复杂断块油藏注水开发调整方案设计及应用

油藏注水开发调整方案设计是油田高效合理开发的重要保障,也是提高采收率的重要手段,以某油田H15井区复杂断块油藏为例,进行注水开发调整方案设计研究。从区块生产动态资料入手,运用油藏数值模拟技术,进行生产历史拟合,修正数值模拟模型,认清剩余油分布规律,结合目前开发中存在的问题,制定了一套采用反七点井网注水开发的调整方案。通过对方案生产动态指标预测,推荐采用该方案开展研究,为同类复杂断块油藏注水开发方案调整设计提供借鉴作用。     

时移地震在SAGD蒸汽腔数值模拟中的应用

针对油藏三维空间动态变化模拟精度较低的难题,运用时移地震约束下的油藏数值模拟方法,模拟稠油热采时油藏蒸汽腔形态三维空间动态变化情况。研究结果表明：时移地震约束下的数值模拟方法可以精细模拟出SAGD蒸汽腔发育形态在三维空间里的动态变化情况,油藏开采历史数据也得到了较好的拟合。油藏观察井测温资料及实际生产数据验证了模拟结果的准确性。研究成果对稠油热采油藏开发调整决策及开发调整方案编制具有指导意义。     

埕岛11断块油藏数值模拟及开发方案研究

本文利用三维三相模拟软件对胜利油田埕岛１１断块进行了数值模拟研究，在对该区的初期开采历史进行拟合的基础上预测了未来的开发动态。着重研究了层系调整问题、自喷转抽时机、层位上（下）返对开发效果的影响等。选择了二套开发方案，方案Ⅰ：油井停喷后转抽至极限开发指标，上（下）返层位恢复自喷，停喷后转抽至极限开发指标。方案Ⅱ：油井停喷后即上（下）返层位开采，维持自喷，再停喷后合采转抽至极限开发指标。在分析对比的基础上选择最优调整方案，认为方案Ⅱ优于方案Ⅰ。     

文23-2断块凝析气层开发数值模拟研究

在充分研究文23-2断块凝析气层地质及开发特征的基础上,选用加拿大CMG公司的GEM三维组分模拟器建立了该断块三维组分模拟模型.进行了相态拟合和历史拟合,对采气速度、调整射孔、冬季调峰、酸压措施等对气藏开发效果的影响进行了模拟对比研究,该研究成果为气田制定合理的开发调整方案提供了可行性依据.     

菱形井网设计的VBScript编程实现及改进

井网设计是油气田开发中数值模拟、油气田开发方案编制和井网调整的重要内容,本文在研究目前井网设计方法的基础上,采用Excel与VBScript编程相结合的方法,实现了菱形井位设计,编制井号,判别井别,从而提高了井位设计的效率,使编制井号更为灵活,大大提高了油气田开发中数据值模拟、方案编制和井网调整的速度。     

油气藏数值模拟及其对开发的意义――以鄂尔多斯盆地油房庄油田定31井区长1油藏为例

通过对鄂尔多斯盆地油房庄油田定31井区长1油藏精细地质建模,对该区油田地质储量、采油量、含水率和压力等方面进行了数值模拟,在此基础上,对剩余油分布规律进行了研究,认为剩余油主要分布在构造高部位、沉积主河道注水未波及部位、生产井泄油半径之外和生产井未补孔层位。针对剩余油不同的分布形式,制定了新钻调整井和老井侧钻、注采井网完善、采油工程挖潜3种方法进行开发方案调整,对调整后的开发指标进行预测,结果表明油气藏数值模拟对开发方案的调整有指导意义。     

塔中4油田低储采比开发阶段数值模拟研究

油藏数值模拟作为油田开发的重要技术手段,在油藏开发调整、剩余油分布研究中发挥了重要作用。低储采比开发阶段油田剩余油在空间分布上具有高度零散的特点,利用先进的网格技术及精细油藏数值模拟技术是寻找这类剩余油分布的最科学、最实用的技术手段。根据低储采比开发阶段油藏特点,对塔中4油田进行了油藏数值模拟研究,通过初始化拟合和生产历史拟合,弄清了地下油、水运动和剩余油分布规律,提出了合理的调整方案,为高效开发该油田提供了技术支持和决策依据。     

胡5块严重非均质极复杂断块油藏数值模拟研究

针对油藏存在的问题,在精细地质研究的基础上．根据渗流等效的原则,进行了网格粗化,应用数值模拟软件对严重非均质的极复杂断块——胡5断块进行了油藏数值模拟研究。通过模拟研究,得出了该断块的剩余油饱和度分布．对比分析了不同方式下的4个开发方案,推荐出了指导该油藏下一步生产的综合调整方案。     

高含水油田开发方案调整数值模拟研究

别古庄油田京11断块从1979年投入开发截至到2014年12月采出程度达到50.97%,综合含水达到90.6%,已经进入高含水开发后期。为了搞清油藏剩余油分布并进行化学驱试验,提高采收率和经济效益,对该油藏进行了开发数值模拟研究。通过采用Eclipse黑油模型,结合地质分析和油藏工程评价,在产油量、含水率和地层压力等历史拟合的基础上,针对化学驱设计了3套不同的调整开发方案,并对其开发指标进行了预测。通过预测结果分析,建议采用各项开发指标为最佳的调整方案,为合理开发京11断块油藏提供了依据。     

水平井井区不稳定注水数值模拟——以敖南油田M72水平井井区为例

敖南油田M72水平井井区具有低渗透裂缝性油田特征,油田目前开发过程中水平井产量递减较快,为确保水平井井区的高效开发,对该区块不稳定注水方法进行了数值模拟研究.在应用Petrel地质建模软件与Eclipse数值模拟软件的基础上,对模拟区进行了精细地质建模与历史拟合,并设计了多种不稳定注水调整方案,以确定水平井不同储层、不同部位的合理注水强度以及合理注水周期,分别预测各方案的开发指标,对比不同方案的开发效果,最后综合各优化方案,总结出一套适合敖南油田水平井一直井联合开发的注水调整方案.结果表明,对于厚度小且渗透率低的储层适合采取对水平井加强指端注水、控制根端注水的方法,且指端与根端注水量之比为1.14,区块的合理注水强度为2.1 m3/(d·m),合理注水周期为3个月.