陆梁油田呼图壁河组油藏数值模拟研究

准噶尔盆地陆梁油田陆9井区呼图壁河组（K1h2^6-K1h2^7）油藏为构造幅度低、油水关系复杂、非均质强的边水油藏。应用数值模拟方法，紧密结合油藏精细描述和油藏工程研究结果，研究了该油藏合理的技术开发政策界限，最终确定了该油藏应立足于注水开发，合理采油速度为2.9%，合理注采比是0.8，合理压力水平应保持在9.0MPa左右；油藏仍应采用反九点井网方式进行配注等开采技术政策界限。数值模拟研究结果对油田实际开发有很好的指导作用。     

潜山油藏复杂结构井与直井组合开采不同部位注水数值模拟

潜山油藏具有厚度大、非均质性强和高角度裂缝发育等特点,注水时易出现油井过早见水、甚至暴性水淹的现象.不仅导致含水率上升,也造成了注入水的利用率降低.针对这些问题,对注水井的不同部位注水进行研究,找出注水时采收率和注入水利用程度较高的部分.这一研究成果对指导油藏复杂结构井与直井组合注水开发具有重要意义.     

气顶油藏水平井开发油藏数值模拟研究

气顶油藏作为一类较为复杂的油气藏类型,在开发中遇到的最主要的问题就是气顶气锥进,造成油环内油井气窜,严重影响油井产能。以数值模拟技术为手段,通过建立研究区精细地质模型研究了水平井开发气顶油藏过程中的设计方向、水平段的纵向位置和初期合理采油速度,得出了在适应海上油田实际操作前提下,要提高油环油采收率应将水平井水平段部署在油水界面之上1/3(12m)处,采油速度控制在5.6%以下较为合理的认识。油田实际应用效果表明,通过水平井技术能够显著提高单井初期产能,有效抑制气顶气窜。     

某边水油藏开发数值模拟研究

为了改善开发效果，应用油藏数值模拟技术，以动态资料及动态分析为依据，紧密结合油藏精细描述和油藏工程结果，研究了针对该油藏合理的开发技术措施。在历史拟合验证地质模型的基础上，对目前的油田的水淹状况作了分析，并且制定了相应的调整方案。研究结果表明，注水开发是抑制边水推进、提高油藏采出程度的有效开发手段，确定合理的采液速度、保持合理地层压力也是避免边水入侵、水淹、含水上升过快的有效措施。     

变润湿性油藏数值模拟研究

水驱油田开发过程中,由于储层在流体长期冲刷作用下,岩石润湿性逐渐 发生变化,并对原油生产产生一定影响.目前水驱油藏模拟器中没有考虑岩石润湿性的变化.为了提高模拟精度,在黑油渗流模型的基础上,建立了能够考虑储层润湿性随注水开发变化的新模型,开发了新的数值模拟器,并在该模拟器上模拟了润湿性变化对生产动态的影响.研究结果表明...     

带气顶油藏濮53块数值模拟研究

分析了带气顶的油藏濮53块的油藏基本情况、油藏开发的动态特征,以此为基础建立了数值模拟模型,利用Eclipse组分模拟器对油藏开展模拟研究,对生产过程进行历史拟合,包括产油、产气和压力等主要开发指标,得到很好的拟合精度,最后得出该油藏的剩余气和油的分布规律,同时通过数值模拟研究了这类带气顶油藏的生产特征。     

火烧山油田H2油组油藏数值模拟研究

在火烧山H2油组油藏特征及开发特征的基础上，建立了精确的地质模型，采用四周封闭的角点网格系统，对火烧山H2油组进行了数值模拟研究。拟合了油田的生产动态，得出了油田剩余油分布规律。根据油田开发现状及存在的问题，制定了几种调整方案并进行预测。通过对比预测结果，认为采用1-2个月的不对称周期注水方式开采，可大大改善油田开发效果，取得显著经济效益。     

陆梁油田头屯河组复杂油藏数值模拟研究

针对陆梁油田头屯河组油藏幅度低、油层薄以及低孔、低渗等特点，应用油藏数值模拟技术，在历史拟合的基础上，确定了剩余油分布的有利区域，并针对影响油藏开发效果的天然能量、注采比、采油速度、井网适应性等不同方案进行了指标预测和优选。该项研究对改善油藏开发效果具有积极的指导意义.     

非牛顿流体油藏数值模拟研究

根据非牛顿流体在多孔介质中渗流的流变特性,结合油藏注水开发特点,建立三维油、水两相非牛顿流体渗流数学模型.通过数值模拟研究,论证非牛顿流体油藏注水开发的一般性开采原则.计算结果表明,驱替液与被驱替液类型的不同,决定了其开采强度对最终开发指标影响的不同.     

用数值模拟研究低渗透油藏CO2 驱影响因素

低渗透油藏具有低丰度、低含油饱和度、低产等特点,经济有效开发难度较大。目前,“注气开发”是国内外针对低渗透油藏较为有效的开采方法。运用数值模拟器,确定了影响CO₂ 驱替效果的主要因素,用组分的劈分与拟合、状态方程的选取、实验数据回归等方法分析了CO₂驱替的影响因素及影响程度。研究结果表明：选用气水交替开发方式,并适度增加注入压力,选取合适的井底流压对增油和提高采收率效果明显。数模结果表明,不同井网井距、非均质性、裂缝方向、注气介质等是CO₂驱替的敏感控制因素,直接影响油藏开发指标和开发效果。     

文184断块二氧化碳混相驱及油藏数值模拟研究

依据１８４断块油藏条件和原油物性特点,认为采用ＣＯ２混相驱是提高该区采收率的一种有效方法。通过对全区注水处理的历史拟合,设计了两种不同注入方式－－单段塞注气和水气交替注入。油藏数值模拟结果表明,ＣＯ２与１８４断块地层流体在目前压力下可以混相,水气交替注入方式比单段塞柱气方式提高采收率幅度要高。     

三个泉凸起西部侏罗系头屯河组油藏成因

从准噶尔盆地区域构造研究入手,探讨了历次构造运动对三个泉凸起西部侏罗系沉积的影响后指出,燕山运动晚期三个泉凸起进一步抬升,使上侏罗统乃至下白垩统下部在凸起和断裂带南部遭受不同程度的剥蚀,而断裂北部下降盘仍保留部分上侏罗统和下白垩统;三个泉凸起西部油藏与中、东部油藏具有不同成藏条件,其油源来自于玛湖凹陷和盆1井西凹陷,油气沿夏盐凸起阶梯状断裂与不整合面运移成藏;陆151井区侏罗系头屯河组储集层直接与断层上升盘陆12井区西山窑组油藏呈断层面接触而接受油气,属于构造岩性控制的小型油藏。     

陆梁薄层底水油藏产水规律

在建立了陆梁薄层底水油藏地质及渗流模型基础上, 采用理论研究的方法, 研究了薄层底水油藏采出程度与含水率关系式, 并获得了油厚比、油水粘度比、相渗曲线特征参数以及底水锥进等对油藏产水规律的影响关系图版。对典型井的产水规律综合研究表明, 理论曲线与油藏实际产水情况比较吻合, 说明该方法对薄层底水油藏产水规律分析预测具有较好的适用性。     

准噶尔盆地腹部下侏罗统三工河组物源体系分析

准噶尔盆地腹部下侏罗统三工河组物源体系至今没有统一的认识。从砾石成分、地层倾角测井、碎屑矿物稳定系数、岩石粒度以及古地貌等方面进行了论证,对影响准噶尔盆地腹部地区三工河组沉积的物源体系进行了综合判定,认为研究区三工河组沉积受西北部的克拉玛依、乌尔禾和东部的卡拉麦里等3个物源控制,这对指导该地区下步的勘探具有重要意义。     

稠油油藏热活性水驱数值模拟

基于室内实验和矿场试验结果，对在稠油油藏热水驱中加入低质量分数表面活性剂时的驱替机理及所涉及的物理化学现象进行了研究，建立了三维三相的热活性水驱数学模型，并运用自行开发的软件对辽河油田－实际区块进行了模拟计算，对稠油油藏热活性水驱的渗流机理及加入表面活性剂时影响热活性水驱驱油效果的因素（加入表面活性剂的用量、时机、方式）进行了分析研究，得出了一些有益的认识。     

准噶尔盆地沙窝地下侏罗统三工河组储层特征

根据多种方法分析结果对准噶尔盆地沙窝地地区下侏罗统三工河组储层特征进行了研究,结果表明：其成分成熟度较低、结构成熟度较高;孔隙度主要属特低孔-中孔,渗透率属特低渗-中渗,主要孔隙类型为原生粒间孔、溶蚀-改造粒间孔和粒内溶孔,孔隙类别以特大孔为主,而喉道类别以微细喉为主;成岩作用类型主要为机械压实作用、胶结作用、溶蚀和交代作用,成岩阶段处于中成岩期,成岩演化过程中机械压实作用、胶结作用导致储层孔隙度减小约24．0％,同时因溶蚀作用使孔隙度增大约3．0％。     

准噶尔盆地腹部下侏罗统三工河组沉积体系

以岩心观察为基础,结合砂岩含量的变化及钻井、测井特征、地震反射等标志,总结了准噶尔盆地腹部侏罗系三工河组的沉积微相类型及相标志。指出,三工河组沉积时期砂体沉积微相的发育与分布主要受北东和北西方向物源体系的控制;由于不同沉积时期基准面与A/S比值的动态变化、物源体系特征及古地貌形态等的差异,导致了研究区东、西部沉积相类型及演化特征的差异;垂向上,沉积作用经历了由辫状河三角洲(扇三角洲)一曲流河三角洲一湖相的变化,其中三工河组中、晚期形成的三角洲前缘河口坝砂体和水下分支水道砂体是最重要的勘探目标。     

准噶尔盆地腹部侏罗系砂体成因类型与储集性能

准噶尔盆地腹部侏罗系沉积砂体成因类型多样,其中三角洲前缘亚相中的水下分流河道砂体是主要的储集体.不同的成因砂体其叠置关系不同,三工河组二二段(J1s2^2)砂体为拼合板式结构,其他层系砂体结构类型主要为迷宫武结构;各成因砂体对砂岩物性的控制作用主要体现在砂岩的粒级上,粗粒径砂体其物性往往较好,但在不同深度上其控制的影响程度有差异,中浅层河口坝和水下分流河道砂体物性均较优,中深层水下分流河道物性优于河口坝砂体,超深层成因砂体之间物性差异变小.     

流线数值模拟技术在火烧山油田优化配注中的应用

用传统的生产动态分析法不能对配注进行优化,实现井网快速、合理配注。为此,利用Eclipse软件FrontSim流线模拟器的流线注水有效性管理技术,可实现井组快速合理配注。该方法克服了传统人工进行单井组配注的不确定性和复杂性,通过实例应用,达到了整体井网快速优化配注、提高注水波及效率的目的。