OBIGBO油田NORTH—10ST井使用NMR高分辨率渗透率计算方法划分油藏流体的实例

通过T2对数的计算或束缚流体体积的估算，可以间接地导出NMR渗透率。通常在获得T2数据之前需要采集大量NMR数据，以提高基信噪比，但这样会降低垂直分辨率或测井速度。一种新的方法可以从由两个CPMG序列组成的一个相位变化对（PAP）内各回波幅度之和和计算出NMR伉分辨率渗透率。在回波序列中各回波幅度的总和与孔隙度与渗透率有关的T2的乘积成正比。这些叠加在一起的回波有很高的信噪比，因此不需要处理大量的数据就可以,春垂直分辨率高，使用该技术获得的垂直分辨率余款仪器天线孔径加上一个CPMG序列及其极化时间内回波传播的距离，其数值约为几英寸。参见尼日三角洲（NIGER DELTA）的一个例子。在SPDC所属的OBIGBO油田NORTH－10ST井进行了NMR测井，使用新的高分辨渗透率的计算方法显示出了油藏缺失及产层砂体的渗透性屏障。由该技术推导出的渗透率与从另一口井的岩芯数据分析得到的渗透率有很好的相关性。新的测量方法可以与标准的NMR渗透率计算如Timur-Coates渗透率及RFT压力变化率作以比较。在薄的地层中也能使用这种方法来计算渗透率。总之，使用CMR高分辨率渗透率计算方法进行油藏模拟其结果是令人振奋的。     

利用核磁共振高分辨率曲线区分储层的流体单元——OBIGBO NORTH—10ST实例

核磁共振（NMR）渗透率的计算间接地来自T2分布谱,即通过T2对数平均值或者是束缚流体体积的计算来得出NMR渗透率。为了提高信噪比,在获得T2分布谱之前,NMR数据通常已进行了叠加,而这种数据叠加的缺陷在于降低了垂直分辨率或者是需要较慢的测井速度。由两个CPMG脉冲序组成的一个PAP中所有回波之和可得出一种新的高分辨率NMR渗透率指示器。在回波串中所有回波幅度之和与孔隙度的T2平均值的乘积成正比,同时也与渗透视经密切相关。对所有的回波求和的这种方法具有很高的垂直分辨率。用这种技术所能达到的垂直分辨率等于仪器天线长度与一个CPMG脉冲序列和一次极化时间仪器所走距离之和,大约是几英寸。在尼日尔三角洲SPDC的Obigbo North-10ST的实例中,这种新的高分辨率NMR渗透率指示器更加明显地指示出：在一个砂岩产层中没有储层或渗透性薄隔层。用这种技术得出的渗透率与另一口井中的岩心分析渗透率进行了对比,并且有很好的相关性,同时也与经典的NMR渗透率如Timur-coates公式计算的渗透率及用地层测试器测试数据计算的流度等进行了对比。在薄地层中用这种计算方法进行储层的有效厚度与总厚度的比值计算也是可能的。用高分辨率的CMR（组合式核磁共振测井仪）渗透率进行目的层的储层模拟也显示出了非常令人鼓舞的结果。     

低渗透油藏相对渗透率曲线计算方法研究

在对低渗透油藏渗流机理分析的基础上，通过分析启动压力梯度对渗流规律的影响，得到油藏平均含水率，从而拟合出油藏相对渗透率曲线。该方法是一种通过生产数据得到相对渗透率曲线的新方法，不仅可以得到相对渗透率值，还可以得到相对渗透率比值。从计算结果分析可知，该方法结果较为合理，具有很强的矿场实用性。     

利用生产数据计算油藏相对渗透率曲线方法

提出了一种应用生产数据含水率计算油藏相对渗透率的方法。该方法反映了实际油田的生产动态，这样获得的曲线具有一定的代表性。这种方法能克服实验测试带来的局限性，不仅能获得相对渗透率比值，还能获得相对渗透率值。在此基础上，还可以对油田的开发指标进行预测，对开发效果进行评价。     

结合NMR和毛管压力资料计算储层渗透率的方法

基于核磁共振(NMR)测井驰豫时间分布和毛管压力曲线均反应储层孔隙结构的事实,提出了将NMR测井和毛管压力资料相结合计算储层渗透率的新方法。通过对大量压汞和核磁共振测井实验岩心样品的分析,建立了Swanson参数与岩石渗透率的关系模型。为解决压汞数据受岩心样品数量限制的问题,提出了利用核磁共振横向弛豫时间几何平均值求取Swanson参数,可以连续地计算储层的渗透率。对某油田A井低孔隙度、低渗透率储层实际资料的处理表明,用新方法计算得到的渗透率与岩心分析的空气渗透率吻合较好,验证了该方法的准确性和广泛适用性。     

使用常规测井方法识别高孔隙度低渗透率砂岩储集层的典型实例

陆上中型砂岩有良好孔隙度（１５－２０％），并不总是有良好的渗透率（几十～几百ｍｄ）。由于取芯很少，许多储集层的潜在产能特性主要是借助于电缆测井资料。但低渗透率的测井响应不显著，易被忽略，以致于不能识别低渗透率层而导致测井解释的失误。综合测井资料和岩芯资料，能有效地修正储集层模型。仔细分析裸眼井测井图，尤其在取得一些边界井的岩芯资料时，就能识别低渗透层，并大大改善对储采层特性的描述。     

使用常规测井方法识别高孔隙度低渗透率砂岩储集层的典型实例

陆上中型砂岩有良好孔隙度(15—20%),并不总是有良好的渗透率(几十～几百 md)。由于取芯很少,许多储集层的潜在产能特性主要是借助于电缆测井资料。但低渗透率的测井响应不显著,易被忽略,以致于不能识别低渗透率层而导致测井解释的失误。综合测井资料和岩芯资料,能有效地修正储集层模型。仔细分析裸眼井测井图,尤其在取得一些边界井的岩芯资料时,就能识别低渗透层,并大大改善对储采层特性的描述。     

非均质油藏平均渗透率的计算

渗透率是岩石渗透性的数量表示,是表征油气水通过地层岩石流向井底的能力.油藏平均渗透率的确定对油田开发决策和经济效益有非常重要意义.常规计算油藏平均渗透率是用实验室的样品分析数据进行平均.对非均质性较强的低渗透和特低渗透油藏,渗透率取平均值往往会造成很大偏差,给油田开发决策带来不利影响.样品分析数据和油藏结合起来,考虑流动的连续性,合理取舍得到渗透率平均值才能真正反映油层的流动能力.     

低渗透油藏高含水期技术极限井距计算方法

低渗透油藏开发到高含水期阶段,钻加密井和调整井距是挖潜剩余油、提高原油采收率的重要措施。技术极限井距是挖潜剩余油的一个重要指标。针对低渗透油藏存在启动压力梯度的特征,以油水两相稳定渗流理论为基础,通过引入视粘度和拟势的概念,采用势的叠加原理推导建立了低渗透油藏技术极限井距计算公式,并以实际油藏参数为例,分析了储层渗透率、含水饱和度和注采压差等技术极限井距的影响因素。结果表明,技术极限井距随着储层渗透率、含水饱和度和注采压差的增加而增大。将计算结果应用到实际油藏井网部署中,储层物性较好、剩余油饱和度较低的区域,技术极限井距最大约为350 m;储层物性较差、剩余油饱和度较高的区域,技术极限井距最小约为250 m。调整后的井网对剩余可采储量的控制能力增强,预测提高采收率4.1%。     

一种计算低渗透油藏相对渗透率曲线方法

研究人员曾提出用生产数据计算相对渗透率曲线,但所述方法只适用于中、高渗透油藏,因为低渗透油藏存在启动压力梯度而不适用。文中在考虑低渗透油藏的特性和渗流理论的基础上,做出了相应改进,提出了一种新方法,反映了低渗透油藏实际的生产动态,这样获得的曲线能够真正代表油藏的平均性质。该方法克服了以往研究的局限性,不仅能获得相对渗透率比值,还能获得低渗透油藏的有效启动压力梯度。在此基础上,还可以对油田的综合含水率进行有效预测。     

利用相对渗透率曲线计算油田采收率方法的改进

从容积法计算石油储量的基本原理出发,将相对渗透率曲线与其它静态资料相结合,对原利用相对渗透率曲线计算油田采收率的方法进行了改进.通过辽河油区实际资料的检验,改进后的方法具有较好的适用性.该方法也适用于在油田开发初期缺少动态资料时确定油田采收率.     

利用相对渗透率曲线计算油田采收率方法的改进

从容积法计算石油储量的基本原理出发，将相对渗透率曲线与其它静态资料相结合，对原利用相对渗透率曲线计算油田采收率的方法进行了改进。通过辽河油区实际资料的检验，改进后的方法具有较好的适用性。该方法也适用于在油田开发初期缺少动态资料时确定油田采收率。     

基于分形和岩心核磁共振的流体相对渗透率计算方法

流体的相对渗透率一般通过稳态、非稳态相渗实验或毛细管压力拟合法得到,但由于实验条件及时间的限制,相渗实验难以实现较大规模的应用。用分形理论推导了核磁共振测井横向弛豫时间(T2,NMR)与电阻率增大率的关系,根据渗流场和电流场的互等性并结合Brooks-Corey/Burdine方程得到相对渗透率与核磁共振横向弛豫时间的关系。实验数据及模型分析表明,由核磁共振横向弛豫时间计算的润湿相相对渗透率与实测值十分吻合,精度较高;由于未考虑非润湿相束缚饱和度的影响,模型计算的非润湿相相对渗透率与实测结果相差较大。     

四棵树凹陷高探1井流体特征及油藏类型分析

利用气相色谱法对高探1井分离气和分离油进行了油气组成分析。开展高探1井地面原油特性研究,并运用高温高压地层原油分析仪对高探1井地层流体高压物性特征进行了深入研究。结果表明,高探1井地层流体中C1—C5组分含量达71.41%,轻质烃含量较高,重质成分含量低,含蜡量中等、密度低、黏度低、凝固点中等,具有挥发性油的特征。地层原油在地层条件下为单相液态流体,地层异常高压,地饱压差大,地层能量充足,地层油体积收缩率较高,弹性能量较强。结合地层流体高压物性数据,利用储集层流体三元组成三角图、油气藏判别参数(φ_1)综合判断,初步认为高探1井的油藏类型为低饱和挥发性油藏。     

江汉油田抽油井井底压力计算方法

本文在抽油井液性分段的基础上确定了适合江汉抽油井的流压计算公式,进而推导了静压的计算公式。根据江汉抽油井的特点,本文着重分析了有关参数的取值方法。1984年以来,对计算压力与环空测压资料进行了一百多井次的对比,得到了较满意的结果。     

高集油田高7断块油藏注采井间连通性分析

高7断块油藏是高集油田主力区块之一,2套含油层系阜宁组阜二段2、3油层组(E1f22、E1f32)共划分9个单砂体,砂体间动用程度差异大,纵向平面水驱不均匀,含水上升快,注采矛盾突出。为抑制含水上升过快,需要开展深部调驱作业。为此采用流线模拟法追踪流线轨迹来模拟注采井间各小层流线分布,判别注采井间各层系连通性。模拟计算结果表明E1f3-12、E1f3-52小层流线分布密集,为主力开发层系,高7-13井、高7-14井和高7-5井三口井周围流线共聚度大,油水井间连通性好,为区块调驱选井选层提供依据。     

水驱油田井网加密合理井数的计算方法研究

井网加密可以改善油田的开发效果,提高油田采收率。井网密度越大,油田的开发效果越好。目前计算井网密度的方法很多,但针对水驱油田加密井合理井数和经济极限井数的计算方法却较少。该文以谢尔卡乔夫公式为基础,根据将来净现值公式推导出水驱油田加密井合理井数和经济极限井数的理论计算公式,并进行了实例分析。实际应用表明,计算结果合理,可为油田井网加密提供理论支持。     

油田供水管网的自动划分技术及计算方法

针对大型、复杂油田供水管网的流体网络系统,建立了油田供水管网系统的仿真数学模型,给出了一种子系统自动划分的算法。通过对该模型特有的系统矩阵进行分析,提出该数学模型的计算方法。该计算方法的计算速度较快,稳定性、适应性较强,对油田供水系统管理具有一定的实用价值。     

高饱和压力,高油气比油藏注采比的计算方法

利用物质平衡方法和容积法,提出了计算高饱和压力、高油气比油藏注采比的计算方法,并对有关参数的确定进行了理论推导论证和经验总结。结合文东油田的开发实例进行了实际有效的和实际应用,计算结果更加准确合理地反映了文东油田目前开发的实际注采状况,实际应用效果明显,这咱方法对油田开发政策的确定具有一定的指导意义 。