基于大量岩心分析数据,从研究鄂尔多斯盆地富县地区延长组长8致密油性质、赋存空间入手,综合分析该区致密油成藏主控因素。富县长8段细砂岩含低密度、低黏度可流动致密油,且多聚集在微米级孔喉中。致密油成藏主要受控于广泛发育的长7、长9烃源岩,“源夹储、储内夹源”成藏模式,水下分流河道微相环境下形成的复合叠置沉积砂体优质储层三大因素。根据上述致密油藏控制因素,结合目前勘探实践,预测出富县地区长8致密油6个潜力区块,为下一步勘探提供依据。

基于平板模型模拟精控压裂薄差储层的相似理论,设计、制作得到平板模型并开展渗流特征实验,明确平板模型的压力梯度分布状况,绘制渗流特征区域划分图件,定性描述并定量表征储层渗流特征。实验结果表明：精控压裂薄差储层渗流特征受渗透性、非均质性和精控压裂措施裂缝影响,薄差储层整体渗透率低、非均质强,裂缝对渗流特征影响程度更大,精控压裂可减小薄差储层的低渗透性及强非均质性对压力传播的负面影响;薄差储层中存在不流动区、非线性渗流区和拟线性渗流区三个渗流特征区域,精控压裂使薄差储层中不流动区域面积降低超过72 %,可流动区域面积相应增加,其中更易于流体流动的拟线性渗流区面积增加86 %以上。

为了研究天然裂缝发育的低渗透油藏的产能特征,基于平面径向流理论,建立了考虑基质、天然裂缝的应力敏感性差异的天然裂缝储层产能预测模型,推导出考虑基质、天然裂缝应力敏感差异的天然裂缝储层产能方程。以低渗透油田基础数据为例,运用推导出的产能方程计算分析裂缝参数、基质应力敏感系数、裂缝应力敏感系数对产能的影响。结果表明,随着基质应力敏感系数增加,油井产能降低;裂缝宽度较小时,裂缝应力敏感对油井产能影响显著。因此,在天然裂缝发育的低渗透油藏,提高裂缝长度,勾通更多的微裂缝,对增产有利。

致密储层体积压裂作业后形成复杂裂缝网络,通过改变压裂井附近的渗流场来增大水平井产量,目前针对致密储层体积压裂影响参数对水平井投产后不同时间段压裂效果影响的权重分析较少。通过建立适用于致密油藏油水两相有限元方程对复杂裂缝网络进行有限元数值模拟,采用正交实验与灰色关联法分析水平井体积压裂影响参数在油井投产10年内对产能的影响程度。研究结果表明,裂缝导流能力决定水平井压裂初期产能,裂缝长度决定水平井日产量的递减速度以及后期阶段稳产的产量水平,随着压裂井生产不断进行,裂缝长度取代裂缝导流能力成为影响产量的关键性因素。水平井投产不同时间段内各影响参数对压裂效果的影响程度研究可以为致密储层体积压裂水平井施工设计提供理论支持。

生产实践表明放大生产压差提液是已开发油田上产稳产的主要措施之一。为了研究不同含水阶段合理的产液量,在前人研究无因次采液指数的基础上提出了无因次采液强度的概念,并根据相渗曲线获得了不同含水阶段无因次采液强度的理论图版。应用表明无因次采液强度图版可以在生产压差难以获取的情况下用来预测油井不同含水阶段合理的产液量,以及确定生产压差的相对大小。

针对如何在水驱后进一步开发高含水高温油藏,提出了一种表面活性剂就地乳化驱油技术,对油包水（W/O）型乳化剂OB-2体系进行了乳化特性评价及乳状液驱油研究。研究结果表明,随着乳化剂浓度增大,乳液黏度先增大后减小;对于X油藏原油,乳化剂最佳浓度为0.3wt%,在此浓度下,油水界面张力可降低至10 ^-2 mN/m数量级;在水油体积比低于7∶3时,乳化剂OB-2可促使油水两相完全乳化,形成高黏度的W/O型乳液,其中,水油体积比为7∶3时乳液黏度最大,增黏率高达370 %。岩心驱油实验结果表明,均质条件下,水驱后注入0.3PV乳化剂OB-2体系,可提高原油采收率达26.15 %;非均质条件下,该乳化体系可在级差低于7.6时表现出良好的流度控制及非均质调控能力,扩大波及体积。

渤海油田具有储层岩心胶结疏松、非均质性严重、原油黏度较高、平均渗透率较高和单井注水量较大等特点,注水开发不仅极易发生突进,而且注水开发对岩石结构冲刷和破坏作用会进一步加剧储层非均质性。为满足高含水期稠油油藏堵水技术需求,以物理化学、高分子材料学和油藏工程等为理论指导,以化学分析、仪器检测和物理模拟等为实验手段,以渤海SZ36—1油田储层岩石和流体为研究对象,开展了淀粉接枝共聚物凝胶堵水效果及作用机理研究。结果表明,当堵水剂组成为“4 %淀粉+4 %丙烯酰胺+0.036 %交联剂+0.012 %引发剂+0.002 %无水亚硫酸钠”时,堵水剂合理段塞尺寸在0.025 PV~0.075 PV。对于“边水+直井”模型,随原油黏度增加,水驱采收率降低。油井堵水后,含水率降低,但产液速度降低。原油黏度愈高,含水率降幅愈大,采收率增幅愈大,但最终采收率仍然较低。与“单边水+直井”模型相比较,“多边水+直井”模型水驱采收率较高,堵水增油降水效果更好。对于处于中高含水开发期油藏,由于前期水驱、调剖和化学驱等措施的影响,水井井壁附近区域剩余油饱和度较低,而油井井壁附近中低渗透层剩余油饱和度较高。因此,堵水措施增油降水效果要明显好于调剖措施的效果。

苏里格气田属于典型的致密油气藏,曾引用“重复压裂+体积压裂”堵老缝、造多级裂缝网络的理念进行压裂改造,但由于储层致密,常规暂堵剂难以有效进入裂缝进行封堵转向,无法达到预期效果。基于超分子热致凝胶机理,设计出了一种新型超分子热致凝胶暂堵剂DMF,并对其成胶、破胶、转向性能进行了测试。研究表明,新型暂堵剂DMF为受温度激发的热致凝胶体系,在低常温下为低黏度的液体,便于注入;受高温激发,在100 ~ 110 ℃迅速成胶,封堵裂缝,实现转向;持续升温后,自动破胶,实现解堵;其动态封堵能力为122.92 MPa/m,相比常规暂堵剂具有更好的封堵性能,是一种适合致密油气藏暂堵的理想转向剂。

电潜往复泵是针对低渗透油藏提出的无杆采油设备,作为高效节能举升新技术之一,应用规模逐年扩大。针对油田生产中存在的问题：创造性地提出一种潜油直线电机的优化方法,包括改善电机举升力和控制方式;为深井或大排量井研制新型双作用减载抽油泵;研发新型铝合金潜油电缆以实现降低一次性投资成本。现场应用90口井,平均检泵周期由452 d提高到693 d,最长检泵周期突破1 037 d,平均节电率达45.6 %。应用效果表明优化升级的新工艺具有更好的可靠性、适应性和经济性,有利于电潜往复泵规模化应用,也为深入研究长线潜油电缆变频系统和电潜往复泵井下工况监测提供依据。

利用水电模拟实验研究裂缝间距与产量的关系,若边界范围较小,则裂缝到边界的距离变化对产量的影响难以忽略,所得出的裂缝间距与产量的关系实际上是裂缝间距与裂缝到边界距离共同作用的结果。为了克服这种缺陷,提出了一种新方法,通过实验测量与公式校正,将边界距离和裂缝间距对产量的影响抽提出来,消除裂缝到边界距离对裂缝产量的影响。该方法反映了真实的裂缝间距与产量的关系,可以为压裂设计提供有效指导。

多元热流体吞吐热采作为一种海上稠油热采开发技术,已在渤海稠油油田开发中进行了多轮次吞吐试验。通过理论分析和数值模拟方法,合理表征了多元热流体吞吐技术机理,引入变异系数概念,得出影响多轮次吞吐效果的主要因素为注入强度、转周时机、注入温度、周期递增率。基于典型油田的油藏特征,以周期产出投入比为评价指标,形成不同累产油和存气率条件的计算样本,回归得到多元热流体吞吐井多周期最佳注入强度,用影响热采效果的主要因素对优化进行校正,绘制成优化图版,准确高效地得到合理注入参数,提高多轮次吞吐热采效果。

针对油田废弃钻井液的处理问题,提出了向废弃钻井液中加入添加剂,制成一种废弃钻井液调剖剂。室内实验通过分析废弃钻井液的物性及粒径,筛选出适合的调剖剂配方。实验表明各添加剂的最优加量为：悬浮剂0.2 %,分散剂0.3 %,固化剂5.0 %。所制备的废弃钻井液调剖剂具有良好的悬浮稳定性、固化性能和封堵性能,不仅解决了废弃钻井液的处理问题,而且降低了堵水剂的生产成本,对油田的生产有着重要意义。

页岩气藏体积压裂后,由于气体渗流孔隙尺度的突变以及基质与裂缝性质的显著差异,使渗流速度场表现出急剧的不连续性,致使连续介质假设条件不成立。为清楚认识页岩气藏渗流规律并进行产能研究,基于页岩气压裂水平井三线性流模型,耦合分形多孔介质的反常扩散方程,建立页岩气压裂水平井产能模型,运用Laplace变换和Stehfest数值反演得到无因次产量,结合实例计算分析并绘制出无因次产量递减曲线。研究结果表明：页岩气流动阶段分为人工裂缝线性流阶段、人工裂缝和天然裂缝双线性流阶段、天然裂缝线性流阶段、天然裂缝和基质双线性流阶段、基质线性流阶段;基于所建立的产能模型,研究了反常扩散指数、拟渗透率、储容比、裂缝间距等对产能的影响;结果表明：反常扩散指数越小,基质的非均质性越强,生产后期产能递减越明显;天然裂缝拟渗透率主要影响天然裂缝线性流期时间长短,而人工裂缝拟渗透率对页岩气藏的影响覆盖了生产周期的中后期;弹性储容比越大,产能的增加幅度越明显。研究为页岩气藏产能分析及评价提供了一个新的思路及方法。

针对油田开发阶段对储层表征的精细程度需求,通过充分利用已钻井获取的储层参数信息,优选对储层反演目标参数具有较好反映的多个地震属性,通过线性和非线性方法建立地震属性与反演参数之间的对应函数关系,同时对井震标定、外部属性输入和井震资料匹配三个关键环节进行优化和质控,实现了高分辨率的储层反演。该技术在M油田的应用效果表明,反演结果的纵向和横向分辨能力明显提高,反演结果可以精确刻画储层厚度及内部结构特征,与钻井结果有较高的吻合度。

彭水区块属于典型的常压页岩气藏,原始地层压力系数偏低,压裂改造后通常需借助人工举升方式进行开采。初期优选电潜泵进行排水采气,排水工艺技术单一,生产过程中地层能量逐步下降,地层供液逐步减弱且产液含砂、黏土颗粒等杂质,电潜泵工艺很难实现稳定连续排采,作业频繁、生产成本高。为了解决常压页岩气井排水采气中遇到的问题,研究应用了射流泵工艺,并对射流泵工艺参数、配套工艺进行了优化,形成了一套适合常压页岩气排水采气的射流泵工艺,从而有效指导了常压页岩气生产。