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1. 压裂水平井水平段长度及裂缝参数优化

王大为, 吴婷婷, 高振南, 杜春晓, 耿志刚

新疆石油天然气 2021, 17 (2): 59-63.

摘要（56）

PDF （2216KB）（38）

渤海低渗透油藏储量规模较大,暂未有效动用,压裂水平井是未来渤海低渗透油田实现增产的主要手段,亟待开展技术攻关.压裂水平井渗流机理复杂,裂缝间相互干扰,通过分析储层渗流过程,基于复位势理论和势叠加原理,推导了压裂水平井多条裂缝相互干扰的产能预测模型,并给出了求解方法,在此基础上,开展了渤海目标低渗油田水平井水平段长度及裂缝参数优化研究.结果表明:渤海目标低渗透油藏压裂水平井水平段最优长度400 m,最优裂缝条数为5条,最优裂缝半长为120 m,裂缝导流能力取20μm2·cm较适合.

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2. 渤海稠油油藏分类方法及分类界限研究

吴婷婷, 张风义, 王大为, 杨建民, 廖辉

新疆石油天然气 2019, 15 (3): 64-69.

摘要（18）

PDF （1661KB）（14）

结合渤海稠油特点,打破以地质条件或流体性质单因素为依据划分油田类型的方法,开展了以开发方式选择为导向的渤海稠油油藏分类方法研究.该方法综合考虑三个影响开发方式选择的关键因素,通过数据统计、数值计算等方法,开展了各因素的界限研究,明确了不同参数范围所属油田类型及不同油田类型应采取的开发方式.该研究成果对指导渤海稠油开发方式的选择具有重要意义.

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3. 强底水特稠油油藏蒸汽辅助重力泄油物理模拟

王大为, 吴婷婷, 葛涛涛, 杜春晓, 耿志刚

新疆石油天然气 2018, 14 (2): 49-53.

摘要（10）

PDF （2551KB）（7）

通过三维物理模拟分析了强底水特稠油油藏SAGD开发效果.研究表明,强底水会消耗部分注入蒸汽热量,对于SAGD开发产生较大不利影响.吞吐预热后转SAGD生产过程可以划分为产油量快速增加和产油量逐渐递减阶段2个阶段.由于存在强底水,吞吐预热难以降低油藏压力,经过3个吞吐轮次,油藏压力由10MPa降至9.5MPa,井间温度升至85℃,达到转SAGD时机;生产井在吞吐阶段已发生明显水淹.吞吐预热阶段采出程度达到0.35%,汽腔上升达到顶层时的采出程度为3.59%,汽腔水平扩展阶段结束时对应的采出程度为15.15%,至瞬时油汽比降至0.1时的采收率达到28.80%,最终采收率明显低于纯油藏模式SAGD开发.

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4. 海上特稠油油藏蒸汽辅助重力泄油物理模拟

王大为, 刘小鸿, 吴婷婷, 耿志刚, 杜春晓

新疆石油天然气 2017, 13 (2): 31-34.

摘要（13）

PDF （2608KB）（11）

渤海LD油田属于中深层厚层块状特稠油油藏,是国内海上迄今为止发现的原油粘度最大的稠油油田,SAGD技术是开发此类油田的有效手段.目前国内外已投入SAGD开发的油田,多为浅层稠油油田,对于中深层特稠油油藏SAGD开发还需要通过物理模拟等手段开展深入研究.通过三维物理模拟分析了LD油田SAGD开发的可行性,认为该油田先吞吐降压,再转SAGD的开发方式能够取得较好的开发效果.经过3个吞吐轮次,油藏压力由6MPa降至3MPa,井间温度升至85℃,达到转SAGD时机.蒸汽吞吐降压阶段的采出程度达到5.75％;SAGD过程中汽腔上升达到顶层时的采出程度为13.5％,汽腔水平扩展阶段结束时对应的采出程度为30.5％,至瞬时油汽比降至0.1时的采收率达到54.7％.

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