油气藏数值模拟技术在带油环凝析气藏开发中的应用

近年来,如何高效开发凝析气藏尤其是带油环凝析气藏已成为国内油气田开发中的一个重要课题。以滩海某带油环凝析气藏为例,主要采用油气藏数值模拟技术对其合理井网井距、井型、水平井合理水平段长度、合理油气开发程序、油环注水效果及凝析气藏循环注气效果进行了计算分析,得出了具体的开发方案。     

稠油储层交绘图识别方法研究

稠油储层中稠油的流动性较差,泥浆侵入深度较浅,双侧向电阻率幅度差较小.利用这一性质,结合其他参数构造交绘图（RR-RK）,用于稠油储层的识别,取得了较好的效果.     

均匀各向异性油藏不稳定渗流的边界元方法

建立了任意形状均匀各向异性油藏不稳定渗流的数学模型。利用坐标转换和Laplace变换,将均匀各向异性油藏的控制方程转变成修正的helmhohz方程,并用边界元方法获得油藏内任意点的压力,进而由杜哈关原理得到了考虑井筒储存和表皮效应的井底压力。绘制了考虑油藏各向异性、复杂边界以及油藏内存在不渗透区域等因素的井底不稳定压力典型曲线,并分析了曲线特征。与解析方法的对比表明,边界元方法计算精度很高,适用于任意形状各向异性油藏的不稳定压力动态分析。     

双重介质油藏压力动态分析的边界元方法

为了研究任意形状双重介质油藏中流体的渗流规律，建立了任意形状双重介质油藏不稳定渗流的数学模型。利用Laplace变换，将该模型转变成Laplace空间的修正Helmhohz方程，用边界元方法获得油藏内任意点的压力，进而由杜哈美原理得到考虑井筒储存效应和表皮效应的井底压力。不同边界条件双重介质油藏井底压力的典型曲线分析表明：窜流系数控制过渡段出现的早晚，裂缝弹性容量系数控制过渡段持续时间的长短，油藏的边界条件对油藏的压力动态存在明显影响。不渗透区域的存在对双重介质油藏压力导数曲线存在明显的影响，可根据压力导数典型曲线的特征识别近井大范围局部不渗透区域的存在。图7参20     

一种改善油藏模拟求解效果的新方法

在实际应用中发现,对高速气渗,水气锥进等非线性渗流问题进行了数值模拟时,迭代求解往往难以收敛,造成物质平衡误差偏大,有时甚至会使模拟失败,为此,提出了迭代解的物质平衡校正法。实际应用表明,此方法可以大大降低油藏模拟的物质平衡误差,提高迭代求解的收敛速度。     

油藏数值模拟中BILU0-GMRES方法的应用

在油藏数值模拟中通常需要将数学模型转化为大规模线性方程组,求解这些方程组将耗费大量的时间。考虑到黑油模型的物理特性,将其在油藏节点上离散得到的子阵视为构成系数矩阵的基本元素,利用块不完全LU0(BILU0)预处理方法与块广义极小残量法(BGMRES)相结合,迭代求解方程组得到BILU0-GMRES方法。该方法具有更强的稳定性和收敛性,它能提高系数矩阵迭代的速度,减少迭代收敛的次数,并且矩阵规模越大,这种优势越明显。对严重非均质边底水油藏SPE9的测试结果表明,块预处理GMRES方法具有较高的精度,能够准确模拟油藏的开发过程并对生产动态作出预测。     

低渗透气藏整体压裂流-固耦合渗流数学模拟

整体压裂会导致低渗透储集层发生固体应变,进而导致对气体渗流的影响。假设气藏开发生产过程为等温、单相气体渗流,并假设储集层为小变形弹性多孔介质,考虑岩石变形、地应力变化、人工裂缝、流体渗流与岩石应变耦合、储集层渗流与裂缝渗流耦合、非达西效应等因素,建立低渗透气藏整体压裂流固耦合渗流数学模型。首先推导出考虑固体应力应变的气藏整体压裂渗流模型控制方程;然后基于线弹性理论和有效应力概念,建立了孔隙含有气体的岩石的应力应变控制方程。由于这两组非线性控制方程互含应力、应变和压力项,因此用有限差分、块中心网格剖分方法,将方程组离散为主对角占优的七对角矩阵,采用隐式迭代方法求解,数值稳定性较好。通过示例分析,揭示了应力、应变、孔隙度和渗透率等参数的动态变化规律,而且模拟结果比其它模型更接近实际情况。图4参11(范学平摘)     

BZ油田古近系储层沉积过程数值模拟

BZ油田古近系储层埋藏深,地震资料分辨率低,储层沉积模式认识不清,使得开发方案编制面临挑战。综合应用地震、测井和岩心分析资料,通过量化沉积体系发育的主控因素,开展三维沉积过程数值模拟。结果表明:古近系沉积时,共有南西和北东2个方向沉积物源向湖盆中心共同汇聚,其中南西方向物源供给速率大,砂体分布范围广;湖盆充填演化过程中,纵向上发育4期砂体,晚期形成的2期砂体分布面积大,且两侧物源在湖盆中心交汇。以沉积模型作为约束条件,运用三维地质建模技术建立储层岩相分布预测模型,并用新钻的2口评价井对模型进行可靠性评价。钻后结果表明,储层砂体预测符合率达到90%以上。     

低阻油层判别技术在吉林油区的应用

吉林油区低阻油层判别技术能够有效识别因储层的泥质含量高、砂泥薄互层、钻井液侵入、地层水矿化度异常高等因素造成的低阻油层,提高了油水层解释精度,解决了油田开发的关键问题.针对不同的影响因素,采用孔隙度-电阻率改进电性图版识别法,用"纯砂岩"地层的电阻率值做电性图版来识别孔隙流体性质在四方坨子地区取得较好的效果;利用束缚水饱和度-含水饱和度交会图分析法,求取地层含水饱和度Sw和地层束缚水饱和度Swi来判别地层产油或产水,发现了大老爷府大型整装低阻油田;通过分析在淡水钻井液侵入条件下电阻率径向上变化的"无侵线法"油水层识别技术及其应用,发现了一批高产层或油田.     

三角网格差分方法在油藏数值模拟中的应用

在油藏数值模拟中 ,利用任意三角网格来剖分渗流区域 ,可以方便灵活地加密重点研究区结点 ,特别在处理渗流区的内外边界及断层方面有很大的拟合性。以二维三相黑油模型为例 ,提出用于油藏数值模拟的三角网格差分方法。首先建立以剖分结点为中心的均衡单元 ,再以均衡单元为单位 ,根据质量守恒原理 (均衡原理 )和能量守恒与转换定律 (达西定律 ) ,考虑单元侧向流量、源汇项及其内部储存量的变化量 ,建立了物理概念清楚的油、气、水渗流的三角网格差分方程 ,可用求解矩形网格差分方程的方法求解。介绍了三类渗流区域边界条件 (给定压力边界 ,给定流量边界 ,封闭边界 )应用方法 ;在处理断层时 ,将断层结点视为两个结点 ,在两侧分别编号 ,二者用达西定律产生水力联系的方法处理。对面积为 7.8km2 、有 5条断层的某油藏渗流区 ,应用三角网格差分方法仅剖分 2 90个结点、442个三角形面元 ,就很好地处理了非均质分区和断层问题 ,使所有采液井、注液井和探井均落在结点上 ,从而使计算精度得以提高 ,并很容易地进行了生产史匹配。图 3参 3 (王孝陵摘 )     

低渗透油藏CO_2驱井网模式数值模拟

文中介绍了几种CO2驱常用井网模式的特点及适用范围,根据大庆油田外围某低渗区块地质与流体物性参数建立地质模型,在相态拟合的基础上对CO2驱不同井网模式进行了数值模拟研究。结果表明：该区五点井网的采出程度和地层压力保持程度要高于正方形反九点井网;五点井网中,排距与井距之比处于0.20~0.33和0.90~1.12范围内时采出程度较高,正方形井网的采出程度最低;储层中渗透率的各向异性、层内非均质性及天然裂缝的发育,使得同一井网密度下不同井排距方案的采出程度差异变大,并且会造成CO2的不均匀推进,影响采出程度。     

复杂断块油藏不规则井网整体压裂优化设计

建立了低渗透复杂断块油藏复杂地应力条件下的不规则井网优化模型,以驱油面积和采出程度为目标函数,考虑了任意裂缝方位与井网的匹配关系.在运用油藏数值模拟方法确定了压裂井作用椭圆边界,采用Matlab编程求解,得到了数学问题的2个最优解.在此基础上,应用大型油藏数模软件Eclipse建立实际油藏模型.以最高采出程度、采油速度为目标,优选出最佳井网方案.该模型应用于中原油田某井区的井网调整,取得了较好的生产效果.     

一种定量判别油藏流体连通性的新方法

将原油的气相色谱指纹图谱看作多维空间内的向量,尽量降低仪器的噪音门槛值以求取更多的色谱峰,然后利用向量夹角法计算2个色谱指纹图谱间的相似度。结果表明,在相同的仪器设备下,同一油样多次实验结果的相似度(或平均值)约为98%,这可作为油藏流体连通性的上限。将不同油藏的2个油样按不同比例进行配比,并计算配比油样与与原油样的相似度,其值随着配比比例的不同而发生规律性的变化,且均小于同一油藏油样的相似度。对同一油藏内的油样,求取相似度值(或平均值),并将其作为油藏流体连通性的下限值。相似度小于下限值时,油藏流体不连通;相似度大于下限值时,油藏流体可能连通。     

葡南三断块特高含水期油藏数值模拟精度提高方法

由于常规油藏数值模拟方法不能精确刻画油水运动规律和剩余油分布,因此,在分析储层描述精度、相对渗透率曲线选取、动态数据精确性和网格精度等因素对油藏数值模拟精度影响的基础上,通过分阶段油藏数值模拟、优化油藏数值模拟启动方法、相对渗透率曲线分阶段赋值和端点值标定、特高含水期网格尺度的处理和注水井分层注水等方法提高油藏数值模拟的精度。对比分析常规油藏数值模拟方法与分阶段油藏数值模拟方法发现,分阶段模拟运算的结果更为可靠,且提高了特高含水期油藏数值模拟的精度,由于油田进入特高含水期开发阶段后,剩余油高度分散,分阶段油藏数值模拟得到的剩余油饱和度场的分布结果更为准确,更有利于指导油田后期开发。     

东营凹陷现河油田河道型储层研究方法

根据岩心、录井和测井资料,对东营凹陷现河油田王家岗地区沙二段上部河道砂体沉积相类型及其特征进行了研究。结合沉积的古地理格局和物源方向的继承性,运用趋势面分析和泥岩颜色分区法,对物源方向进行的综合分析表明,王3区块沙二段第1~第4砂组的物源主要来自南方。在储层研究方面,利用砂体钻遇率及砂体平均厚度变化曲线分析方法,从另一个角度阐明了储层的发育特征;同时,应用储层随机建模、神经网络预测法和地震相干分析法,对王3区块沙二段第1~第4砂组的储层厚度、孔隙度、各层段砂体的分布特征和典型单砂体进行了预测,为油气滚动勘探开发部署提供了依据。     

长岭凹陷低孔砂岩孔隙度预测的一种新方法

扫描电镜和能谱分析发现,在松辽盆地南部长岭凹陷及其周缘的白垩系下统碎屑岩储集层中,钾长石溶蚀孔普遍发育,钾长石碎屑含量与储集层孔隙度呈正相关,而方解石、铁白云石等碳酸盐胶结物含量与储集层孔隙度呈负相关.利用数学地质手段进行的分析结果表明,7项碎屑岩的矿物组分参数均与孔隙度的相关性甚强,而与含油饱和度和渗透率的关系很弱,这说明碎屑岩的矿物组成对储集层孔隙度有明显的控制作用.通过多元回归分析,可以定量表达和预测矿物组分对储集层孔隙度的影响.     

四川盆地丁山区块页岩气储层关键参数测井评价方法

四川盆地丁山区块是一个页岩气千亿方级增储阵地,但与其他页岩气区块相比,丁山区块储层的测井曲线响应与储层参数相关性较低,且由于地层压力变化较大,易造成井眼崩落,其他区块适用的以密度曲线为主导的参数评价系统在该区块受到了挑战。对丁山区块重点井测井响应特征与岩心实验数据的关系开展了研究,寻求其相关性,结合经验统计法以及视骨架密度法对储层参数加以评价,建立了有机碳含量、孔隙度、矿物含量以及含水饱和度评价模型。结果表明,能谱铀含量曲线与储层参数相关性强,且并不受到井眼崩落的影响,经与岩心实验参数对比可知,以能谱铀含量曲线为主导建立的模型计算出来的参数结果相对误差控制在8%以内,精度较高,明显优于以密度曲线为主导的模型,满足储层评价的需要,符合储量计算的要求,也为丁山区块页岩气储层的勘探开发提供了支撑。     

碳酸盐岩气层水力压裂支撑缝几何尺寸计算新方法

方法对于具有均质性的气藏，依据气藏气井已测得的并温解释成果，对引进的经验公式进行修改，建立本气藏压裂后的支撑缝缝高计算公式；依据压力分布原理，利用措施前后的测试成果，反算支撑缝缝长；结合实际施工规模和实验参数，确定支撑缝缝宽。目的研究出一种直接求取水力压裂支撑缝长、宽及高的综合方法。结果该方法避免了多解性的出现，且不考虑裂缝模型，不必假设缝高，因此可信度高。结论该方法计算简便，易于掌握，开辟了支撑缝几何尺寸计算的新途径，对于加砂压裂增产效果明显的气井，具有推广应用价值。     

水驱油藏剩余油饱和度分布预测的函数法

由Buckley-Leverett油水两相饱和度面移动方程可知,水相分流量关于含水饱和度的导数(即(φ)函数)是累积注入孔隙体积倍数的倒数。以此为基础,首先得到了一维均质油层模型内任一点处剩余油饱和度与累积流入液量孔隙体积倍数的关系,然后将这一关系推广到三维非均质油藏,建立了一种简便、实用的剩余油分布数值模拟预测方法。与传统的油藏数值模拟方法比较,在对压力场和饱和度场分布进行计算时,对应的方程不必联立求解,只须相继求解即可,而且对时间步长和空间步长的比例没有约束。另外,这种方法还避免了求饱和度分布时的反复迭代和解巨大方程组的运算,运算过程不存在解的不收敛、不稳定问题,大大提高了运算效率。同时还便于充分利用更多的生产、测试资料,可实现数值模拟自动历史拟合。在油田现有微机条件下,该方法可用于水驱开发油田剩余油分布预测。     

确定已开发油田采油井和注水井地层压力的简易方法

地层压力既影响到油井的产能,又影响到油田的采收率.已开发油田的地层压力既可以由采油井关井的压力恢复曲线确定,也可以通过注水井关井的压力降落曲线确定.Homer法仅适用于确定原始地层压力的探井和新井,MDH法不能直接用于确定油田的目前地层压力,在实际应用时,需要查找MDH法的无因次典型曲线.应用传统的MDH法,结合压力函...