基于Logistic模型的驱油效率与注入倍数关系定量表征方法

在水驱开发油田中,驱油效率是影响油藏采收率的重要参数之一,而孔隙体积注入倍数是直接影响油藏波及区域内最终驱油效率的决定性因素。采用相渗指数表达式的渗流方程,结合B-L理论及Welge方程推导驱油效率与孔隙体积注入倍数的半定量关系,该关系曲线满足生命旋回理论。根据Logistic增长规律推导了两者的定量关系,并在数值模拟中进行了较好的验证,利用此方法可求得一定波及体积范围内理论采收率条件下的最大孔隙体积注入倍数。随着油田陆续进入高含水阶段,驱油效率定量表征方法对于评价水驱油藏开发效果、认识油藏剩余潜力具有重要意义。     

双重介质油藏数值模拟并行算法研究

裂缝型碳酸盐岩油藏非均质性极强,数值模拟运算时间长,迫切需要一种切实可行的解决方法.介绍了区域分解法在数值模拟中的应用方法,提供了油藏数值模拟串行算法并行化的一般策略与方法.基于已开发的双重介质油藏数值模拟串行算法及建立的Windows平台PC集群网络并行计算环境,利用消息传递界面(MPI库)实现了并行过程中所有消息的传递功能.通过对国内某实际碳酸盐岩油田的模拟表明,并行后的算法是成功的,2个PC加速比高达1.86,4个PC达到3.46,8个PC达到6.89.通过模拟还发现,并行数值模拟时,存在最佳的子区域规模和数目.该算法解决了大规模碳酸盐岩油藏数值模拟时间长的问题,具有实际的应用价值.     

特低渗储层压裂水平井产能因素分析

基于井筒与油藏耦合的压裂水平井产能计算模型,优化了裂缝的流入动态,并综合考虑特低渗储层启动压力梯度和应力敏感的影响,建立了特低渗油藏压裂水平井的产能方程。通过室内实验确定某特低渗油田储层的启动压力梯度和应力敏感系数,计算裂缝间距、裂缝半长和水平段长等参数对水平井产能的影响。计算结果表明,裂缝间距与裂缝半长对产能影响显著,并且该方法预测产量准确,对特低渗油藏压裂水平井开发具有指导意义。     

复杂断块油藏高含水期精细描述技术及剩余油分布规律

本文介绍了江汉油区钟市油田油藏精细描述的主要技术 ,它包括构造精细解释、储层沉积微相、储层预测、储层物性参数解释模型及储层三维地质模型等具体研究方法 ,并结合油藏数值模拟技术研究油藏剩余油分布规律。依据研究成果 ,部署12口调整井 ,取得了显著的开发效果     

底水油藏特高含水期认识剩余油潜力的新方法

针对底水油藏进入特高含水期后,剩余油的潜力在油田开发后期调整挖潜过程中是至关重要的,提出了计算其剩余潜力的新方法.从底水油藏的过水倍数和驱油效率的定义出发,利用达西定律和物质平衡理论,推导出底水油藏过水倍数与驱油效率的关系式,提出采用拟合实际动态的遗传算法和正交试验设计方法求解关系式.通过实例表明,运用该方法可以找到油田特高含水期时的剩余油潜力,指导油田制定下一步调整挖潜方案.     

基于有限元数值试井分析的单元离散缝洞型油藏模型研究

为了深入了解碳酸盐岩油藏的渗流规律及储层参数,运用有限元数值试井分析方法研究缝洞型碳酸盐岩油藏数学模型。通过模型解释离散缝洞型碳酸盐岩油藏数值试井模型模拟井的压力变化过程,认识缝洞型碳酸盐岩油藏的流动规律。     

储层流动孔喉下限研究

针对传统方法中储层流动孔喉下限值的确定是以经验为主,缺乏足够的理论和实验支持的问题,根据核磁共振与常规压汞实验的相关性,将核磁共振分布转化为孔喉分布图谱,在此基础上结合离心实验建立了确定储层流动孔喉下限的理论方法.通过对大庆油田某区块砂岩、砂砾岩油藏储层流动孔喉下限计算可知,储层流动孔喉下限与渗透率之间存在良好的线性正相关性,但与孔隙度相关性较差.并在毛管模型基础上利用泊谡叶方程计算了两类岩性流动孔喉下限半径的渗透率累积贡献率值,结果表明该渗透率累积贡献率值达到99.90%,从而实现了储层流动孔喉下限的快速确定,为油田的储层评价工作提供了新的参考.     

塔河油田碳酸盐岩油藏动用储量及采收率标定方法探讨

在采收率的标定过程中，首先，由于塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏储层非均质性很强，储集单元连通性差，单井控制储量不能如碎屑岩油藏一样碾平计算，因此动用储量的计算方法就需重新考虑，其次，我们在应用经验公式法计算采收率时，一组地层特征参数不能代表整个油藏的性质，只能代表某类储层的采收率，因此应用公式方面应加以改进，使计算出油藏的可采储量更准确。本文通过对日常工作的总结，对动用储量及采收率的计算方法进行了改进，从而能更准确地得出油藏的采收率，为油田开发的近期和中长期规划提供可靠的储量保障依据。     

井-地电法勘探在油藏评价中的应用

井-地电法勘探是指在井中供电,在地面接受电磁场信号的一类电磁测深方法。该方法借助于井孔,将大电流供人地下深处储层位置,然后通过在地表测量,研究储层分布,因此,成为研究地下复杂地电模型的一种新型技术方法。本文首先介绍了该方法的测量原理;然后讨论了井-地电法的观测系统;最后,将该方法应用在油田油藏评价中,给出了开展实际工作时的基本流程。通过对某油田一口生产井开展井-地电位测量,反演出储层的电阻率分布,并且结合其他信息,计算储层的含油饱和度分布。井-地电法勘探不仅可以研究储层剩余油分布规律,而且可用于监测地下油藏的动态分布,为油田生产开发服务。     

雷家沙四段杜家台油层成藏序列与划分标准

雷家地区沙四段发育湖相碳酸盐岩。由湖盆中心向湖盆边缘形成了页岩油气、致密油气、常规油气等油藏序列。总结该区不同类型油藏特点的基础上,认为该油藏序列的形成受生油、运聚、储层岩性、储盖组合等多种因素的控制,其中储层岩性是控制本区油藏序列分布的主要因素。建立多矿物模型最优化解释法计算储层矿物含量及物性,结合原油性质、产能等多因素,建立了油藏储层类型划分标准,并确定了各种类型油藏的分布范围。     

利用压汞曲线求取油藏原始含油饱和度的研究

储层原始含油饱和度是评价储层的重要指标, 也是计算油田储量、编制开发方案的重要参数之一.探讨利用毛管压力曲线计算油藏原始含油饱和度的方法(J函数法),并针对目前该方法使用中存在的问题提出了一种校正方案.在其理论基础上,结合克拉玛依油田五三中区克下组油藏实例进行了验证和说明.     

水侵裂缝性储层单井控制储量计算方法研究与评价

针对具有边底水裂缝型油藏的单井,建立双重孔隙介质不稳定渗流模型。将双重孔隙介质不稳定渗流模型和水压弹性驱动的物质平衡方程结合,建立了适于该类型储层的单井控制储量计算模型,并利用该模型计算了AH与FI两个油田的单井控制储量,给出了单井控制储量的合理推荐值。研究表明,此模型的建立,提高该类储层单井控制储量计算的准确度,为合理和高效地开发该类油藏提供了科学的理论依据。     

宝浪油田宝中凝析气藏开发方案优选

凝析气藏是介于油藏和纯气藏之间复杂类型的特殊油气藏,具有相态、流态复杂的特点.特别是陆相沉积储层具有储层低孔、低渗、非均质性强、地层易发生反凝析、易液锁等现象,开采难度大.以宝浪油田宝中区块凝析气藏的开发方案为实例,采用数值模拟方法并结合气藏工程方法对该区块的井型进行了筛选;同时对不同开发方式(衰竭、循环注气)进行指标预测,得到了最优的开发方案,并提出开发建议.     

八面河油田古潜山储层测井评价

八面河地区紧邻王家岗和乐安两个古潜山油田,古潜山尤其是奥陶系一寒武系碳酸盐岩是古潜山重要的油气接替勘探层系之一,其油源主要来自下第三系孔店组生油层,为新生古储型油藏。通过对碳酸盐岩古潜山尤其是风化壳的储层测井基本相应特征、储集空间类型及特点、储层物性分析、储层划分标准、储层流体性质判别等的研究,建立了一套测井储层评价方法。     

塔中16油田中低渗边水油藏的高效开发实践

以塔里木油田的塔中16油田为例，介绍一种适合层状低渗边水油藏特点的开发模式。开发初期通过对水平井、直井试井的产能对比，确定了以水平井为主、直井为辅，沿构造轴线布井的思路，运用容积法和数值模拟方法确定了油藏的水体大小。水平井见水后，采取保持工作制度稳定，有效地控制了含水率的快速上升。通过计算每采出l％地质储量的平均地层压降来评价驱动能量，证明塔中16油田的开发效果非常好，说明采用塔中16油田的模式能高效开发层状中低渗边水油藏。     

缝洞型碳酸盐岩孤立溶洞注水替油实验研究

缝洞型碳酸盐岩油藏储层具有多重介质特征,储集体在空间分布上具有不连续性,油水关系复杂,流体渗流机理与砂岩油藏有本质的区别,造成油田开采难度大.注水替油是在油藏依靠自身能量无法达到自喷,并且在机抽都无法举升原油至地面的情况下,通过井口注入地层水,使得油藏能量提升,重新具有自喷能量的一种技术.针对缝洞型碳酸盐岩油气藏的注水替油开发技术还处于探索阶段,尚无普遍适用的成熟技术可以直接应用.从大量的开发实践看,对油田的动态预测和分析,应当在将油藏进一步细分为缝洞单元的基础上进行.为了研究缝洞型油藏流体流动机理及注水替油开采机理,找到一个适合缝洞型油藏合理开发的方法,针对孤立溶洞实际特征,建立物理模型,实验研究其生产动态特征,结合现场注水替油生产,从无因次产量、无因次井底流压、含水率变化曲线得出注采动态变化规律.     

三重介质油藏水平井试井解释模型研究

孔、洞、缝三重介质油藏在碳酸盐岩储层中较为普遍.采用Warrant-Root的方法建立了三重介质油藏水平井渗流数学模型,并采用Lord Kelvin点源解、贝塞尔函数积分和泊松叠加公式等方法求解了各向异性无限大三重介质油藏水平井在拉氏空间中的无因次压力响应函数.通过计算得到了无因次压力和压力导数双对数理论图版,并在其基础上分析了三重介质油藏水平井渗流特征及其影响因素.     

哈拉哈塘碳酸盐岩油藏数值试井研究

讨论了缝洞型碳酸盐岩油藏试井解释的复杂性及常规试井解释的局限性。针对哈拉哈塘碳酸盐岩油藏的地质特征,利用数值试井技术,结合油藏地质特征,构建有限元数值试井模型进行拟合分析,得到油藏不同区域储层的渗流特征、储量情况及油藏边界范围。并针对该区块常见的多缝洞体井控面积大和定容井控面积小2种油藏类型,提出了相应的增产措施。应用实例表明,数值试井技术能有效描述油藏的真实情况,为后期开发措施的制定提供理论依据。     

双侧向幅度差异评价裂缝参数在油田中应用

西部油田奥陶系为一套基质孔隙度和渗透率低,且裂缝发育的裂缝性碳酸盐岩储层。碳酸盐岩裂缝性储层空间类型多、变化大,裂缝评价难度大。钻探取心和成像测井资料观察是了解储层天然裂缝是否发育最可靠、最直接的方法,但成本昂贵。在利用常规测井方法识别裂缝时,双侧向测井具有较强的聚焦能力,对于探测高阻层裂缝特别有效。本文在前人对双侧向测井响应的数值模拟及反演方法研究基础上,建立了一套裂缝性储层参数解释模型来估算西部油田奥陶系裂缝参数,并将其结果与岩心、成像测井及试油资料对比检验,得到了充分的验证,说明该套估算裂缝参数的方法在该油田奥陶系的可行性和有效性。     

基于边界元法的串珠状油藏压力动态分析

油藏压力动态分析的常规解析方法大多是建立在规则几何形状基础上,然而实际碳酸盐岩油藏往往是非规则的,伴随着尺度不一的裂缝和孔洞型结构,纯解析方法就显得无能为力.边界元方法是一种边界型数值方法,它把控制微分方程变换成边界上的积分方程,采用Laplace变换,在单相均质微可压缩流体流动的数学模型基础上建立了求解串珠状油藏压力的边界元方法和计算过程;结合该方法计算出的曲线图版,分析了多种不同缝洞组合方式下的压力动态,为求取油气藏特性参数和产能评价提供了技术支持,为试井分析提供了更灵活的理论方法.