度关系图版;并利用数值模拟开展油藏开发阶段、净毛比、流度级差对层系最小厚度影响的校正曲线研究,建立了层系厚度下限公式,应用在PL油田可使采收率提高6.1 %。提出的这套全新的层系重组定量方法的思路,对PL油田及类似油田的高效开发具有指导作用。

为保证化学驱在大庆油田顺利实施,开展了相同条件下聚合物溶液、聚表二元体系、强碱三元复合体系和弱碱三元复合体系的黏度、分子聚集体尺寸（D_h）、分子聚集体形态和岩心渗透率极限及影响因素研究。结果表明,相同条件下体系的黏度和D_h大小顺序为聚表二元>聚合物溶液>弱碱三元>强碱三元;而岩心渗透率极限大小顺序为聚表二元>强碱三元>聚合物溶液>弱碱三元,这是因为D_h越大,驱油体系能通过的岩心渗透率越大,渗透率极限越大。但强碱三元与岩心中矿物反应,堵塞岩石孔道,导致其渗透率极限增大。四种驱油体系黏度和渗透率极限均随剪切强度增加而下降,但剪切作用使聚合物分子发生定向排列,从而使驱油体系中D_h受到剪切后变化规律不明显。

经典油气成藏理论认为,油气总是聚集在圈闭的高部位,而油田实际勘探开发过程中,油水界面差异现象时有发生。渤海W油田位于渤海辽中凹陷中段的凹中反转带上,属于复杂断块油藏,针对该油田走滑转换带中部署的开发井,围绕该井钻后出现的高部位未钻遇到油层而出现油水界面差异现象的成因进行了分析研究,在进行小层划分与对比基础上,重点从构造、成藏及储层三个方面进行原因分析论证,认为油水界面差异是由于油气溢散成藏条件不佳以及砂体叠置不连通所造成,并且根据砂体刻画追踪及沉积规律研究,认为该井区东三段表现为退积现象,东二段表现为进积现象。经统计,东二段砂地比高于东三段,东三段泥岩较发育,纵向封隔性相比较好,而进积和退积模式对应着不同砂体的叠置关系,从而形成了油水界面差异现象。

为快速有效地解决伊拉克Ahdeb油田Rumaila复杂多层碳酸盐岩油藏因套管外窜流、高渗通道水窜及分层合采等因素造成的出水类型复杂、水侵机理不明等问题,建立了能表征纯水层、油水过渡带和纯油层精细分布的Rumaila复杂多层碳酸盐岩地质油藏模型。在此基础上,采用实际典型产水曲线标定数模曲线、无因次时间替代实际时间的方式得到不同套管外窜流情况下(水泥环与储层间的第二界面破损位置位于纯水层、油水过渡带和纯油层)的套管外窜流&底水锥进、底水锥进&后期套管外窜流、套管外窜流和射孔段部分位于油水过渡带&套管外窜流等十二种典型产水特征图版,以此对油藏出水类型和水侵机理进行判明与分析。结果表明,产水特征图版能够高效辨析油藏出水类型和水侵机理,有效降低了井下PLT、SWFL测试等工作频率,也为直井后续治水措施的制定提供了可靠依据。

为深化研究尺度效应对天然气混相驱驱油效果的影响,以中原油田某区块沙三中低渗挥发性油藏为例,分别采用不同长度组合天然岩心开展小尺度天然气驱物理模拟实验,揭示了长岩心混相驱提高采收率机理,并以实际地质模型为原型采用数值模拟方法进一步研究大尺度下的气驱开发效果,研究结果表明：长度分别为1 800 mm、950 mm、500 mm的岩心天然气驱采收率分别为90.88 %、82.89 %、64.8 %,长岩心较短岩心的驱油效率提高了25 %左右,即同一注入速度下,随着注入量的增加,长岩心混相段较长,多次混相接触较充分,气体突破时间滞后,同时通过数模证实存在最佳注采井距范围300 ~ 350 m,在此井距范围内注采井距越大驱替效果越好,随着井距的继续增大,采收率增幅越来越小,经济效果变差。通过研究,进一步明确了尺度效应对天然气驱油效果的影响,对该区块注采参数优化及同类油藏的开发具有重要的现实指导意义。

由于聚合物易滞留于支撑剂颗粒间的间隙,导致均匀铺砂的常规水力压裂技术对低渗透、超低渗透和页岩气气藏的改造存在局限性。通道水力压裂技术通过非均匀铺砂形成高导流通道,可有效提高油气产量。评价通道压裂技术的效果主要取决于所形成砂堤的通道率大小。利用相似准则,建立可视化通道压裂模拟实验方法,系统研究了压裂液黏度、支撑剂浓度、纤维加量、布孔方式、脉冲时间和施工排量等多因素对通道压裂支撑剂铺置形态和通道率的影响。利用偏最小二乘回归和变量投影重要性分析方法研究了各因素对通道率的影响程度。在实验条件下,研究表明,现场施工排量为4 ~ 6 m ³/min、压裂液黏度为150 ~ 250 mPa·s时,支撑剂浓度越低、纤维加量越大、脉冲时间越短、射孔簇数越多,通道率越高。通过偏最小二乘回归、变量投影重要性分析和皮氏积矩相关系数等方法分析表明,各通道率影响程度依次为：压裂液黏度>射孔方式>脉冲时间>支撑剂浓度>纤维浓度>排量。

为了揭示纵、横波速度识别火成岩气、水层的物理机理与储层内在因素的联系,指导火成岩储层流体类型识别,选取准格尔盆地石炭系火成岩岩心,采用超声波脉冲法对其纵、横波速进行测量,分别获取了干燥和饱和水状态下岩心的纵、横波速度,并进一步分析了流体类型、孔隙度、密度和岩性等地层因素对纵、横波速度的影响。地层含气会引起纵波速度和纵、横波速比明显减小,而对横波速度影响较小;在低孔隙层段,气、水层的纵、横波速差异特征弱化,流体类型识别较困难;火成岩岩性复杂,纵波速度受SiO₂含量影响较大,应区分不同岩性进行流体识别。基于实验认识,分岩性建立V_P/V_s—R_t交会图对研究区测试层段进行气、水层识别,中—基性岩和酸性岩V_P/V_s分别为1.85和1.75时,气、水层被有效区分,但受到低孔隙度影响,气、水层响应特征差异弱化,不能区分气层与气水同层。

针对聚合物驱油过程中油层渗透率低、层间矛盾大而导致油层动用程度较低的问题,油田现场一般采用分注工具。分注工具包括分质工具和分压工具。为系统地反映分质工具剪切作用对聚合物溶液黏度的影响,建立了分质工具中注入聚合物表观黏度变化数学模型,并分析了分质工具结构参数和聚合物溶液的注入量对表观黏度的影响。结果表明：聚合物溶液的表观黏度随着分质工具收缩段长度、圆柱段半径、扩张段最大直径、扩张段长度的增大而增大;随着收缩段半径的增大而减小;分质工具圆管段长度对聚合物溶液的表观黏度大小无明显影响。聚合物溶液的表观黏度随着聚合物溶液注入量的增大而减小。计算结果可为工程实际需要进行优选分质工具结构参数提供理论参考依据。

天然气地下储气库是当今世界最主要的天然气储存方式和调峰手段。天然气地下储气库需要用垫层气来保持储层压力、防止水体侵入和保证储气库工作的稳定性。垫层气量一般占储气库总量的30 %~70 %。若采用天然气本身作垫层气,当一个储气库废弃时,相当数量的天然气不能被开采出来,浪费了大量的天然气资源。通过对热力学性质研究及CO₂与天然气混气实验研究发现,在储气库的运行压力及温度条件下,CO₂处于临界状态附近,其“高密度”、“高黏度”的物理特性使得CO₂与天然气呈现出分层而不是混合的状态,这表明CO₂作枯竭气藏型储气库的垫层气是可行的。

天然气通过集气站输送过程中,温度、压力等环境条件不断变化,易出现水合物,造成管线堵塞,影响天然气正常的输送,解决问题的做法是通过集气站时注醇。结合子洲气田集气站采用“小站常温分离、湿气气相输送、处理厂集中脱烃脱水”的工艺模式,为了确定合理注醇量、优化注醇制度,首先,根据各级分离器进、出口处天然气水露点测量值和所在部位环境温度对比判断是否需要注醇。对于需注甲醇时,将测量的各级分离器和管输接收端天然气水露点与对应的环境（管道）温度之间的最大差值作为需要优化的最大温差值。接着,利用行业标准露点修正图版建立了露点修正模型。最后,基于需优化的最大温差值,利用注醇量和温度修正值的关系对比确定子洲气田集气站最佳甲醇注入量。所得甲醇注入量既可有效抑制水合物形成又可节约成本。最终形成适合子洲气田集气站不同季节甲醇注入推荐表,可用于指导集气站生产。

为了揭示电脉冲水压致裂技术对低渗透性煤体裂纹的作用效果和规律,基于液电效应原理,进行了高压电脉冲水压压裂理论分析和室内实验。共制作了3个试件,在3 MPa静水压力不变的情况下,分别施加不同的电压（9 kV、11 kV、13 kV）,利用超声波无损检测技术分别对实验前后的煤样进行扫描,分析煤样内部裂纹的分布和扩展情况,建立数值模型分析实验条件下裂纹的扩展规律和周边应力。结果表明：超声波首波声时的变化能够很好的反映出实验前后煤体试件裂纹的变化情况;单纯的3 MPa静水压力产生裂纹效果甚微;随着水中放电电压的增加,试件内部新生裂纹逐渐增多,裂纹密度增大,裂隙区域逐渐从中央钻孔向试件边缘扩展,煤体产生裂纹效果明显;在加载过程中,应力最大值逐渐增大,并随着裂纹的扩展而发生转移。

新疆油田玛湖凹陷主力层位三叠系百口泉组为典型的致密油储层。针对该区致密油储层开发要求,通过开展综合分析研究,采用拉链式交错布缝的工厂化压裂思路、快钻桥塞多段多簇的细分切割体积改造设计理念,在玛131井区两口2 000 m长水平段的水平井压裂中探索并应用了前置酸预处理、滑溜水多段塞打磨、低伤害冻胶加砂及利用应力干扰形成复杂缝网等一套适合玛湖砂砾岩储层工厂化体积压裂的技术方法。按照上述技术思路和方法,两口井分别成功实施了26段和22段压裂,用液达到20 162 m ³和23 765 m ³,加入支撑剂达到1 803 m ³和1 702 m ³,且均取得压后稳定产量超过30 t/d的良好增产改造效果。两口井工厂化压裂的成功实施为玛湖致密油后期储层改造技术研究实施奠定了基础,为该区致密油实现规模效应开发提供了有力保障。

以川东南中深—深层超压页岩气藏中LP-133HF井为研究对象,在压裂设计前,利用CMG软件建立单井数值模型,模拟水平井压裂参数敏感性,分析潜在的增产因素。研究表明,裂缝导流性、裂缝半长、压裂段长、井距等四个参数对页岩气井开发的影响最大,而单段长影响最小且为负相关性。得出了一套适合LP-133HF井的压裂参数,现场压后评价参数可信,该分析方法可靠,可指导压裂设计,有一定的推广意义。