《油气田开发科学技术进展》
1、各向异性油藏特点？注水开发时如何设计调整？
特点：渗透率具有方向性的油藏叫做各向异性油藏，或各向异性渗透率介质油藏。
（补）
各向异性油藏的渗透率在方向上具有各向异性，在平面上具有非均质性。
各向异性油藏有两大类：一类是沉积作用形成的,称为沉积各向异性油藏，另一类是裂缝作用造成的,称为裂缝各向异性油藏。
各向异性指的是介质在同一点处不同方向上的性质不同，非均质指的是两个不同点处的性质不同。
非均质可以通过对空间取平均来消除，各向异性则不能。
例如一个非均质裂缝油藏，平均来看，裂缝方向有一个渗透率值，垂直于裂缝方向有另一个渗透率值。
（补）
调整时：各向异性渗透率主轴与井排方向平行；渗透率主轴——裂缝方向、古水流方向；
井排方向——同一注采单元内任意两井连线（补）
1井排方向与渗透率主轴方向平行
2将非均质油藏等效为均质油藏按均质油藏的布井理论布井网，再转换到非均质油藏中
转换关系为
2、各向异性油藏水平井特点及设计方法？
各向异性油藏水平井网的特点
（1）水平井网需考虑渗透率主方向、井排方向和水平井段方向三者之间的两两匹配关系
（2）水平井网需考虑井距、排距和水平井段长度的两两匹配关系
井网设计方法
（1）渗透率主方向、井排方向和水平井段方向三者之间呈两两平行或垂直关系；
（2）水平井段跟井距的比值与各向同性井网相同。
3、注蒸汽井气窜产生原因及特征？
原因：
（1）层内或层间较强的非均质性
（2）原油层内严重的蒸汽超覆
（3）多吞吐周期后呈现井间热连通或压力连通
（4）注入参数不合理
气窜特征：
动态判断：相邻井注气时，生产井产液量增加，含水率升高，井口温度上升，气窜严重时，相邻井注气，生产井产水量急剧上升并伴有一定的蒸汽
形式（补）
A 蒸汽窜—在超稠油吞吐过程中，除个别生产井由于井距较小，井间高渗层在压差作用下容易形成蒸汽窜流通道，大部分气窜是假象。
B 热水窜—在多周期吞吐后，某层向上的井与井可能形成了高含水热通道，此时从注水井注入的蒸汽冷凝成的热水发生粘性指进，热水很快窜到生产井。
4、热力采油中主要技术及关键问题？
热力采油三大技术：蒸汽吞吐，蒸汽驱，火烧油层，SAGD（蒸汽辅助重力泄油）
国内稠油开采的发展趋势：1.资源动用：扩大特稠油、超稠油储量的动用程度；2.提高稠油采收率：蒸汽吞吐转蒸汽驱动方式，且呈现热力复合（化学剂，气体，溶剂等）驱替方式。
稠油的热力敏感性和注蒸汽的经济性决定了注蒸汽热力采油是目前乃至今后较长一段时间内开采稠油的主要技术和保持稠油的主要技术和保持稠油生产持续稳定发展的主要途径。
关键技术：
1稠油油藏的渗流特征研究
2稠油油藏热采检测资料解释研究
注蒸汽井井温剖面解释方法
井温剖面测试工艺
热采区导热数学模型及其解（加热区关联因素分析单层加热区数学模型求解）。
注蒸汽直井焖井压降及测温资料解释
受热油层复合模式
现代试井解释方法
3注蒸汽井气窜机理与特征研究
气窜主要动态特征
注蒸汽井气窜机理研究
井间气窜数模研究
注蒸汽井间气窜特征预测
井间窜通特征参数
4注蒸汽井调堵参数优化研究
注蒸汽井调剖方法的适应性研究
注蒸汽吞吐油层余热特征
蒸汽吞吐汽窜调剖方法优选
5、导致油井含水上升的因素？哪些因素影响聚驱效果？
油井含水上升的因素
（1）两相流度比：形成非活塞式驱替，正常出水
（2）储层的非均质性：形成水窜，非正常出水
（3）油田开发方式：人为因素，恶化或者改善出水。
解决对策有：
（1）对于两相流度比，改善水的流度，提粘，注聚合物；
（2）对于储层的非均质性，运用调剖堵水技术，和水动力学方法；
（3）对于油田开发方式，需要提高决策的科学性。
影响注聚效果的因素：
（1）注入参数：注入量，
（2）注入时机（在含水率不同阶段）
（3）①层间非均质性，考虑正反韵律。
从模拟计算结果看，不同韵律性地层水驱开发存在一定的差异，注聚合物最终EOR差异与水驱差别相差不大，即不同韵律性聚合物采收率增幅相差不大，表明油藏韵律性对注聚合物开发影响不大。
②层内非均质性，层内非均质性越严重，最终EOR增幅越大。
③层间非均质性,不考虑韵律性。
层间非均质性越严重，注聚效果越差，层状油藏层间相互不流通，聚合物驱虽然一定程度上改善了吸水剖面，
但缺乏纵向上的流动调整功能。
（4）原油粘度
（5）井网井井距，井距>300米时，注聚最终EOR增幅趋于稳定，在20年生产时间内，井距越大，注聚效果越好，主要因为典型模型物性较大，300米以上井距仍能满足开发要求，且越大，单井控制储量越多，注聚后增加采收率幅度最高。
（6）后续参数影响
6、油藏深部堵水调剖关键技术与哪些？
（1）窜流通道描述技术
示踪剂识别技术采油指数法试井分析法概念模型识别法聚合物驱后识别法井间示踪剂识别法注水井注入生产井监测
（2）堵剂评价技术
(3) 选井决策技术
(4)堵剂技术要求
(5)数值模拟技术
7、低渗透油藏试井解释技术存在哪些问题？
(1)低渗油田渗透率低，关井试压时间长，径向流不明显
(2)低速非达西流的试井模型与实际模型存在一定误差
(3)低渗油田，低孔隙、低渗，非均质严重，油层砂体的接触关系多样性，导数曲线不能反映油层砂体小尺度的变化
(4)多相流的试井理论欠缺
（1）低渗透油田由于渗透率低，关井测压试井长，许多试井资料未出现径向流动，给试井资料解释和结果应用带来了极大困难。
（2）目前许多学者对低渗透油藏的渗流规律进行了大量研究，但研究出发点均相同，即考虑低渗透油藏渗流存在启动压力梯度。
然而实际渗流实验曲线表明，在流速非常低时，渗流
曲线为曲线段。
现有低速非达西试井模型只是一种近似，与实际油藏的情况存在一定的误差。
（3）低渗透油藏储层低孔、特低渗，非均质性严重，油层砂体的接触关系具有多样性，在实际试井资料解释过程中，导数曲线是否反应了储层砂体的小尺度变化，目前还不能通过试井方法确定。
（4）随着油气田开发时间的延续，产水油气井越来越多，大量的产水油气井的压力恢复试井曲线异常形状。
传统的单相流试井模型认为，导数曲线上翘是储层物性变差或断层的反映，在多相流动条件下，这种现象应解释为多相流动区内流度的变化。
目前关于多相流动试井问题，对油水同出情形，做了一些研究。
但关于试井流动机理，特别是含水率变化对井的动态的影响鲜有见报道，现有研究几乎没考虑油井试井过程中径向流度的变化。
8、变渗透率试井特点及用途？
采用变渗透率算法，并考虑井到井筒存储效应和表皮效应，建立了低渗透油藏通用非达西试井模型，最后给出了低渗透通用非达西试井的典型曲线图版。
考虑变渗透率效应试井模型特征曲线
变渗透率试井曲线后期上翘，通过这种导数曲线特征可以判断储层是否存在启动压力梯度。
9、从气候及采收率角度分析CO2埋存机理及用途？
CO2埋存机理：降粘、混相效应、降界面张力、溶解气驱作用、补充地层能量、改善储层的渗透率。
用途：（1）CO2可以解决有机物沉积问题。
我国原油中蜡、沥青质和胶质含量高，驱油过程中，CO2可抽提原油中较高分子量的烃。
（2）复杂油藏注CO2提高采收率
按现有的CO2驱油藏适应性评价标准，目前国外CO2驱技术主要应用于原油粘度低低、注入性良好，均质性较好，无裂缝，厚度较大的油层。
我国完全符合上述条件的油藏较少，利用CO2提高采收率的主要对象是油藏特性和原油特性差的油藏。
10、注CO2提高采收率需解决哪些技术问题？
(1) Co2与原油混相压力高
(2)注Co2过程中的气窜严重（粘性指进，油藏非均质）
(3)有机物的沉积问题（蜡质，沥青质）
(4)复杂油藏的问题
(5)结垢问题
(6)腐蚀问题
(7)井口结垢问题
(8)CO2的运输问题（液态，储罐低温保冷）
(9)注CO2过程中储层物性变化的问题
11、复杂结构井开发油田需解决的关键技术？
(1)在较为复杂的地质条件下，油藏非均质几何形态的精细描述要求数值模拟采用灵活的网格，而用笛卡尔网格存在局限性。
(2)笛卡尔指教坐标网格在某条件下存在严重的网格取向效应
(3)水平井斜井分支井的飞速进步产生了新问题（如网格方向往往与井的方向，流体实际流动的方向一致）
(4)常规数值模拟方法无法充分反映复杂结构井近井地带渗流机理以及干扰机理
(5)如何大幅度提高复杂结构井单井产能，扩大单井控制面积
(6)如何控制含水上升速度
(7)如何提高油藏采收率
(8)如何在复杂油气田中实现少井高产
(9)如何最大程度上提高经济效益
12、分支井产能的影响因素有哪些？如何影响？
为油层水平/垂直渗透率（反比）
h为油层有效厚度,m （影响不大）为生产压差,MPa （正比）
为原油粘度, （反比）为水平井的井眼半径（正比）
L为水平段的长度, m; （正比）为水平井的泄油半径,m; （反比）。