庞炳章[1]2003年在《中高渗透性油藏压裂技术研究》文中研究指明中、高渗透性油藏压裂将解堵增产和有效防砂融于一体，是水力压裂技术的重要发展方向。 本文针对中、高渗透性油藏的特点，考虑压裂提高产能和防砂的需要，研究提出了支撑剂选择方法。重点研究了脱砂之前压裂裂缝叁维扩展规律、脱砂时间和脱砂后裂缝几何尺寸及施工压力的变化特征，建立了相应的数学模型及数值计算模型，发展了端部脱砂压裂理论。 本文的主要工作是： (1)通过大量的文献调研，针对中、高渗透性油藏的特点，从压裂后流体流动分析、电模拟图版分析和压裂经济分析，提出了相应的压裂设计方法，分析了施工特点。中、高渗透性油藏压裂必须立足于提高裂缝导流能力，盲目的扩大施工规模，片面追求裂缝长度并不能获得满意的效果。 (2)端部脱砂压裂有别于常规加砂压裂，包括脱砂前的压裂裂缝延伸和脱砂后裂缝膨胀充填两个阶段。本文提出了端部脱砂产生的条件，为端部脱砂压裂设计提供了依据。 (3)结合中高渗透性油藏压裂常常要求具备增产和防砂的双重目的，本文研究了端部脱砂压裂对支撑剂的要求，首次综合增产与防砂要求提出了选择支撑剂粒径的方法，使支撑剂选择更科学合理。 (4)首次将裂缝叁维延伸引入到端部脱砂压裂设计中，系统考虑了温度场(包括井筒温度场和裂缝温度场)、压裂液流变性和滤失性、压力场、流速场等因素对裂缝延伸过程的影响。 (5)基于支撑剂在裂缝中的运移分布模型，以数值计算方法模拟脱砂前前置液与混砂液的界面运移规律和支撑剂浓度变化规律，判断是否脱砂以及裂缝端部脱砂时间，大大增强其实用性。 (6)首次建立了脱砂后裂缝膨胀阶段裂缝几何尺寸和施工压力计 中高渗透性油藏压裂技术研究算的数值计算模型，采用数值解法能够很好的模拟脱砂后的裂缝几何尺寸以及裂缝净压力随时间的变化情况。克服了目前采用物质平衡计算裂缝平均宽度和平均施工压力的不足，因而计算更合理更可靠。 （7）编制了端部脱砂压裂计算程序，通过示例计算分析了泵注排。量、加砂浓度和综合滤失系数对端部脱砂压裂设计，裂缝几何尺寸和压力变化的影响。
黄德利[2]2010年在《大庆油田特低渗透裂缝性油藏渗流特征研究及应用》文中认为为了进一步搞清大庆外围特低渗透裂缝性油藏渗流特征,以头台油田,榆树林油田扶余油层为例,本文针对大庆外围低渗透油田开发中存在的注水开发产能下降快、水驱采收率低以及储量动用程度低等难题,通过对国内外有关低渗透油藏非达西渗流方面的研究成果和文献的综合分析,确定了研究思路和研究内容,并在非达西渗流理论和实验两方面开展了大量工作。通过粘土矿物分析、电镜扫描、铸体薄片分析、恒速压汞、核磁共振测试等方法的综合研究,认为大庆外围低渗透油田扶杨油层储集空间主要有五种孔隙类型:粒间孔、溶蚀孔、微孔隙、晶间孔和裂隙,喉道以管状和片状的细喉道为主,而且储层的主要渗流通道为孔道型,这种细微孔道不可避免地增加油水流动阻力;同时发现,这类储层的基质孔隙、喉道、裂缝及相互连通关系都不同程度地控制流体渗流特性。室内实验表明单相油、单相水在大庆油田低渗透扶杨油层中流动时,表现了非达西渗流特征:渗透率越低,非达西渗流特征越明显;渗透率越低,其最小启动压力梯度和拟启动压力梯度越大;单相水流动产生非达西渗流的渗透率上限约为1mD;单相油流动产生非达西渗流的渗透率上限约为5mD。低渗透油层中油水两相渗流时,渗流曲线的非线性特征更加显着,油水两相渗流的拟启动压力梯度不只是含水饱和度的函数,它与驱替过程相关,并且大于水单相渗流的拟启动压力梯度,也大于油单相渗流的拟启动压力梯度。特低渗透岩心低速下水驱油相对渗透率曲线的特点是束缚水饱和度高,油水共渗范围小,油相相对渗透率下降快,残余油下水相相对渗透率抬不起来,残余油饱和度高。深入研究了特低渗透裂缝性油藏渗流特性及开发特征。提出了有效驱动体系的概念,并结合实际油田的开发论述了探索了构建有效驱动体系的压裂投产增加可动流体饱和度、采用矩形井网扩大可流动区域、基质与裂缝较佳组合提高驱油能力等做法。
刘晓艳[3]2008年在《低渗透油藏稳产措施适应性分析及宏观决策》文中进行了进一步梳理随着油气资源勘探技术的不断发展提高,新探明储量,尤其是老区新探明储量的品质越来越差,低渗透油藏探明储量的比例逐步提高。由于低渗透油藏本身的地质特征,目前这类油气藏开发效果不理想,相当大一部分处于低产、低采收率状态。研究开发该类油藏的措施,分析其适应性,并从宏观上,优化配置各项措施,对高效经济开发低渗透油藏,以及我国石油工业持续稳定发展都具有举足轻重的意义。本文在介绍低渗透油藏储量分布、地质特征、裂缝特征、渗流特征的基础上,总结了低渗透油田开发中存在的问题,由此引出了低渗透油藏的主要稳产措施,并对其主要措施从油藏参数、施工参数、开发参数方面进行了适应性分析,得出压裂、酸化、调剖、打加密井的适应性。另外,本文在总结油田措施宏观规划模型的基础上,着重介绍了多目标不确定性模型及其解法。在此基础上,编制了“开发评价及措施优化配置系统”软件。最后针对牛25-C区块具体情况,从典型开发曲线和井网评价方面,分析其开发效果,预测其最终采收率。结合该区块目前开发过程中存在的问题,对该区块开发中采取的措施进行相应的适应性分析,得出其今后措施方向。运用软件对该区块今后5年的措施进行宏观规划,并对措施配置效果进行预测,分析其投入产出比。
黄有泉[4]2007年在《海拉尔油田苏德尔特复杂岩性储层压裂技术研究》文中研究表明海拉尔油田苏德尔特区主要储层是兴安岭群含凝灰质沉积岩储层和布达特群缝洞发育的变质岩储层,均属于低孔特低渗储层,自然产能低,压裂是最有潜力的增产措施,也是提交油田控制储量的关键技术,但是,由于储层的构造和岩性复杂,常规压裂施工难度大,裂缝起裂和延伸不易预测和控制,施工过程中压裂液滤失大,易低砂比砂堵,改造强度低,效果差,措施成功率低。为此,本文深入研究了苏德尔特区兴安岭群和布达特群复杂岩性储层有效压裂技术,这对苏德尔特区的有效开发具有重要意义和实用价值。首先,系统研究了兴安岭群和布达特群储层的沉积、构造、储层和岩性等特征,并详细分析了储层的注采能力。结果表明,兴安岭群沉积岩储层凝灰质及蒙脱石和高岭石等粘土矿物含量较高,敏感性较强。布达特群变质岩潜山储层多为碎裂的含钙中砂岩、细粒长石岩屑砂岩和碳酸盐质砾岩。两套储层均属低孔特低渗透储层,排驱压力较高,中偏强水敏,弱速敏到中等偏强速敏。断层均十分发育,布达特群储层裂缝和孔洞相对比较发育。两套储层的自然产能和吸水能力都非常低,多数层试油时不出油,采油指数和吸水系数都很低。其次,基于已有地应力计算模型,建立了考虑构造应力和热应力影响的地应力计算新模型,并设计了相应的地应力剖面解释软件,进而,利用实际测井资料,分区块进行了地应力解释,计算出沿深度的连续地应力剖面数据、岩石力学参数、柱状剖面图及分层数据等,得到苏德尔特区地应力的纵向和平面分布规律,为苏德尔特区压裂开发提供了理论依据。第叁,基于储层岩性认识和地应力等研究成果,给出了布达特群储层裂缝起裂和延伸准则及裂缝开启的数学模型和求解方法,并且,分析了含凝灰质兴安岭群储层压裂的起裂和延伸机理。同时,还测定了两套储层的岩石力学参数,结果表明,布达特群变质岩基质致密,裂缝和孔洞发育,且储层厚度较大,纵向上无明显应力差,压裂时压裂液滤失量大,易垂向延伸,裂缝较窄且缝高不易控制,压裂施工难度大,需要降低滤失和优化压裂施工设计,建议采用合层压裂以减少裂缝窜层,也可采用液体控缝高剂控制裂缝高度。含凝灰质兴安岭砂岩储层是粘土含量高、具有较强塑性的硬地层,水力压裂时裂缝起裂机理与常规砂岩硬地层相同,但由于岩石塑性较强,且因粘土吸水膨胀应力而使裂缝内有效净压力降低,导致裂缝变窄,加砂困难,采用能够抵制岩石水化的低滤失压裂液,可以控制裂缝的起裂和延伸。第四,针对兴安岭群含凝灰质储层易水化变软和滤失大及布达特群复杂介质储层滤失大的问题,研制了低滤失交联冻胶乳化压裂液体系,并从配方优化、性能表征、降滤失机理、滤失和压裂模型等方面,系统地研究了交联冻胶乳化压裂液的应用性能。结果表明,该乳化压裂液体系具有良好的岩石配伍性、乳化液稳定性、降滤失性能、流变性能、破胶性能及携砂能力,且储层伤害低,可适用于兴安岭群含凝灰质强水敏储层及布达特群缝洞发育复杂介质储层的压裂施工。乳化压裂液的降滤失机理主要是贾敏效应、高粘度、对凝灰岩吸水的抑制作用、油水两相流动效应及滤饼的形成。计算结果表明,乳化压裂液可明显改善裂缝的几何形状。第五,根据储层的地应力和岩性等特点,开展了兴安岭群含凝灰质储层压裂的施工参数和施工工艺的优化研究。设计了乳化压裂液的配液装置及配液流程,确定了有效的乳化压裂液施工参数,进行了现场试验,分析了现场压裂应用效果。同时,研究了布达特群储层的人工控缝高、变排量施工、测试压裂和地应力分析等压裂优化设计方法及提高压裂砂比和加砂强度的系列技术,形成了布达特群储层现场压裂施工控制技术,进行了现场试验,分析了布达特群储层的现场压裂应用效果。最后,对本文研究的复杂岩性储层压裂技术的措施效果进行了经济评价。室内实验分析和现场试验结果表明,本文研究的复杂岩性储层压裂技术可有效的开发动用苏德尔特区含凝灰质兴安岭群储层和复杂介质布达特群储层,现场压裂施工的压裂液平均返排率高,砂比和加砂强度大,施工成功率高(达到80%~90%),投入产出比分别达到1:5和1:8以上,技术效果和经济效益非常显着,解决了苏德尔特区复杂岩性储层压裂的难题。
王立军[5]2005年在《王广、黄场油田低渗透油藏开发技术研究》文中进行了进一步梳理随着油田开发的不断深入，低渗透油气藏在油田开发中占的比例越来越大，低渗透性油气藏具有储层性质差，单井产量低，开发难度大，成本高，稳产困难等特点。从油藏开发生产特征看，主要表现为：油井生产自然产能低，地层压力下降快，一次采收率低；注水井吸水能力差，注水补充地层能量困难，注水后油井见效差，见水后油井产量不仅不上升，反而下降；并同时存在注水油井含水上升，停住地层能量不足的矛盾。国内外关于低渗透性油藏的研究远远落后于中高渗透油藏。王广、黄场油田为江汉油田近几年启动完善的主力拿油单元，其储层属非均质性较强的低渗透油藏，注水开发的难度较大。尤其是近几年以来，由于含水上升和地层能量不足，井区老井自然递减幅度较大，稳产困难。王广区块总体开发形势是产油量下降，综合含水上升，动液面稳中有降。黄场油田总体上看产油量上升，含水下降，动液面回升，但落实到具体开发单元和井组，其开发中的矛盾则尤为突出。因此，如何实现两区块的持续稳产，提高采收率是我们要研究和思考的问题。本次研究正是在此背景下立项开展的。 论文共分五章，第一章阐述国内外有关低渗透油藏的研究现状，并针对王广、黄场两油田生产中暴露出的问题，提出研究课题和研究思路，即重点从研究裂缝着手，研究其地质模式，响应地质模式建立配套的开发模式。通过对其储层裂缝，注入水水线推进规律进行研究，寻找剩余油分布区域，进行措施挖潜；通过注采井网及注入方式的调整，提高注水开发效果；并采用合理的工艺配套措施，达到油田高产稳产的目的。第二章重点研究王广、黄场两油田油藏地质特征。包括沉积相特征，储层特征，裂缝分布规律及对油田开发的影响，油藏油井见水见效特征及油水分布规律。指出储层裂缝发育方向与王场背斜走向及邻近断层走向相关，王广天然裂缝与邻近的车档断层走向相一致，人工裂缝与背斜轴线方向大概一致。黄场油田天然裂缝与断层走向一致，人工裂缝与东区—黄场向斜轴线一致。裂缝对油田开发影响表现在：影响油田初期产量的高低，对注水开发具有双重影响，对压裂措施影响很大。第叁章对低渗透油藏开发技术进行研究。主要研究注采井网的科学合理部署，提高低渗透油藏水驱效率和有效注水，低渗透油藏措施挖潜，低渗透油藏配套采油工艺技术等。在井网的研究方面，采用多种方式，如经验公式，油藏数值模拟技术对注采井网进行部署和优选。在有效注水方式上，采用高压注水，超高压注水，周期(间歇)注水和交叉脉冲注水，同时指出，应立足于早期注水，垂直裂缝注水，在压裂改造上，要处理好利用裂缝与控制裂缝的关系。通过对增产措施的研究得出，压裂改造能大幅度提高低渗透油藏开发效果，特别是通过对加砂量和砂比的提高，增产效果更加明显，在选井选层方面，充分考虑物质基础和能量基础并采取深抽配套技术相结合。在采油配套工艺技术的研究方面有深抽配套、解盐防砂管柱、以及注氮等叁次采油技术。第四章主要阐述研究成
梁兵[6]2006年在《乌里雅斯太凹陷砂砾岩油藏压裂关键技术研究与应用》文中指出二连盆地乌里雅斯太凹陷储集层以砾岩、砂砾岩为主，具有相变快，岩性、渗透性变化大，孔隙不发育，渗透率低，物性较差，分选和联通性较差，微裂隙相对发育和非均质性严重等特点，属低孔低渗砂砾岩储层，绝大部分油井需压裂后才能投产。国内外针对砂砾岩油藏的特性展开了大量的研究工作，但是国内对砂砾岩地层增产措施方面的研究却相对较少，因而开展针对砂砾岩油藏的水力压裂技术研究就很有必要。 本文针对该地区压裂效果逐年变差，部分井压后效果不理想，没有一定的施工可靠性的现状，在前期压裂效果分析的基础上，找出压后效果不佳的主要原因，就此展开研究，主要完成了以下几个方面的研究内容，并得出了一些新的结论和认识。 压裂井层选择的好坏，直接影响着压后增油效果。目前该区尚没有一套合理的选井选层方法。本文运用灰色关联分析法，寻找出影响该区压后增油效果的主要因素有渗透率、孔隙度、含油饱和度、层厚、砂比、砂量、总液量、排量；针对目前压裂选井选层不考虑施工参数的局限性，运用模糊数学原理，建立了各影响因素与压裂后增油效果的模糊识别定量选井选层模型，模型较全面地考虑了影响压裂增油量的多种因素，突破了以往压裂选井选层不考虑施工参数的局限，形成了一套应用模糊识别理论来选井选层、优化施工参数和优选施工方案的新方法。 压裂设计时应该重点考虑压裂液和地层的滤失特性。目前砂砾岩油藏的水力压裂没有深入考虑砂砾岩岩性的特殊化造成的滤失的差别。本文针对乌里雅斯太砂砾岩非均质油藏的特性，借助先进的实验设备，开展室内动态滤失实验研究，用实验来反应砂砾岩地层滤失的特性；在实验的基础上考虑影响滤失的多种实验参数，借鉴FLIC模型消除时间变量的方法来简化油藏区，并引入与时间相关的滤失系数的概念，在假设滤液为牛顿液的条件下全面考虑了滤失的叁个区域，建立了叁个新的基于动态滤失实验的多参数的滤失计算模型，对滤失速度和滤失量进行了预测，并对比分析了各区域压力剖面的变化，最终得到随时间变化的综合滤失系数。该模型充分的利用了实验数据，在引入与时间相关的滤失系数后，能够反应非线性滤失的影响和实际滤失偏离线性滤失的程度。 高导流能力同样是大部分低渗透油田压裂所追求的重要目标。本文根据测井解释结果和岩石力学实验结果，利用相关分析寻找出该区动静态岩石力学参数之间的关系模型，利用测井资料和压裂施工数据反演建立了该区块的分层地应力模型。在准确的确定了地层闭合应力的前提下，针对以往支撑剂评价实验的局限性，改用压裂液破胶液作为测试介质进行支撑剂短期导流能力实验来评价和优选支撑剂，同时还评价了压裂液残渣对裂缝导流能力的伤害，最后提出了在造长缝的同时提高裂缝导流能力的工艺技术手段。 运用本文几个模型提供的参数进行压裂优化设计，形成了一套适合砂砾岩非均质油藏水力压裂优化设计的新思路，该模式的压裂优化设计针对性强，同样适用于类似砂砾岩油藏的水力压裂优化设计，值得现场推广应用。
刘伟[7]2008年在《低渗透油藏储层保护与改造措施研究》文中认为目前,我国在探明未动用的地质储量中大部分为低渗透油田储量,所占比例高达72.8%。由于低渗透油田开发效果和经济效益较差,油层伤害较重,使低渗透油田开发非常困难。因此如何减少油层损害,并对油层进行有效改造,进而提高低渗透油田开发效益,对我国石油工业持续稳定发展有至关重要的作用。本论文以基山低渗透砂岩体为例,对低渗透油藏的成因及主控因素、低渗透油藏储层伤害机理、低渗透油藏储层保护技术进行了详细的探讨,提出了相应的储层改造措施。通过研究,认识到导致低渗透油藏储层渗透率低,常规试油产量偏低、稳产期较短且无法投入有效开发的主要原因除了与深层油藏的物性差和天然能量不足有关外,还与低渗透油藏的油层伤害特性有关,也与储层改造工艺技术的不适应有关。通过研究,主要取得了以下成果和认识:1.基山低渗透砂岩油藏主力储层岩石结构致密,骨架颗粒轮廓不清晰,粒间孔隙分布不均,存在大孔隙和微孔隙。储层孔隙度为中到低孔、渗透率为低渗到特低渗,造成储层渗透率低的主要成岩作用是压实作用和胶结作用。2.低渗透油藏伤害机理与其它孔隙性油藏伤害机理并无本质上的不同,主要存在固相堵塞、化学敏感、水锁、结垢等方面的损害,但由于低渗透储层地质和渗流特征的特殊性,致使不同损害的伤害程度有所不同。研究表明,基山砂岩体低渗透储层基本伤害形式包括敏感性伤害、固相堵塞、水锁和化学结垢等四类;3.针对钻井、完井过程中普遍存在的储层固相与液相伤害,在实验研究的基础上,完善了潜在酸、聚合物和水伤害解除剂配方,优化了复合解堵体系。取得了较为理想的效果。4.针对早期VES压裂液存在伤害储层有效渗透性和抗高温能力差的弱点,加强了相应的研究,研制出新型水基压裂液体系。该体系不含高分子聚合物,可完全破胶化水,对裂缝导流能力基本不具有负面影响。5.形成了一套低渗透储层压裂改造与评价技术,并在基山低渗透砂岩油藏进行现场试验,取得了较好的效果。
崔彦立[8]2010年在《叁塘湖盆地牛东火山岩油藏水力压裂机理与应用研究》文中进行了进一步梳理火山岩油藏压裂是国内外储层改造面临的新课题,没有成熟的模式。火山岩地层发育的天然裂缝和局部结构差异将导致压裂施工中高滤失、高停泵压力梯度及近井高摩阻、多裂缝等问题,使人工裂缝的扩展有别于均质地层。牛东油藏复杂的岩性、储集结构及物性、含油性和力学性质的强非均质性,决定了压裂改造机理不同于砂岩油藏,表现为高应力、高滤失、高缝内扭曲、难控缝等技术难题。全程加砂充填法压裂技术是结合牛东裂隙岩体压裂地质和工程特征创新的现场实用技术,是针对裂隙岩体的全新技术理念。其主要原理:引入岩体力学等观点,在水力造缝过程中,应用压裂液、支撑剂和施工参数的优化技术,张开低角度的天然结构面;通过全程加砂降滤和堵塞支缝形成水力主裂缝增压腔,依靠有序提高缝腔内净压力以增加近井和远井的结构面张开度和延伸距离,形成以井筒为中心、沟通近井或远井储集结构面、具有渗流通道作用的裂缝导流系统,同时增加充填厚度,减少隔层脆性断裂和支撑剂嵌入等作用。本文内容主要包括五个部分。第一部分是牛东油田地质和油藏特征研究,重点研究了成岩、成藏模式、储油模式和分区渗流模式。第二部分是应用岩体力学等理论,研究牛东火山岩裂隙岩体的工程特征。重点是结构面特征对水力造缝的特殊力学作用,如脆性断裂效应、嵌入效应、滤失效应、地应力屏蔽效应、敏感性伤害作用等。第叁部分总结了国内火山岩油气藏压裂技术现状及牛东前期压裂技术应用情况,重点分析了牛东前期按照砂岩压裂模式压裂施工存在的高砂堵率等问题的机理。第四部分研究了裂隙岩体水力造缝增压压力腔机理,主要是分析了连续介质常规压裂理论的不适应性、增压腔造缝模式形成与延伸机理、多裂缝等效滤失的G函数导数诊断等内容;第五部分研究了全程加砂充填法现场应用技术研究,总结了火山岩压裂造缝和滤失的特殊机理及叁种施工模式,分析论证了压裂设计与施工等配套技术及应用井例。经过牛东火山岩储层的规模应用,有效解决了高砂堵率、高用液量、低砂比和短有效期等火山岩压裂难题,压裂施工成功率、压裂液体效率、增产效果得到大幅度提高,并对提高同类油藏的水力压裂技术水平具有重要意义。
赵伟[9]2007年在《压裂防砂过程中裂缝中的压力场研究》文中认为压裂防砂技术将压裂增产与充填防砂方法相结合,在油层形成短而宽的填砂裂缝,能够起到增产与防砂的双重效果。压裂防砂工艺在中高渗透率疏松砂岩油藏上应用,在压裂施工过程中压力场变化过程复杂,是该施工成功的关键问题。论文研究了中高渗透率疏松砂岩油藏的破坏机理及出砂影响因素,分析了压裂防砂技术的防砂和增产机理;结合压裂防砂施工管柱分析了压裂防砂技术的施工工艺特点,研究了施工关键技术;建立了受压力控制的滤失模型和裂缝延伸模型,这两个模型能够综合考虑压裂液滤失、缝内压力、裂缝形态等因素来模拟压裂防砂裂缝扩展的整个过程,论文把两模型结合起来计算了压裂防砂过程中裂缝几何尺寸及缝内压力的变化情况,并编制了相应的计算程序,论文中的研究理论与计算程序得到了胜利油田现场应用井例数据的验证;另外,本论文还使用简化的物理、数学模型及节点分析方法对脱砂前、后井底及缝内压力特征进行了理论研究,对脱砂过程的现场监测方法进行了阐述。
马卫荣[10]2005年在《塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏深度酸压技术研究》文中指出酸化压裂是碳酸盐岩油藏增产的重要措施,在现场得到了广泛应用。碳酸盐岩储层常发育有裂缝和溶洞,其流体滤失机理与均质油藏或一般裂缝性油藏的流体滤失存在明显的差异。酸液在井筒和裂缝流动时的温度场和速度场模拟是进行酸液就地性能参数计算的前提。酸液体系是酸压施工中最为重要的材料,研究适宜于高温深层的酸液体系是确保酸压施工成功的关键。另外,借助于各种手段全面进行压后评估是分析酸压施工效果、提高后续酸压施工设计水平的基础。上述内容有机地构成了塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏深度酸压技术研究的主要内容。 本文根据塔河油田缝洞型油藏酸压的实际需要,开展缝洞型油藏酸压设计理论和酸液体系的研究,取得了以下主要成果: (1) 考虑压裂液沿天然裂缝和基质的渗滤,建立了有限裂缝性地层压裂液滤失解析计算模型; (2) 基于缝洞型碳酸盐岩储层所表现出的叁重介质渗流特征,建立了叁重介质压裂液滤失模型,给出了模型的解析解; (3) 建立了酸蚀蚓孔的增长模型、酸液在蚓孔内流动反应模型,提出了考虑蚓孔的酸液滤失计算方法; (4) 建立了井筒温度场数值计算模型,引入裂缝溶洞型油藏流体的滤失计算方法,改进了裂缝内酸液的温度场计算模型; (5) 研制了针对高温深层酸压需要的高粘度胶凝酸体系和低摩阻乳化酸液体系,在塔河油田的酸压施工中取得成功应用; (6) 采用压后压力降落分析、产量历史合分析、不稳定试井评价和声发射裂缝监测的综合评价技术,进行了酸压施工井的综合评估分析。 通过论文对塔河油田缝洞型油藏酸压技术研究,获得了一些有益的结论: (1) 大量的压裂液是在压裂初期滤失进入地层,并主要经由天然裂缝滤失掉,裂缝性油减压裂液滤失计算中应考虑天然裂缝的影响; (2) 叁重介质压裂液滤失模型较好地反映了滤失的压裂液在缝洞型储层中的流动特性,并可推广应用于解决多重介质的滤失及渗流问题; (3) 酸液主要通过蚓孔滤失,酸蚀蚓孔的长度又是影响酸液滤失的主要因素;适当提高酸液粘度能减缓酸蚀蚓孔的增长速度,以有效降低酸液的滤失; (4) 改进的全叁维裂缝及近缝地层温度分布数值计算模型,可更好地用于缝洞型油藏的酸压设计; (5) 研制的性能良好的高粘度胶凝酸体系和低摩阻乳化酸酸液体,能满足塔河油田奥陶系缝洞型碳酸盐岩储层深度酸压改造的需要; (6) 采用压后压降分析、产量拟合评价、不稳定试井分析评估、声发射地面裂缝监测等综合评估酸压裂缝状况,有利于客观准确地分析压裂裂缝参数。
参考文献：
[1]. 中高渗透性油藏压裂技术研究[D]. 庞炳章. 西南石油学院. 2003
[2]. 大庆油田特低渗透裂缝性油藏渗流特征研究及应用[D]. 黄德利. 大庆石油学院. 2010
[3]. 低渗透油藏稳产措施适应性分析及宏观决策[D]. 刘晓艳. 中国石油大学. 2008
[4]. 海拉尔油田苏德尔特复杂岩性储层压裂技术研究[D]. 黄有泉. 大庆石油学院. 2007
[5]. 王广、黄场油田低渗透油藏开发技术研究[D]. 王立军. 中国地质大学. 2005
[6]. 乌里雅斯太凹陷砂砾岩油藏压裂关键技术研究与应用[D]. 梁兵. 西南石油大学. 2006
[7]. 低渗透油藏储层保护与改造措施研究[D]. 刘伟. 成都理工大学. 2008
[8]. 叁塘湖盆地牛东火山岩油藏水力压裂机理与应用研究[D]. 崔彦立. 中国地质大学（北京）. 2010
[9]. 压裂防砂过程中裂缝中的压力场研究[D]. 赵伟. 中国石油大学. 2007
[10]. 塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏深度酸压技术研究[D]. 马卫荣. 西南石油学院. 2005