裂缝性地层压降曲线分析方法及其应用

对于裂缝性低渗透储层，由于其基质孔隙度小、渗透率低，天然微裂隙成为决定压裂液滤失的主要因素。在总结Nolte经典G函数压降曲线分析方法的基础上，根据裂缝性地层存在微裂隙的特征，建立了裂缝性油气藏小型压裂压力降曲线分析模型。应用无因次压力函数图和叠加导数图，作出了压降特征曲线，判断出压降曲线类型，进而对裂缝参数进行了修正和求解。通过对已压裂井压降曲线的分析和解释，能够明显地判别依赖于压力变化的滤失特征，以及天然裂缝对滤失的影响，从而为裂缝性地层压裂施工参数的设计提供依据。     

聚氧化乙烯水溶液粘度的测定

测定了不同分子量聚氧化乙烯(PEO)在水溶液中的粘度，发现在低浓度区高分子溶液比浓粘度出现负偏离。用高分子溶液流过时间对浓度作图的外推值t0^*重新计算相对粘度，则高分子溶液比浓粘度与浓度之间满足线性关系。不同分子量PEO水溶液流过时间对浓度作图的外推值t0^*是完全一致的。利用纯溶剂在粘度计中流过时间的改变确定了高分子在毛细管管壁上吸附层的厚度，发现PEO在毛细管管壁上吸附层厚度与分子量无关。     

混合溶剂中聚甲基丙烯酸甲酯稀溶液粘度行为研究

利用毛细管管径为0．38mm的乌式粘度计测定了25℃时聚甲基丙烯酸甲酯PMMA在丁酮／环己烷混合溶剂中的粘度，发现在高分子溶液流过时间t测定之前和之后纯溶剂在粘度计流过时间t0和t0′并不一致．利用(t/t0-1)/C计算比浓粘度ηsp/C,则溶液被稀释时ηsp／C在低浓度时出现正偏离；利用(t/t0′-1)/C计算比浓粘度ηsp/C，则即便在低浓度区溶液被稀释时ηsp/C和C之间依旧满足线性关系．根据本文提出的实验方法，t0和t0′之间的差异可以被用来定量确定高分子吸附层厚度，结果表明高分子吸附层厚度和高分子在溶液中的构象密切相关．     

裂缝性油气藏压裂滤失系数的计算方法

压裂过程中的天然裂缝诊断、滤失系数的计算是裂缝性油气藏压裂的关键技术;数值方法由于部分参数不易获得或参数代表性差,而影响其精度和实用性.分析了裂缝性地层压裂液滤失机理,建立了天然裂缝开启的滤失计算模型,根据实际压裂井的小型压裂测试数据,对天然裂缝的开启前后滤失系数进行了求解,得到了依赖于压力的滤失系数.计算表明,此滤失计算方法更能够反应天然裂缝地层的滤失特点,对裂缝性地层的压裂设计具有指导意义.     

无限域分层介质的基本解

本文从三维弹性力学最基本的平衡方程和本构关系出发，推导出状态传递微分方程，在求解状态传递微分方程时，建议了一种对指数矩阵进行分解的方法，避免了直接解法可能导致状态变量的发散的问题，引入了无穷远处的状态为量为有限值的条件，推导出上，下无限层表面的位移与应力关系式，再根据状态传递方程，可得出层状介质任意点的应力和位移的值，此结果可直接退化到无限域经典的Kelvin解。     

常规螺杆泵定子有限元分析

螺杆泵定子橡胶不仅是易损构件，而且它与转子的配合状况对螺杆泵的工作性能影响显著。目前，还没有能够直接对实际工况下的定子橡胶的变形和受力状态进行测试的有效手段，因此对螺杆泵定子进行有限元分析自然是有益的尝试。重点研究定子橡胶衬垫内轮廓线的变形规律，而应力和应变分布情况仅作为辅助性的分析；对螺杆泵工况的考虑方面，重点研究均匀内压作用的情况，再考虑工作压差以及定子与转子的装配等所引起定子橡胶的变形和受力的变化。利用有限元分析软件Abaqus，对螺杆泵定子进行研究，得出了螺杆泵定子在不同工况下的受力状态和变形规律以及定子材料参数对变形规律的影响。利用此规律可对螺杆泵进行优化设计，提高其工作效率。     

一种模拟人工裂缝与水平井筒夹角的新方法

针对人工裂缝与水平井筒存在夹角时的模拟问题,提出了一种基于Eclipse数值模拟中PEBI网格加密法的新型处理方法,利用此方法与传统的笛卡尔网格加密法进行了对比,并研究了直井注水–水平井采油的正方形五点井网中夹角对开发效果的影响。结果表明:新方法在处理人工裂缝与水平井筒有一定夹角的情况时,收敛性更好,模拟结果更合理,且能同时模拟多条缝;以15°为递增单元从15°增大到90°,水平井压单缝的条件下,夹角为90°时的开发效果最好,受见水早的影响,夹角为45°时的开发效果最差。     

考虑天然气高压物性变化的气藏平均压力计算方法

地层平均压力是气藏分析的重要参数,虽然目前计算方法较多,但大多需要通过关井来实现。针对定容气驱气藏,在考虑天然气高压物性随压力变化的基础上,结合物质平衡原理及气藏渗流机理,建立了地层压力与生产数据的关系等式,提出了在不关井的前提下,利用生产数据计算地层平均压力的方法。同时依据该方法,给出了地层平均压力的计算图版,进一步提高了该方法的实用性。通过验证,利用该方法确定的地层平均压力误差在2%以内,具有较高的精度。     

四川须家河组页岩剪切裂缝导流能力研究

利用页岩体内部天然裂缝劈裂形成粗糙导流岩板,测试了页岩气藏清水压裂网络裂缝的导流能力,重点研究了裂缝剪切错位对页岩裂缝导流能力的影响.实验结果表明,不同支撑形式裂缝的导流能力差异显著,裂缝中缺少支撑剂时,需要形成剪切错位才能提供足够的导流能力,否则非支撑裂缝导流能力不足以利用复杂裂缝网络.非支撑裂缝导流能力至少在2个数量级内变化,主要受错位程度、粗糙度、岩石力学性质等影响.粗糙度较大的剪切裂缝更易形成高导流能力,但导流能力与粗糙度并没有绝对相关性,粗糙度对裂缝导流能力仅在低闭合应力条件下影响显著.低硬度页岩的剪切裂缝导流能力可比高硬度页岩低一个数量级以上.     

鄂尔多斯盆地长7致密油储层二氧化碳驱油实验

鄂尔多斯盆地长7致密油储层具有致密和低压的特征,采用常规注水开发存在采收率低的问题,从而制约了致密油的开发效果。针对鄂尔多斯盆地长7致密油储层注水开发采收率低的问题,基于CO_2驱油细管实验、原油流变性测试实验、CO_2浸泡岩心实验以及岩心驱替实验,并结合润湿接触角测试方法和核磁共振成像技术,研究了长7致密油储层CO_2驱油的增产机理。研究结果表明:长7致密油最小混相压力为23.9 MPa,在长7致密油储层CO_2驱过程中,注采井间CO_2非混相驱占主导,在注入井附近局部区域可能出现混相驱;在地层温度压力(75℃,18 MPa)条件下,未溶解CO_2原油的黏度为8.87 mPa·s,溶解CO_2的原油黏度为7.99 mPa·s,其黏度降低幅度为9.9%;CO_2水溶液浸泡24 h后,长7致密砂岩的润湿接触角从66.1°降低到54.0°,亲水性增强;水驱致密砂岩岩心的驱油效率为47.2%,CO_2的驱油效率为71.5%,较水驱提高驱油效率24.3%,且致密砂岩渗透率越高CO_2驱油效果越好。实验证明CO_2驱可以显著提高长7致密油储层的驱油效率,是长7致密油高效开发的重要技术。