稠油W/O型乳状液表观粘度变化微观原因解析

研究表明在一定温度和剪切速率条件下,一定油品的稠油W/O型乳状液表观粘度随含水率的增加呈现先增加后降低的趋势.基于这种变化现象的微观原因,本文从相、分子取向和原油胶体结构模型氢键理论3个方面进行系统的阐述.同时根据以上3种解释理论,对于不同性质的稠油W/O型乳状液转相点不同的原因也进行探讨分析,验证了3种解释理论的正确性.一般密度大和粘度高的原油所含胶质和沥青质等天然的W/O型乳化剂较多,W/O型乳状液的转相点亦较高.由稠油乳状液表观粘度变化及相转化过程对稠油的开发进行思考,不同稠油油藏初始含水饱和度使稠油乳状液表观粘度变化及相转化过程不同,分析认为考虑相转换对进一步深入认识油藏水驱规律具有较大的研究意义.     

考虑变井筒存储的凝析气压力动态分析

许多因素影响凝析气井压力动态，以前的试井分析方法虽然考虑了井筒存储的影响，但没有考虑变井筒存储的影响。然而由于凝析气自身的特性，井筒存储的变化对压力及压力导数动态有显著的影响，如不考虑此因素将会对凝析气压力动态分析结果产生较大的影响。文中针对凝析气井测试的特点，对Xu ＆ Lee的凝析气井试井分析数学模型进行修正，建立了考虑表皮效应及变井筒存储的凝析气井试井解释数学模型，对其进行求解，分析研究了各参数对压力和压力导数动态的影响，并形成了新的理论图版。     

燃爆诱导水力压裂多裂缝耦合起裂规律

为了明确多相位裂缝组合下的应力干扰作用及其对后续水力压裂裂缝起裂压力的影响,基于原有预存单条诱导裂缝的应力场计算模型建立预存多条诱导裂缝的耦合应力场计算模型,分析诱导应力影响下的井周周向应力场变化规律,再结合断裂力学判据计算后续水力压裂预存裂缝的起裂压力,并对预存裂缝长度、相位、水平主应力差异系数及预存裂缝条数等4个因素对预存裂缝起裂压力的影响进行了分析。研究结果表明:(1)预存裂缝后近裂缝区域周向应力差明显增大,甚至出现水平主应力反转;(2)随新增预存裂缝长度增加,原预存裂缝起裂压力先增后降,在新增预存裂缝长度增加到原预存裂缝长度时,原预存裂缝起裂压力迅速降低,而后下降趋势变平缓;(3)高相位裂缝的起裂压力大于低相位裂缝的起裂压力;(4)随着裂缝条数的增加,新增预存裂缝起裂压力逐渐降低,但起裂压力差减小的趋势不明显;(5)多相位裂缝的应力干扰作用影响裂缝的起裂压力,较长高相位裂缝和较短低相位裂缝均有利于多相位裂缝的同时起裂;(6)多裂缝同步延伸会产生更为复杂的应力干扰作用,激发水力压裂复杂缝网的演化,实现均衡的压裂改造。结论认为,该研究成果可为燃爆诱导压裂射孔相位、诱导裂缝规模及后续水力压裂施工泵压等压裂施工设计提供理论指导。     

射孔油井产能计算模型研究

针对油井射孔后产能计算困难的问题，在认真分析近井地带渗流情况的基础上，将油井射孔渗流区域等效为带有污染带的折算裸眼油井，使油井井筒在油层部位的体积等于所有射孔孔眼的渗流体积和原井眼在油层部位体积之和，污染带圆筒体积等于原射孔弹爆炸后形成的挤压性压实带体积之和。建立了该等效模式的渗流和压力分布数学计算模型，编制了应用软件。利用该模型研究了射孔的挤压性压实带厚度、射孔深度、射孔密度和射孔孔眼半径对油井IPR曲线的影响，并利用灰色关联理论定量分析了各个参数对油井产能的影响程度。     

考虑变井筒存储的双重介质凝析气藏气井压力动态分析

以前的试井分析方法虽然考虑了井筒存储的影响，但没有考虑井筒存储变化对压力动态的影响。然而由于凝析气自身的特性，如不考虑此因素将会对凝析气压力动态产生较大的影响。为此，首次建立了考虑变井筒存储的双重介质凝析气井气藏试井分析数学模型，通过Laplace变换和Stehfest数值反演进行求解，绘制其压力及压力导数曲线，并分析研究了各参数对压力和压力导数动态的影响。该方法采用的新模型更符合凝析气藏的开采过程中的真实情况，对凝析气藏开采分析研究有指导意义。     

蒸汽吞吐井流入动态的数据挖掘研究

针对稠油蒸汽吞吐井生产时流入动态变化复杂,当前用于确定其流入动态变化规律的主要方法为数值模拟法,其限制条件多、研究时间长等问题,在结合现场实际油藏,并用数值模拟计算结果的基础之上,对于影响稠油蒸汽吞吐井流入动态的周期注入量、蒸汽温度、蒸汽干度、注汽速度、焖井时间等注汽参数,进行了影响规律的研究,并利用灰色关联方法对各个注入参数进行了定量的敏感性分析,并在此基础上回归得到了综合考虑上述各种因素在内的稠油蒸汽吞吐井流入动态计算模型.经检验,此模型具有较高的精度,且计算方便、容易掌握,可以用来指导现场实际生产.     

稠油蒸汽吞吐辅助层内水热催化裂解数值模拟研究

稠油蒸汽吞吐辅助层内催化裂解过程中,层内原油随温度场分布不同而发生不同程度的化学改质,为近似模拟层内原油的这一变化,预测稠油蒸汽吞吐辅助层内催化裂解后油井的产能,在蒸汽吞吐数值模型及催化裂解作用机理的基础上,仅考虑油、水两相流动,不考虑重力和毛管力作用,将地层中的温度场分布对稠油催化裂解的影响,表征为不同温度范围内地下稠油黏温曲线的变化,并将该变化引入成熟蒸汽吞吐数值模拟模型,建立了二维两相蒸汽吞吐辅助催化裂解数值模型,并给出了求解方法.利用所建模型对孤东K92N6井第3轮次蒸汽吞吐辅助催化裂解矿场试验进行了模拟计算,该井该轮次预测周期产油量为4 560.4 t,实际产油量为4 899.7 t,预测误差为6.92%,预测精度符合工程要求.研究结果表明:根据蒸汽吞吐过程中井周温度分布,将催化裂解原油分为未反应型、低温反应型和高温反应型,并将这3类裂解改质后稠油的黏温关系回归成温度的指数函数,引入到成熟蒸汽吞吐模型,可实现层内稠油蒸汽吞吐辅助催化裂解不可逆改质过程的数学近似表征模拟,模拟结果可以为蒸汽吞吐辅助层内催化裂解技术工艺参数的优化、产能预测提供依据.      

稠油蒸汽-CO2-化学催化复合吞吐作用机理

针对蒸汽复合液态二氧化碳和层内水热裂解催化剂吞吐注入时,其措施效果不稳定的现象,开展了不同催化剂、CO2、蒸汽单独与稠油作用,以及两两复合作用下原油降黏效果对比实验.由静态降黏实验后气样组分监测,剖析了CO2与裂解催化剂混合应用于稠油降黏时的抑制机理.结果表明:蒸汽吞吐复合注CO2和层内裂解催化剂时,其降黏率较单独催化剂应用时降低14%左右;其主要抑制机理为:CO2可减弱弱碱性硫原子的质子化产生活性中间体的作用,加速稠油中有氧基团的酸聚合反应,抑制可产生活性氢的水气转换反应,导致对裂解后稠油中氢烃组分的抽提,从而致使复合降黏效果变差.由此,推荐了合理的注入段塞流程,为提高该复合技术开发效果的稳定性具有一定指导意义.     

非均质稠油油藏水平井蒸汽驱合理井网形式研究

本文利用数值模拟手段研究了平面和纵向不同非均质条件下,水平井井网类型和布井方向矢量井网因素对河流相沉积稠油油藏开发效果的影响敏感性。研究结果表明:水平井井网位于渗透率变化不明显的区域,相同井距不同的渗透率条件下对开发效果的影响不明显,井距大于200m后单储净采油量变小;井网跨不同的渗透率带不同渗透率级差(1.4~2.0)存在最佳井距比值均为1.1;水平井延伸方向平行于河道走向对汽驱有利,能达到更高的采出程度。