综合运用重矿物、岩心、测录井及物性资料,对冷东地区浅层下干柴沟组上段沉积储层特征进行了研究。结果表明该区沉积期离物源距离较近,发育辫状河三角洲平原沉积,砂岩类型以长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩为主,成分和结构成熟度较低。储层孔隙类型主要为残余原生粒间孔,碎屑的粒径大小与孔渗高低呈正相关性。根据储层分类标准,将研究区储层从优至劣分为三类,大部分为Ⅱ类和Ⅲ类储层,孔隙度和渗透率较低,属于中低孔—低渗储层,且非均质性较强。研究区储层物性与沉积时的水动力强度有关,优质储层主要分布于辫状河三角洲平原分流河道较厚的砂体中。

针对海上油田大井距、稀井网条件下的河流相储层构型精细表征,在垂向河道期次划分基础上,结合现代沉积经典定量模式,采用“定量模式指导下,井震结合划边界,模式拟合组平面”的思路实现对地下曲流河点坝砂体的定量表征。该方法综合了密井网解剖法与地震沉积学方法的优点,有助于提高井间砂体预测与储层内部结构表征的精度;总结了曲流河河道砂体平面形态模式及其控制机理。研究结果表明,基于现代沉积和露头统计分析得到的曲流河定量模式应用于地下点坝砂体规模的定量表征合理可行。

利用前人实验测试结果,总结国内不同地区凝析气藏的露点压力数据,运用最优化算法遗传算法进行计算得到预测凝析气藏露点压力的模型,该模型考虑的影响因素比其它模型多,其中包括温度、流体组成、重组分分子量及相对密度、气油比,且其露点压力计算值与前人实验测试值接近,相对误差绝对值的平均值为3.05 %。为进一步验证该模型的预测能力,另外将TLM油田10口井样品的实验测试值与该露点压力改进模型、N-K、Elsharkawy、孙志道和王海应模型计算结果进行对比。其结果表明,本模型预测精度相对较高,其相对误差绝对值的平均值为1.79 %,其它模型的平均相对误差分别为49.53 %、27.05 %、3.30 %、7.05 %。

致密储层空气渗透率上限是评价致密油资源量和优选致密油藏合理开发方式的重要参数,但现有的计算与确定方法尚不能全面准确地反映致密油藏地质及开发特征,尤其是不能较好反映致密油渗流特征和当前国内外有关致密油在开发方式上的统一认识。在调研国内外致密油储层物性上限确定方法的基础上,以渗流理论为指导,从致密油藏开发生产实践入手,应用致密油储层启动压力梯度与空气渗透率之间的幂函数关系建立了致密储层空气渗透率上限计算模型。研究表明,基于在开发方式上的统一认识,认为致密油储层开发虽然存在一定困难,但是通过技术攻关可以实现有效经济动用,或在目前开发技术条件下难以实现经济动用的储层,这一认识决定了致密储层物性上限计算与确定方法必须要全面准确反映受启动压力梯度影响致密油出现非达西渗流的特征;该新方法完整地立足于致密油非达西渗流理论及其开发实践,因而具备充分的致密油渗流及开发理论依据;同时,该新方法从纯数学计算的角度入手,因而较以往的计算方法可靠、合理、实用,更具推广价值。

利用体积源的思想建立了水平井和气藏耦合的非稳态模型,模型考虑了井筒内的摩擦阻力、加速度以及沿井筒流入的影响。实例计算表明,该模型的计算结果与商业数值模拟软件Eclipse的计算结果十分吻合,证明了该方法的正确性。结果表明,忽略井筒压降会过高地估计水平井产量;水平井井筒流量分布受到流入、加速度和摩擦这些因素的影响;由于井筒压降的影响,非稳态阶段的井筒流入比拟稳态时更不均匀。

针对H油藏开发现状的不足和剩余油分布规律,应用模糊聚类分析方法和数值模拟技术进行层系优化,对储层的多个影响因素进行评价,最终得到一个综合评价指标,并据此优化层系,以达到减少层间矛盾,提高水驱动用程度的目的。首先,利用灰色关联分析法确定出油藏小层的采出程度、水驱动用程度、含水率、剩余油储量丰度、孔隙度、渗透率变异系数、储层深度、含油面积和渗透率9个特征参数为评价指标,基于模糊聚类分析方法将小层进行重组分类,得到层系优化后的三套方案,每套方案分为两套层系。再利用数值模拟方法预测10年后3套方案的年产油量、采出程度、含水率对比情况,得出最佳方案。实例结果证明了模糊聚类分析方法在层系优化中的实际应用可行性。

毛管束模型是表征多孔介质最常用的物理模型之一。经典的毛管束模型是一簇簇等径的直毛管,但该物理模型忽略了多孔介质的弯曲性。因此,以致密砂岩为研究对象,结合压汞资料,引入毛管束模型的修正因子——迂曲度,提出了一种建立毛管束模型的新方法。该方法考虑了毛管束模型的弯曲性,可以准确地计算出毛细管半径、不同毛细管的孔隙度、渗透率、不同半径毛细管的体积以及不同半径毛细管对整个毛管束模型的渗透率贡献,对于研究特定压差下储层工作液的渗吸、定量表征储层水侵损害具有重大的意义。

岐口18-1油田位于渤海西部,历经10余年的注水开发,现阶段油田注水困难。2013年对新钻开发井P13井密闭取心,该井岩心代表油田长期注水开发后储层孔隙结构的变化、无机垢堵塞等信息。通过对比早期探井和后期开发井储层中填隙物特征,结合低场核磁共振仪、电子探针、环境电子显微镜、阴极发光、岩石铸体薄片等多种手段研究储层中无机垢,明确了储层中垢晶的形成机理。研究表明,储层中早期的CaCO₃胶结物呈连晶或斑状分布,为成岩阶段的产物;P13井岩心中含大量CaCO₃垢,垢晶呈菱面体,粒径5 ~ 30 μm,自形程度好,主要分布于骨架颗粒表面及喉道处,且垢晶中Mg、Fe元素含量较高,是注水开发后结垢的产物。储层平均水敏损害率44.5 %,平均速敏损害率139.5 %,部分垢晶与水化膨胀后的黏土矿物,可运移的地层颗粒,注入水中的悬浮物包裹形成复合包裹体,堆积在孔隙空间内损害储层。

为了提高磨溪—龙女寺构造龙王庙组储层多级交替注入酸压工艺设计的准确性,通过酸蚀裂缝导流能力实验,结合数值扫描技术,开展了不同注入级数、不同液体组合和不同排量下酸蚀裂缝导流能力保持率和裂缝壁面影响规律研究。结果表明,相比于一级和二级注入,三级交替注入可获得最高的酸蚀裂缝导流能力保持率,且能形成贯穿岩板的酸蚀沟槽;注入级数从一级增加到二级再增加到三级,导流能力保持率提高量逐渐变小;相同闭合压力和主体酸液条件下,以冻胶作为前置液的三级注入获得的导流能力保持率与自生酸为前置液的导流能力保持率差别不大;提高注入速率有利于提高酸蚀裂缝导流能力保持率。优化后的多级交替注入酸压工艺应用于磨溪龙女寺构造龙王庙组储层改造,单井施工曲线和后期拟合表明,该工艺可以实现沟通井周有利储集体的工程目标,为低渗储层改造提供了有效的技术手段。

渤海主要油藏具有储层非均质性严重、单井注入量大和岩石胶结强度低等特点,长期注水和注聚已形成水流优势通道和由此引起的注入水低效和无效循环问题。通过静态成胶和岩心驱替实验,评价了新型无机地质聚合物凝胶封堵剂固化时间、封堵效果和储层适应性。结果表明,无机地质聚合物凝胶固化时间易于调节,固化时间在20 ~ 480 h可调。在填砂管上开展封堵实验,封堵率可达99 %以上。采用填砂管与人造均质岩心的双管并联模型进行封堵实验,封堵后高渗透层封堵率达到98 %以上,低渗透层渗透率几乎未发生变化。由此可见,无机地质聚合物凝胶具有“堵大不堵小”特性,适宜于储层内特高渗透条带或大孔道封堵。

已知超临界CO₂兼有气体和液体双重特性,为研究井筒中砂粒在超临界CO₂压裂液形成的流化床中的受力以及在力的作用下支撑剂颗粒运移方式,对颗粒与颗粒,颗粒与流体之间的作用力以及流体对颗粒的作用力等进行分析。通过数学模型推导出弹性恢复系数与颗粒聚团浓度的关系,随着弹性恢复系数的增大,颗粒聚团浓度分布越均匀;颗粒聚团浓度变小,颗粒聚团碰撞越剧烈;颗粒沉降越慢,压裂液携砂效果越好。并通过对基于颗粒动力学理论的欧拉—欧拉多相流模型进行数值模拟,来描述颗粒在施工条件下超临界CO₂压裂液的流化床内的流化模型及超临界相与固相颗粒两相分布状态,模拟结果与数学模型一致。

首先对聚合物微球和聚合物性能进行了评价。其次,通过微孔膜过滤装置研究了微球、聚合物及复合体系（微球+聚合物）的运移与封堵性能;利用双并联岩心物理模拟驱替装置,开展上述体系调驱实验。研究结果表明,微球形貌为圆球状,分散性好,粒径为微米级。在较高的剪切速率下,微球体系的表观黏度与水的黏度接近,远小于相同质量浓度的聚合物体系。聚合物未能对微孔实现高效封堵,微球的封堵能力最强,复合体系其次。在较强非均质条件下,复合体系调驱效果最好,所对应的高、低渗岩心采收率分别提高20.86 %和36.89 %。复合体系中微球和聚合物具有较好的协同作用,由于聚合物的携带和润滑作用,使得微球在多孔介质中的滞留减少及运移性增强,更有利于实现深部调驱。此外,聚合物的流度控制和黏弹性驱油作用也能有效提高采收率。在较强非均质油藏条件下,可优先考虑微球/聚合物复合体系调驱技术。

水平井油层区域跨度大、非均质性强,钻、完井及开采过程中受到的伤害表现出强烈的非均质性特征,常规笼统酸化效率低。围绕非均质碳酸盐岩储层水平井高效酸化所面临的技术瓶颈,提出了以伤害特征描述、酸化模式优选和工艺参数优化为依据的水平井高效酸化设计方法;并建立了一套集水平井钻井伤害模拟、不同酸化工艺和模式改造方法、酸化效果后评估的三维精细化数学模型。采用以上设计方法和数学模型,针对某水平井为例,展开了系统的模拟研究。研究表明,该水平井伤害程度在三维空间中表现极不均匀。采用强度为0.5 m ³/m的转向酸体系分别按笼统酸化、分段酸化和局部酸化进行模拟分析,其中局部改造效果好于其它两种酸化模式,综合表皮系数由4.717降至-0.083。同时,以局部酸化模式中第4小段为例进行了工艺参数优化设计,其中优化注酸排量为2 m ³/min,酸液用量为66 m ³。通过研究,能够有效帮助解决碳酸盐岩水平井长井段基质酸化效果不理想的现状,使可控参数（如施工参数）和不可控参数（如地层参数）达到优化组合,实现合理、高效布酸目的。

脆性指数作为岩石力学评价的一个新参数对储层后期压裂改造有着重要影响,将传统计算脆性指数的方法应用于页岩气水平井的地质导向钻井中,局限性较大。针对随钻测井曲线实时计算页岩脆性指数的问题,首先开展脆性指数和孔隙度的实验测试研究,为利用孔隙度测井信息计算脆性指数提供实验依据;其次采用统计回归法分析了声波时差、密度、中子、伽马测井值与脆性指数的相关性,构建利用单条随钻测井曲线计算脆性指数的计算方法,通过不同测井曲线对脆性指数的贡献率建立了页岩储层脆性指数的随钻计算模型;最后结合实例对该模型进行可行性分析。研究表明,该模型效果好且适用性强,为利用脆性指数进行页岩气水平井的地质导向钻井提供了可靠依据。

由于煤储层端割理和面割理发育的特点,压裂容易形成复杂的裂缝形态,常规双翼裂缝模型并不适用于煤层气压裂设计优化。为了提高煤层气整体压裂开发效果,提出了煤层复杂裂缝等效渗流表征方法,将复杂的网络裂缝等效为高渗透带,通过优化高渗透带的大小和渗透率,获得最佳的整体压裂裂缝长度和导流能力。同时采用三维裂缝模拟软件进行体积压裂施工参数优化,并开展3口井压裂施工和井下微地震裂缝监测试验。结果表明,压裂裂缝波及范围较广,复杂程度较高,压后平均日产气量137 6.7 m ³,为实现煤层气田整体压裂开发提供了技术支撑。