水相分流量全过程有理式模型的建立及应用

水相分流量曲线是研究油藏开发动态的重要基础资料之一，主要获取途径是室内实验测试。受实验周期及实验设备限制，注入量有限，无法直接得到水相分流量曲线端点值。现有的计算模型基本未考虑极限驱替，曲线端点值无法通过拟合计算获得。基于油藏工程理论，明确水相分流量曲线的理论关系、曲线特征和边界条件。通过对比分析多种数学模型，确定采用有理式函数为基础形式建立水相分流量的全过程模型。结果表明，模型计算值与实测值的平均相对误差仅为0.4%，计算精度高，能够实现极限驱替时刻残余油饱和度预测以及相对渗透率比值全过程曲线的计算。研究过程所需参数可从相对渗透率测试报告中获取，数学模型具有较高的普及性和实用性，能够为水驱油藏开发的理论极限、剩余开发潜力及下一步调整方向提供指导和帮助。     

油藏地质模型质量控制与验证方法

油藏地质模型是一个描述油藏地质特征和储层物性的三维网格数据体,建立高质量的地质模型是进行油藏精细管理和高效开发的关键.文中从地质建模的本质入手,分析了影响地质模型质量的主要因素,提出了地质建模过程中质量控制方法和地质模型可靠性验证方法.按照规范化的地质建模流程,检查基础数据之间是否存在逻辑错误,核实基础数据的准确性;对...     

复杂油藏三维地质模型的建立方法

对复杂油藏开展数值模拟研究的关键是建立符合油藏地质实际的三维地质模型。常规的数值模拟建模方法考虑的因素简单,无法精确描述诸如断层、微构造、隔夹层、严重非均质储层及流体等复杂油藏的特殊地质现象。针对复杂油藏特征,结合目前数值模拟建模的新技术、新方法,提出在数值模拟建模过程中建立合理描述主要地质要素的控制系统,避免模型中参数分布的不合理,保证数值模拟地质模型最大程度地保留油藏描述的研究成果,反映了地下流体渗流的主要地质特征。     

利用VISUAL BASIC绘制等值图的方法与技巧

本文简要介绍了如何利用Visual BASIC编程语言及FORMULA ONE和SURFER软件绘制等值图的几种方法与使用技巧.     

东海油气田A油藏跟踪研究及效果分析

东海油气田A油藏是我国东海海域发现并投入开发的第一个油气田。由于东海海域地质条件的复杂性，加之井少、地质参数非常强的不确定性，使得1992年所完成的0DP方案的地质基础需要进一步落实。为此在钻井的同时开展地质跟踪研究，及时纠正0DP方案中的认识误差，确保油田的高产稳产。根据目前油藏的地质及开发特征，分析了0DP方案要点及不确定性条件，介绍了跟踪研究使用的主要关键技术及应用该技术研究成果对0DP方案所做的调整。从方案调整实施后所产生的效果，说明了跟踪研究在高产稳产中所起的作用。该文对于同类油藏的开发具有借鉴意义。     

确定CO2最小混相压力的状态方程法

混相压力是确定油藏能否采用混相驱的重要依据,测定混相压力的最好方法是细管实验法,但室内实验法测定费时费力。基于细管实验的结果,结合“混相函数”的概念,提出了一种利用组分分割和组合的方法,即将C1^＋组分分割为几种以后,对利用修正的Redlich—kwong状态方程确定CO2最小混相压力的方法进行了研究和改进,克服了原方法中重组分临界值难以确定的缺点;同时提高了温度对计算结果的敏感性。计算结果与实验结果对比表明,确定的最小混相压力误差小于5％,充分证明该方法的有效性。     

裂缝性低渗透砂岩油藏数值模拟历史拟合方法

针对裂缝性低渗透砂岩油藏的地质特点和渗流特征,论述了油藏数值模拟历史拟合的技术方法及侧重点。应用大芦湖油田樊12井区双孔双渗油藏模型研究了裂缝性低渗透砂岩油藏历史拟合中裂缝渗透率、裂缝密度、裂缝重力泄油等敏感性影响因素,确定了该油藏模型历史拟合参数调整的有效范围。结合史南油田史深100块、大芦湖油田樊107块等裂缝性低渗透砂岩油藏的数值模拟研究,阐述了对该类油藏的地层压力、油田综合含水率以及单井压力和含水率拟合的方法,分析了油藏网格模型方向性、油藏压力敏感性、压裂裂缝等因素对裂缝性低渗透砂岩油藏数值模拟历史拟合的影响。     

稠油冷采降黏剂分散机理与驱替实验评价

高效分散降黏剂是稠油冷采的关键,不仅具有静态洗油能力,而且能够扩散进入稠油胶质与沥青质之间,具有打散稠油结构的作用。在微观降黏机理研究的基础上,开展了L-A型稠油冷采吞吐降黏剂静态洗油、微观驱油、单砂层驱油和双层合采与分采驱油实验。L-A型降黏剂在稠油冷采中具有很好的使用效果,其主要机理为降黏剂分子间能形成很强的氢键,插层进入稠油分子间,渗透并扩散到稠油胶质与沥青质片状分子中,使稠油分子间氢键作用力降低;质量分数为3%的L-A型降黏剂溶液静态洗油效率可达11.3%,在微观驱替中具有剥离颗粒表面稠油的作用。单层驱替实验表明,最佳驱替降黏剂质量分数为2%~3%,较低驱替速度（1 mL/min）下驱油效率达到48%;双层驱替时在渗透率级差不大于2的情况下,低速最大驱油效率可达40%,整体驱油效率随驱替速度增加和层间渗透率级差增大而降低。     

考虑致密储层岩石特征参数的压敏效应计算新模型

针对不同地区致密储层的压敏效应的差异性问题,以致密储层3种类型沉积岩（浊积岩、滩坝砂、砂砾岩）和2种露头岩心为研究对象,进行压敏实验,建立了考虑岩性特征参数适用于不同类型沉积岩致密储层的压敏模型。结果表明：砂砾岩、浊积岩、滩坝砂的应力敏感性依次减弱,渗透率最大下降幅度为22.8%~34.3%;致密储层渗透率与有效应力呈指数变化关系;有效应力敏感系数与杨氏模量呈对数关系、与渗透率初值呈幂函数关系。实例应用表明,该压敏模型预测致密储层产能的误差为4.98%,准确性高。该压敏模型适用于不同地区致密储层,可以提高产能预测精度,为同类型油田确定合理的地层压力提供了可靠依据。     

薄层特超稠油油藏氮气与降粘剂联合蒸汽辅助重力泄油物理模拟实验

常规蒸汽辅助重力泄油技术主要适用于油层厚度较大、原油粘度较高的油藏。针对春晖油田哈浅1块油层厚度相对较薄、原油极稠的特点,在常规蒸汽辅助重力泄油的基础上,采用三维物理模拟实验技术,开展通过加入氮气与降粘剂来改善常规蒸汽辅助重力泄油开发效果的实验研究。实验结果表明:采用氮气与降粘剂联合蒸汽辅助重力泄油,能够减缓蒸汽超覆,降低蒸汽腔压力,扩大蒸汽腔有效波及范围,降粘剂在蒸汽的携带作用下,可增大降粘范围和幅度,使得蒸汽腔的发育形态发生质的变化,有效动用油层下部储量;从动态指标来看,氮气与降粘剂联合蒸汽辅助重力泄油比常规蒸汽辅助重力泄油和氮气联合蒸汽辅助重力泄油的累积油汽比分别提高0.036和0.023 mL/mL,采收率分别提高10.9%和6.9%,说明氮气与降粘剂联合蒸汽辅助重力泄油开发效果较好。