主成分分析技术在储层预测中的应用——以饶阳凹陷留北地区上第三系为例

饶阳凹陷留北地区上第三系主要为河流相沉积,在整个渤海湾盆地,河流相的储层预测是十分困难的.对于此类油藏的研究,除进行精细的地层划分和对比、沉积、储集层研究等地质工作外,还要充分利用当前先进的地球物理技术,对该类油藏进行预测.目前针对性的识别技术很多,主成分分析技术就是其中之一.研究表明,主成分分析方法是隐蔽性油气藏勘探的有利工具,可以获取更多、更可靠的储层信息,更精确地预测储层砂体空间分布,从新的角度去进行储层预测、油藏描述和地质资源风险评价,在饶阳凹陷应用,展示了河道砂体的非均质空间展布特征,与实钻情况吻合,证实了主成分分析技术的有效性.     

长裂缝油藏水平井及直井简单精确的IPR方程

本文用最新的数学模型分析了西得克萨斯州普拉贝里带地区天然裂缝油藏１２口直井、大庆油田两口水力压裂水平井的地层伤害。此模型总结了斯普拉贝里带地区垂直井的产量递减特征,并对比了裂缝面和裂缝导注能力对产量的影响程度。结果表明,应力敏感型裂缝导流能力下降是导致这些井产量下降的主要原因。模型应用于大庆油田水平井计算结果也表明,如果地层不受伤害,这些水平吉的产量应该是直进的４－５倍。     

利用IPR方程预测长裂缝油藏水平井及直井产量

西得克萨斯州斯普拉贝里带油田发现于1949年，被认为是世界上较大的油田。该油田储层的主裂缝走向为北东－南西向，裂缝最大渗透率与最小渗透率之比为144：1。强烈的渗透率非均质意味着井间可能存在较长的天然连通裂缝。但目前分析长裂缝流动特征的方法都不可靠。     

水平井技术在宝浪低孔低渗油藏开发中的应用

从水平井筛选标准、水平井产能及其影响因素、水平井渗流特点及压力分布等几个方面介绍了水平井开发技术特征。同时对宝浪油田宝北区块Ⅲ1层低孔低渗油藏直井开发特点、实钻2口水平井采油井H2、H3的开采现状及初期开发规律等做了对比分析，并分别用数值模拟和经验公式及经济评价软件对水平井后期开发特征进行了预测和经济评价。此外，还针对H2、H3井在开发中存在的问题提出了详细的措施意见。     

水平井技术在宝浪低孔低渗油藏开发中的应用

从水平井筛选标准,水平井产能及其影响,水平井渗流特点及压力分布等几个方面介绍了水平井开发技术特征。同时对宝浪油田宝北区块ш１层低孔渗油藏直井开发特点、实钻２口水平井采油井Ｈ２、Ｈ３的开采现状及初期开发规律等做了对比分析,并分别用数值模拟和经验公式及经济评价软件对水平井后期开发特征进行了预测和经济评价。此外,还针对Ｈ２、Ｈ３井在开发中存在的问题提出了详细的措施意见。     

提高低渗透储层吸水能力对策研究

注水开发是低渗透油气田的主要开发方式,宝浪油田天然能量低、产量递减幅度大、地层压力下降快.根据注水井测试资料和动态特征分析,影响地层吸水能力的主要因素是低孔低渗储层存在启动压力、水敏、盐敏以及入井流体杂质对储层的伤害和污染.提高储层吸水能力对策是早期注入粘土稳定剂、水井酸化、分层注水、高压注水和钻采过程中采取储层保护措施.     

宝北区块低渗透油藏井网适应性研究

从宝北区块井网型式、注水方式、水驱控制及动用程度、油水井供液能力、驱动指数、油井见效见水等方面分析了宝北区块注采井网适应性,指出了环状注水方式和注采井距不合理是目前井网不适应油田开发需要的原因所在,并在此基础上提出了增布内部注水井点、缩小注采井距、改环状注水方式为排状注水方式、加强内部注水、加大分层改造力度等改善开发效果的措施及建议。     

水平井的筛选标准

本文讨论了三种水平井油藏的筛选和分类方法的应用，及他们的优缺点，这三种方法是：类比法，模式分析法和常规油藏模拟法。     

低渗透油藏水平井技术应用难点分析

以宝浪油田宝北区块低孔,低渗油藏实钻的2口水平采油井为例,分析了2口水平井的整个实施过程,总结了油藏筛选,产能预测,井网部署,钻（完）井技术,油层保护,动态分析等几个关键环节的经验和教训。通过分析基本摸清了水平井技术特点,以避免在推广应用水平井过程中出现失识,以改善低渗透油藏水平井开发效果,提高经济效益。     

水平井底水锥进实验及数模研究

作者用赫尔－肖氏模型做了水平井底水驱油模拟实验。研究发现,油水界面的分布取决于流速和粘度比。较低的流速和相同的油水粘度可形成稳定的油水界面,并获得更高的采收率。另外,还研究了不稳定流动时的油水界面及采收率。对于给定的粘度比,流速过高通常会导致无水原油采收率偏低。但是,在某些情况如复合指进时,高流速下的采收率反而比低流速下的采收率高,无水采收率取决于无因次流速。