由于测井曲线具有良好的高分辨率及连续性,因而在高频层序地层划分研究中,其发挥着不可替代的作用。采用最大熵谱分解技术对测井曲线进行预测误差分析,进一步计算得到预测误差趋势曲线。小波变换技术将一维深度域的测井信号转换到二维的深度—尺度域。将两者技术有机结合可以很好地识别出地层多级次的沉积旋回,较大程度地减小了人为因素的干扰。以该方法对巴彦呼舒凹陷的实际测井资料进行了高频地层层序划分,取得了较好的应用效果。

结合聚类分析和灰色关联分析法对姬塬地区长6₁储层进行综合评价。通过谱系聚类从众多参数中选择出相对独立的评价参数,利用灰色关联分析法求取各评价参数的权系数,进而获得该区储层评价的综合评价指标REI。根据REI值的大小,将研究区储层分为四类。结合沉积相图,发现优质储层都处于主河道中央部位,表明该区储层特征与沉积环境有密切联系。同时表明,聚类分析和灰色关联分析法的有效结合可以提供一种新的方法进行储层评价,其结果具有较高的可信度。

在油田开发过程中,注水作业会打破原有地层的应力平衡状态,造成深部地层岩体变形甚至失稳破坏,并对油田开发效果造成影响。为了探寻影响深部地层变形失稳的主要因素,基于流固耦合理论,通过超拉丁方试验设计方法对油田注水涉及的不同因素进行了五因素三水平的实验分析,通过响应面法对实验得到的33组试验进行回归和因子分析,得到了各因子与地层变形的响应变量之间的关系。研究表明：地层注水变形过程中,注水压力对地层的应力场和变形场的影响都极大。储层的性质对于地层有效应力,初期较后期的影响更为显著;对于水平应变,初期的显著性较弱,后期逐渐提高;对于竖向沉降量,无较大影响。岩石力学性质的弹性模量对地层有效应力的影响较小,对水平应变和竖向沉降位移具有极大的显著性。

H17块D油层是一个具有气顶、边底水的巨厚块状中高渗砂岩稀油油藏。由于储层厚度大,注水开发能量难以有效补充,油藏水锥严重,采出程度低,采油速度低。针对开发存在的问题,为实现油、气重力分异和稳油控水,恢复地层压力,改善开发效果,开展天然气驱开发研究,依据油藏特点,通过室内实验与数模研究相结合,对注气部位、注采参数、生产方式等进行系统优化,提出了顶部注气压锥,实现原油二次聚集,采油井随油环聚集阶梯开采恢复产能的方案,预计采收率提高8.9 %。

大北气田构造复杂,断裂发育,基质孔隙度、渗透率较低,具有高温高压、非均质性强的特点。在这种复杂的地质条件下,解析试井解释并不能很好地描述储层特征,存在局限性。根据气藏构造、断层、布井、测井资料建立符合实际的复杂不规则边界的数值试井地质模型,加载生产井生产数据产生渗流模型,进行非结构化网格Voronoi网格划分并离散,并通过考虑邻井干扰影响,调整储层物性参数,改变断层封堵性,最终建立了符合大北气田大北102区块实际特征的数值试井模型。研究表明通过在该区块首次研究并应用数值试井技术,从空间和时间上对气藏生产过程中的压力动态进行了准确描述,解决了大北102区块的连通性分析、断层封堵性评价和井间干扰问题,进一步深化气藏认识,研究成果直接指导大北102区块生产。

为了更加准确地预测低渗透气藏压裂井产能,应综合考虑产能影响参数的影响。研究表明：低渗透气藏启动压力梯度与储层平均渗透率呈幂函数关系,介质变形作用使得低渗透储层应力敏感效应较为严重;滑脱效应使得气体渗流阻力减少,气井产能增大。因此基于保角变换原理,建立了考虑应力敏感、滑脱效应、变启动压力梯度因素的压裂井产能预测模型,并研究了各因素对气井产能的影响。结果表明：随着应力敏感系数的增大,气井产量下降,且对低井底流压影响更大;井底流压越低,气井产量随滑脱系数的增大而变化的越明显;启动压力梯度系数在一定范围内对气井产能的影响较大。因此,对于低渗透气藏压裂井产能的预测,需要考虑多因素对气井产能的影响。

在近井地带应力分布的基础上,考虑人工裂缝诱导应力,计算得到压裂井井筒周围应力场。根据Drucker-Prage准则,计算不同生产条件下的地层稳定性系数。计算结果表明：引起地层出砂的主要因素是高生产压差引起的诱导应力,而不是气体流动造成的拖拽力;裂缝数量越多,诱导应力越大,地层越不稳定,越容易出砂;稳定性系数随渗透率增加而降低,随渗透率增加而增加的速度先快后慢,稳定性系数受孔隙度的影响不大;随着裂缝长度的增加,稳定性系数增加,出砂风险降低。考虑了生产过程中诱导应力对稳定性系数的影响,更加全面地研究出砂影响因素,为防砂设计提供理论参考。

为进一步了解大庆油田外围低渗区块储层物性特征,为其开发措施调整提供理论依据。以头台油田茂503区块天然岩心为研究对象,采用压汞仪、X射线能谱仪、扫描电镜和驱替设备,在测定目标储层孔隙结构特征、矿物组成、润湿性和储层敏感性后,结合室内渗吸实验及矿场试验效果,提出了渗吸采油提高原油采收率的增产建议。头台油田茂503区块储层物性研究实验结果表明,储层岩石主要组成黏土矿物为伊利石、蒙脱石和高岭石,主要组成元素为氧（O）、硅（Si）、铝（Al）,此外含有少量铁（Fe）、镁（Mg）、钠（Na）、钡（Ba）、碳（C）等元素。目标储层孔隙度范围为10 %~17 %,渗透率范围为（0.4~8.2）×10 ^-3μm ²,属于中等孔隙度、特低渗透砂岩储层,岩石孔喉尺寸相对较小,分选性和连通性较差;岩石表现出弱亲水性,毛管力在采油过程中可作为动力加以利用;储层岩石表现出较强流速敏感性、水敏感性和碱敏感性。室内实验及矿场试验均表明,类似物性区块适合开展渗吸采油,适当加入表面活性剂有利于提高渗吸采收率,改善开发效果。

针对某典型低渗透率多裂缝型区块注水开发效果较差的现状,在非常规储层动态模拟系统和低渗透裂缝型三维平板岩心制作技术的基础上,开展了九组大型室内物理模拟驱油实验,研究了不同体系、不同轮次对低渗透裂缝型储层的调驱效果。实验结果表明,弱凝胶体系可以更好的适用低渗透裂缝型油藏环境,对储层中的微裂缝进行有效封堵,优选出“0.1 %浓度的800万分子量聚合物+0.1 %浓度的交联剂调剖体系溶液+保护段塞”调驱体系。该体系三轮次注入采收率可提高31.35 %,同时多轮次调驱效果呈逐次递减的现象,需要结合国际油价和现场实际情况,合理地选取注入轮次。

天然气从井口到处理厂的流动过程中,由于流程中温度和压力等不断变化,可能出现部分凝析水,造成输送效率下降。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,其中常温分离的方法,需要通过水露点的研究确定凝析水产生的部位,明确不同工况下合理的集气站运行温度,提高集气站分离效率。利用自研的水露点测试仪对子洲气田（洲1、洲4、洲8）集气站外输部分取天然气进行不同压力下水露点测试,建立了水露点—压力的指数预测模型,进而建立了水露点与含水量的关系方程。子洲气田洲4站数据计算表明,该站夏季凝析水主要出现在外输到接收站的管道中,日产凝析水量约8 m ³,冬季时站内就出现了凝析水,从外输端到接收站的凝析水量少于夏季,但外输到接收站的管道中仍有一定量的凝析水出现,矿场外输压降和清出积液量随日期变化曲线说明了该次计算结果是比较可靠的。根据该次带压条件下水露点预测可计算的集气站管线日产水量,为现场措施清管提供有力指导,减少了管线运行阻力。

解调联作是强非均质性油藏受伤害注水井解除污染堵塞,控制高渗层吸水强度,改善注水效果的有效手段。影响解调联作效果的因素很多,且各个因素之间具有复杂的非线性关系,传统的统计方法应用受到诸多限制。在对注水井解调联作效果影响因素分析的基础上,采用皮尔逊相关系数法计算各因素与增注比的相关系数,以此为依据确定各因素间的相对重要度,结合模糊层次分析法确定各因素的权重,进而达到优化选井选层的目的。应用新方法对渤海油田X区块注水井进行了实例计算,决策值大小与现场作业效果吻合度高,验证了该方法可靠性,且计算简单快速,为提高解调联作的成功有效率提供了有力保障。

为解决稠油开采过程中热采井套管因高温高压、泥沙磨损等原因导致变形、破损以及泄漏的问题,提出一种基于免疫算法（IA）优化支持向量机（SVM）的套管寿命预测模型。首先,应用免疫算法得到影响支持向量机预测精度的三个参数的精确值;其次,将5个影响套管寿命的因素作为支持向量机的输入变量,套管寿命作为目标输出,建立寿命预测模型;最后以辽河油田运行的套管为例,验证模型预测热采井套管寿命的效果。结果表明,该模型能够很好地预测热采井套管的寿命,误差小、吻合度高,为套管的维护和维修提供了参考依据。

水力压裂是煤层气开发的主要手段,通过压裂可以在煤层中形成有效的甲烷渗流通道,而体积压裂不仅能够在煤层中形成渗流通道,还能通过复杂裂缝的切割增大甲烷的解吸扩散面积,提高单井产量。脆性指数是体积压裂实施评价的关键参数,因此,基于煤岩和页岩的应力应变曲线,借助应变能密度的概念,分析了煤岩和页岩的脆性指数。页岩的应变能密度与脆性指数计算结果表明,页岩脆性指数越高,应变能密度越低。在页岩脆性指数的计算方法上,结合应变能密度与最小能量原理,提出了煤岩脆性指数的计算方法,并通过修正得到了用于表征煤岩脆性破坏能力和评价煤层压后产生多裂缝能力的煤岩脆性指数。最后,结合现场6口压裂井的数据进行了实例分析,结果表明,煤岩脆性指数与单位改造体积具有强相关性,即脆性指数越高,单位压裂液的煤层改造体积越大。该方法可以用于煤岩体积压裂设计,指导煤层气的开发。

针对已有的页岩气有利目标区优选评价指标不全面、评价方法未充分利用不确定信息评价指标值等问题,分析了页岩气富集成藏的生烃、储集、保存和实施勘探开发的地面条件。在此基础上,结合国外页岩气勘探开发成功经验和我国海相页岩气成藏特点,筛选了页岩有效厚度、有机碳含量等13项页岩气有利目标区优选的全面评价指标,并建立了相应的分级分类评价标准。针对页岩气的储层厚度大、非均质性以及勘探早期对评价参数的地质认识程度较低,以评价指标分布的区间值代替不确定信息评价指标的平均值,应用模糊相似理论建立了页岩气有利目标区模糊相似评价方法。实例计算结果表明,与综合信息叠合法相比,该方法合理有效,简单实用,能够为页岩气有利目标区优选提供可靠依据。

隆页1HF井是位于川东南武隆向斜构造的重点探井,目的层是下志留统龙马溪组,与涪陵焦石坝地区背斜构造页岩井压裂施工相比较,具有破裂压力高、延伸压力高、加砂困难等特点。依据武隆区块地质条件,龙马溪组页理发育,石英含量较高,但地应力差异系数中等偏小,以提高储层的改造体积为目标,开展了武隆常压页岩水平井压裂技术研究。采用泵送桥塞与射孔联作技术,优选低伤害减阻水和活性胶液混合压裂工艺,优化了施工排量和压裂参数,压裂施工共分17段,压后测试取得6.2×10 ⁴ m ³/d的工业气流,证实了武隆区块中浅层页岩储层的含气性能,压后产能取得突破。