大规模角点网格计算机辅助油藏模拟历史拟合方法研究

开展了大规模角点网格地质建模和油藏数值模拟应用研究,并研制了角点网格完井射孔层位辅助软件工具,解决了地质模型和数值模拟模型之间的衔接问题。提出了一种计算机辅助历史拟合方法,该方法采用油藏数值模拟自动历史拟合的数学模型。利用油藏数值模拟的成熟技术和专家知识,研制了历史拟合影响因素分析和计算机辅助优化拟合软件,根据主控因素,分3个层次,将历史拟合由初步拟合到精细拟合,提高了高含水油田剩余油分布预测数值模拟研究的可靠性和计算效率。该方法应用于苏丹Greater Unity油田的开发调整,取得了很好的效果。     

埕岛油田主体南区综合调整优化研究

针对埕岛油田南区馆陶组上段井网加密后新钻井地质资料和新的储层反演结果,深化了油藏地质认识;综合应用油藏工程分析和油藏数值模拟技术,对合理注采比、合理注水时机、地层压力保持水平、合理生产压差等关键技术进行了研究。在此基础上,对油井射孔,水井分段及水井射孔层位进行了优化,根据最终的优化结果,制定单井投产投注方案。     

低渗透砂岩油藏注采井网调整对策研究

低渗透油藏注水开发后,注采井网难以满足后续开发需求。应用油藏工程和数值模拟预测等方法,对低渗透油藏合理油水井数比、注采井网调整方式、调整时机以及调整后新、老井合理注水调整方法进行系统研究,形成了低渗透油田井网调整技术。考虑低渗透储集层的渗流特性、启动压力梯度导致油水井地层压力的差异,推导了适应低渗透油藏的油水井数比计算公式。根据储层裂缝发育状况以及剩余油分布特征,选择水驱面积波及系数较高的井网进行调整。敖南油田合理的调整方式是将裂缝不发育井区反九点法井网调整为五点法井网,裂缝发育井区转线性注水。对不同调整时机下的开发效果预测表明,调整越早,效果越好。井网调整后要适当控制老井注水,加强新井注水,使地层压力分布更加合理。研究结果表明,利用上述调整对策对低渗透油藏实施注采井网调整是可行的,可以为低渗透油田井网调整提供新的技术支持。      

利用物质平衡法分析小层注水量

北部湾海域油田注水井笼统注水居多,且复杂断块油田纵向多层,层间干扰作用较强。为精确掌握油田注水井对各个层位的注水情况,对物质平衡方程式作了深入研究。该文利用物质平衡方法劈分小层注水量,有效提高了注水井不同层位注水量的劈分精度。该方法动静结合,具有阶段性,解决了传统方法劈分误差较大的问题,为开展注水受效性分析、注水调配和潜力分析提供重要基础。     

低渗透油田注水并压裂数值模拟研究

在改进的黑油模型基础上，建立了一种油、水两相三维油藏裂缝数值模型，可以对垂直裂缝油藏不同井网条件下注水井压裂效果进行数值模拟。以朝阳沟油田为例，在反九点法井网条件下，裂缝处于有利方位和不利方位时，对注水井压裂后的注入动态以及对应油井的生产动态的影响进行了分析，并与油田的实际生产动态进行了对比。研究结果为注水井压裂效果评价提供了一种手段，对于经济有效地进行低渗透油田注水开发具有实际意义。     

不动管柱交替注采耦合技术的试验

针对胜利油田东辛采油厂断块油藏层间、层内非均质强,层间干扰严重,储量动用不均衡的问题,应用不动管柱交替注采耦合技术,在不动管柱的情况下,对油水井实行交替注采,油水井可实现不停井采油和注水,提高油水井的开井时率。对层位关闭注水时可提高水驱波及体积,开启生产时可提高驱替压差,达到提高水驱开发效率的目的。对机械式换层开关在应用中出现的换层失败的问题进行了分析,指出机械式换层开关在一般情况下可以正常交替开启和关闭,但对于层间压差太大的井,换层会失败。需要根据油藏预测的压力值,分别设计不同油层开关的弹簧刚度。     

渤海油田水平注水井两层分注工艺研究及应用

根据海上油田完善注采井网需要,超大斜度井、水平井转注后需上返射孔防砂完井,实现2个层段分层注水。目前常用的钢丝投捞式注水工艺受井斜影响大,无法实现水平井的有效配注,需要开发一种能够实现超大井斜注水井分层注水的工艺。对水平注水井2层分注工艺管柱进行了研究,设计了配水工作筒和配水器芯子,明确了水平注水井两层分注工艺施工步骤。以渤海中部某油田AXX水平注水井为例,介绍了工艺的应用情况。结果表明,水平注水井2层分注工艺可以实现超大井斜注水井分层注水,提高了水平井注水驱油效能,为渤海油田注水开发提供了有效手段。     

乌南油田注水存在的问题及下步调整意见

本文利用乌南油田近几年油水井动态资料、生产监测结果分析，认为乌南油田乌4断块自2002年开始正式注水以来。仅在部分井组个别并见到了一定的注水效果，总体上注水效果较差。油田地质特征、注采井网等是影响乌南油田注水效果的主要因素，为提高油田注水开发效果，针对油田地质特征。提出了注采井网调整建议。     

渤海油田高压差注水井两层分注工艺设计及应用

根据渤海油田完善注采井网需要,部分采油井转注后需上返射孔防砂完井,实现2个层段的分层注水,但由于两注水层层间压差较大,层间干扰大,实际操作调配难度大,常规注水工具无法满足配注要求。基于渤海油田高压差注水井两层分注要求,设计了配水工作筒及配套的配水器芯子,提出了高压差注水井两层分注工艺。渤海中部某油田A井应用表明,本文提出的高压差注水井两层分注工艺可以实现较大压差注水井的两层分注,提高注水驱油效能,能够成为渤海油田注水井提质增效新的有效手段。     

低渗透油田开发后期提高高含水井单井产量技术研究

以F、S油田为例,建立高含水井(层)的数值模型,分析高含水井(层)模拟压裂效果,从细分沉积相研究入手,综合动态分析、数值模拟和经济评价等技术,寻找高含水层内有利挖潜对象和可压裂层位,解决了外围低渗透油田开采后期高含水井(层)的压裂挖潜问题.经过近一年的现场试验,所选井(层)的初期日增油达2.9 t,充分发挥了高含水井(...     

页岩油地质工程一体化关键技术研究与应用——以鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7段为例

鄂尔多斯盆地陇东地区三叠系延长组长7段页岩油储层主要为深湖相泥页岩和重力流砂体的交互沉积,储层的分布在垂向和横向上均复杂多变,单砂体厚度薄,同时又受到天然裂缝的影响.针对该区页岩油开发中存在的井位部署、高效钻井和科学压裂等技术难题,提出了一套地质工程一体化解决方案.在综合地质研究的基础上,建立三维精细地质、油藏和地质力...     

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在油气田勘探评价和开发阶段，储层研究以建立定量的三维储层地质模型为目标，这是油气勘探开发深入发展的要求，也是储层研究向更高阶段发展的体现。油气藏描述的最终结果是油气藏地质模型，其核心是储层的地质模型，广义的储层模型包括构造模型、储层属性分布模型及流体分布模型，故应用地质、地震、测井、试井等资料建立广义的储层模型的过程实际上就是油气藏描述。在川西新场气田沙溪庙气藏的储层随机建模中，对非连续的类型变量（岩性）和连续的随机变量（储层参数），分别采用了序贯指示模拟方法和序贯高斯模拟方法。首先用序贯指示模拟方法求得砂体的空间展布，然后将泥岩范围屏蔽掉，只在砂岩范围内采用序贯高斯模拟方法对孔、渗、饱等参数进行模拟。应用Jason软件中的随机建模工具，建立了新场气田沙溪庙气藏储层定量的三维储层参数模型，实现了油气勘探开发深入发展的要求，也体现了储层研究向更高阶段的发展。     

渤海BZ34低渗断块油田调整实践及其效果分析

渤海BZ34油田具有断层发育、渗透率低、含油层段多、埋藏深、完井工艺复杂等特征,油田投产多年来逐渐暴露出诸多问题,严重影响了油田的开发水平和效果。通过对全区统层和储层精细对比研究,以及对油田构造和储层深入研究．落实了油田的石油地质储量。在精细地质研究的基础上,对油田剩余油分布情况进行研究,找出了剩余油分布规律,明确了油田综合调整的方向,并提出多项调整策略．通过近几年的综合调整,油田开发效果明显改善,实现了原油产量连续3a负递减,该油田的综合调整实践思路与方法．可为娄似低渗茸枭断按油田开发中后期的高产稳产提供参考。     

低渗透油藏仿水平井压裂参数优化研究

为提高低渗透油藏储层动用程度,可采用仿水平井(直井大型压裂)注水开发技术,但地层参数与压裂参数对仿水平井注水开发的影响有多大尚不清楚,为此,以胜利油田某区块地质数据及生产动态为基础,建立随机模型,对影响仿水平井的主要因素进行研究。主要运用单变量法和正交试验设计方法设定不同的注采参数方案,利用数值模拟技术预测各方案对应的开发指标;通过极差、方差分析,研究了地层渗透率、原油黏度、裂缝角度、裂缝半缝长、裂缝与地层渗透率倍数等对开发效果的影响。研究表明应用仿水平井注水开发效果理想。     

复杂断块油藏精细地质研究中几项关键技术的应用——以王家岗油田王43断块区为例

王家岗油田王43断块区是典型的复杂断块油藏,目前含水高、开发矛盾突出、地质基础薄弱,下一步开发调整、提高采收率工作迫切需要可靠的精细地质模型。针对其断裂系统复杂的油藏地质特点,综合应用多项关键技术,开展精细地质研究,建立了复杂断块油藏三维精细地质模型,主要包括:缺乏对比标志的地层对比技术、复杂断块油藏低序级断层识别技术、精细油藏类型划分以及精细三维地质建模技术。该研究结果为王43断块后续开发调整提供了可靠的地质依据。     

盐下高压特低渗透油田钻完井关键技术

肯基亚克盐下油藏是埋藏在3000 m厚的盐丘下的地质条件复杂、低孔特低渗、异常高压碳酸盐岩油藏。开发初期曾遇到的问题是地层结构复杂、巨厚的盐丘难以钻进、射孔完井产量低,钻井成本高,不具备经济开采的价值。在认真研究油藏地质特征、地层压力和工艺要求的基础上,通过简化井身结构,筛选适合于盐丘地层的钻井液体系,尝试裸眼完井方法等手段,有效地把直井的钻井周期从原来的500 d左右缩短到180 d左右,单井初始产量从原来的30多吨提高到平均200 t以上,多口井初始产量达到500 m3/d以上,有一口井初始日产量千吨以上。盐下钻井周期缩短和单井产量提高的因素很多,但是井身结构简化、突破巨厚盐丘的钻井技术和裸眼完井方法是其中最关键的技术。     

玛湖砾岩致密油“甜点”分类评价及其工程应用

随着全球油气勘探向着深层、隐蔽、非常规拓展,国内的盆地油气勘探工作也不断有新的突破,新疆准噶尔盆地玛湖致密砾岩油藏资源富集,蕴含巨大的规模建产潜力。但是影响油藏渗流能力的因素复杂多样,同时在油藏开发中面临非均质性强,"甜点"的确定和分类评价难度大,两向水平主应力之差大,水力压裂缝形成、扩展机理认识不清,成本高、地质条件复杂等困难,以地质和工程一体化为指导思想,将研究区的地质特征和生产实践紧密结合,制定了针对该类油藏的"甜点"分类评价标准,采用了密切割体积压裂方法,探索了"长水平段、密切割、小井距、大井丛、工厂化"的立体开发技术试验等,形成了一套致密砾岩储层高效开发的技术体系,取得了良好的效果。"甜点"描述精度及三维地质模型精度的提高,显著地提升了钻完井工程效率,水平段轨迹平均调整次数由5次下降为2次,油层钻遇率达到90%以上;玛131井区平均簇间距由67m降至35m,300天平均累计产量增加37.5%。     

松辽盆地北部页岩储层地质评价及关键技术研究

近年来,松辽盆地北部页岩油的勘探开发不断取得突破,目前缺乏对松辽盆地北部页岩储层的成藏地质条件及油气藏特征的分析和总结。为此,通过对国内外页岩油气藏勘探开发技术进行调研,综合页岩储层地质和工程资料开展了埋深、厚度、储层条件等6个参数的对比分析。研究结果表明：具有商业开发价值的页岩油气藏有利区应为富含有机质的高压页岩油气藏,此类页岩油气藏具有构造稳定、地层压力系数大、优质页岩厚度大等特征。同时调研了地质条件对于页岩油气藏开发的影响,认为热演化程度、脆性、埋深等对于页岩油气的保存有利,钻井和选区时应尽量在裂缝发育区,以便于进行储层改造;同时页岩油气藏在层序地层、地球化学特征以及生产特征具有一定的共同点。在开发方面系统研究页岩油气藏在钻完井、压裂改造、产量生产优化等油气藏开发新技术和未来发展方向。研究结果对松辽盆地的页岩油气藏勘探开发和规模建产提供一定的借鉴,也为后期的松辽盆地页岩油气选区及井位部署提供参考依据。     

流动单元四维动态演化仿真模型研究

流动单元是油气储集最小宏观地质单元,应用室内岩心样品不同注入体积倍数驱替实验、不同开发阶段完钻井的测井参数评价及大量生产动态资料,研究分析了不同成因流动单元在水驱开发过程中储层宏观物性参数的演化规律,进而建立各类参数的数学演化模式,找出其相应物性参数的变化因子.并借助工作站三维地质建模软件Earthvision,在原始三维地质属性参数模型研究的基础上,加载物性参数变化因子,并经数据处理和结果提取,形成各类流动单元随开发过程的四维动态系列演化仿真模型,揭示和预测了不同开发阶段流动单元内部油水运动特点及剩余油分布状况.