低渗透油田水力压裂垂直缝增产效果的数值模拟评价

用三维三相全组份对低渗透油田水力压裂垂直缝井的自然能量衰竭式开采过程进行了同歧并与不压裂的自然能量衰竭式开采过程进行了比较。结果表明,考察不力压裂垂直缝增产效果应从考察井的瞬时产量的变化和考察动态生产过程两个方面进行,水力压裂垂直缝在前期提高了井的产量,随着时间的推移其效果逐渐减弱至消失,这不仅是传统上认为的压裂闭合造成的结果,而且是因为改变了渗流场造砀;水力压裂垂直缝提高了开采速度,但对采收率的     

ＦＡＳＴ开采有夹层稠油油藏的数值研究

利用数值模拟技术，分别研究了物性、岩性夹层（单个和多个夹层）对稠油油藏水平压裂辅助蒸区开采效果的影响。模拟结果表明：油藏中夹层的存在对开采不一定是不利因素；注气井找开程度不同对开采有夹层的稠油油藏有一定的影响；开采过程中，注汽井打开程度的确定依夹层的类型及分布范围而定。     

水平压裂辅助蒸汽驱开采有夹层稠油藏互层油藏数值模拟研究

利用数值模拟技术,分别研究了具有物性和岩性夹层（包括单个和多个夹层）的稠油油藏对水平压裂辅助蒸汽驱开采效果的影响。模拟结果表明：油藏中夹层的存在对开采有一定是不利因素,注汽井打开程度不同对开采有夹层的稠油油藏有一定的影响;开采过程中,注汽井打开程度的确定依夹层的类型及分布范围而定。     

CO2吞吐开采稠油油藏的数值模拟研究

为了深入了解CO2吞吐过程中的各种机理及其对提高采收率的影响,针对某一断块的地质条件和开发现状对其中一口井进行了CO2吞吐试验,建立了数值模型。在此基础上对开发指标进行计算,分析了五个敏感因素（周期注入量、井底流压、注入速度、焖井时间、粘度）对吞吐效果的影响,并提出了现场实施应选取的参数范围。     

砂岩稠油油藏剩余油分布影响因素数值模拟研究

S油田目前处于高含水开发后期,针对其反韵律砂岩储层及原油高粘高密度的特点,运用数值模拟对剩余油的影响因素如纵向渗透率级差、原油粘度、采液速度,井距等进行了研究,分析得出原油粘度、纵向渗透率级差主要影响剩余油分布的富集程度及见水早晚,隔层的存在减弱了重力及毛管力作用,不利于下部油层动用,并回归出了各因素对剩余油分布影响的定量关系式,为有效地实现剩余油分布的定量描述提供了基础。     

大港油田枣35块火成岩裂缝性稠油油藏采油机理数值模拟研究

通过数值模似，研究了大港油田枣35块火成岩裂缝性稠油藏的衰竭式，水驱和蒸汽吞吐开采的采油机理。衰竭式开采时，基质和裂缝中部产油；水驱开采时，几乎不能发生毛管渗吸作用，只能驱井出裂缝中的部分泉油，不能采出基质中的原油，蒸汽吞性开采加热了油层，降低源油粘度，增加原油的流动性，增强了毛管力的渗吸作用，使基质中的原油能够被采出，裂缝性稠油油藏衰竭式开采后应采用蒸汽吞吐的接替开采方式，而不能采用水驱接替开采。图4参11。     

砂砾岩稠油油藏蒸汽驱数值模拟研究

对砂砾岩稠油油藏进行注蒸汽热力采油，在吞吐阶段历史拟合、汽驱阶段跟踪拟合的基础上，进行方案优选。确定该类型油藏吞吐７～８周期为最佳转驱时机；汽驱阶段最佳注汽速度为６～８ｔ／ｈ；汽驱阶段边角井蒸汽引效能实现较好的开发效果；采用略大于１．０的采注比，按最优方案生产，汽驱阶段采出程度为１７％～１８％。     

水平井在稠油老区应用的数值模拟研究

用现场测试，选层注汽资料和数值模拟方法，研究了辽河油田齐４０块直井蒸汽吞吐后期油层剩余油分布 。     

含天然闭合缝开启的低渗透油藏精细数值模拟

低渗油藏存在压裂缝、天然开启缝、注水诱导缝、开启的天然闭合缝等多种裂缝。给出了生产井周围压裂缝、注水井周围压裂缝及天然闭合缝开启的模拟方法．对特低孔低渗储层进行了无效化处理。以鄂尔多斯盆地张天渠油田为例,在分析各类裂缝特征的基础上,提出了分阶段变模型精细模拟油藏裂缝的方法．应用中取得了好的效果。     

砂砾岩稠油油藏蒸汽驱数值模拟研究

对砂砾岩稠油油藏进行注蒸汽热力采油，在吞吐阶段历史拟合，汽驱阶段跟踪拟合的基础上，进行方案优选，确定该类型油藏吞吐７～８周期为最佳转驱时机，汽驱阶段最佳注汽速度６～８ｔ／ｈ汽驱阶段边角井蒸汽引效能实现较好的开发效果，采用略大于１．０的采注比，按最优方案生产，汽驱阶段采出程度为１７％～１８％。     

Z411块敏感性稠油油藏蒸汽吞吐开采数值模拟研究

针对Z411块油藏地质特征．开展了稠油蒸汽吞吐开采数值模拟研究。建立了地质模型,进行了生产动态历史拟合．对Z411块吞吐开采注采参数进行了优化及生产动态预测。经过注采参数的优化研究．最佳注采参数为：注汽量第一周期1000t．第二周期1100t．第三周期1200t．第四周期及后续周期1400t。生产井排液速度30t／d;最小井底流压2．0MPa。对王庄油田Z411块蒸汽吞吐开采的采收率、累积产油、累积油汽比等开发指标进行了预测。     

鄂尔多斯盆地低渗透油藏勘探新技术

鄂尔多斯盆地是一个大型中生代内陆坳陷型盆地,油气资源丰富。中生界延长组为一套内陆湖盆沉积,其形成的三角洲隐蔽性油藏主要受控于大型三角洲砂体的展布,油藏类型以岩性油藏为主,具有储集条件差、非均质程度高、油水关系复杂、隐蔽性强的特点。针对盆地油藏特点,长庆油田应用陆相三角洲成藏理论不断深化综合地质研究,优选有利勘探目标,同时积极应用地震储层预测、测井精细解释、压裂改造、油层保护等勘探技术,使鄂尔多斯盆地中生界低渗透油藏的勘探取得重大进展。近年来,在盆地陇东地区长6-长8低渗透油层勘探中,发现亿吨级整装西峰油田;在陕北三角洲油藏勘探中,含油范围不断扩大,探明石油地质储量大幅度增加,勘探成效显著。     

吉林套保油田油藏电加热技术研究

电加热技术主要用于深度大、地层不均质、初始蒸汽注入程度低、地层热量损失大或存在夹层等不适合注蒸汽开采的油藏。吉林套保油田是稠油油田,使用蒸汽吞吐开发效果较差,油藏电加热技术是解决稠油油藏开发的有效方法。主要介绍了电阻电加热技术的原理及设备、加热的主要特点、国外的应用状况等,利用数值模拟方法研究了电加热技术在吉林套保油田稠油油藏的应用效果,对加热功率、电加热生产时间等进行了优选。研究表明吉林套保油田电加热生产可以提高产量50%左右     

低渗油藏水力压裂裂缝长度优化研究

低渗油藏在进行压裂改造时,由于其渗流规律复杂和井网形式不规则,常规模拟压裂裂缝长的方法不再适用。因此提出了PEBI网格模拟和经济评估相结合的水力裂缝长度优化方法。该方法将油藏数值模拟中的新型网格结构——PEBI网格应用到水力裂缝长度优化设计中。实现了不规则井网条件下水力裂缝的准确模拟．并证实了PEBI网格模拟水力裂缝相对于常规直角网格的优越性;同时从经济角度优化裂缝的长度。通过实例对产油量、含水率以及采出程度的对比分析．表明运用该方法能确定水力裂缝的最佳长度。     

敏感性稠油油藏注蒸汽开采的数学模型

建立了充分描述稠油注蒸汽特征的数学模型,它首次考虑了地层绝对渗透率压力敏感性和盐敏效应。该模型对单一介质油藏稠油注蒸汽具有普遍意义。     

稠油油藏化学辅助蒸汽吞吐研究

稠油具有粘度高、密度大、流动性差的特点,此类油藏的开发主要以热采为主.目前,蒸汽吞吐仍是矿场上使用最为广泛的热采方法之一.以胜利油田草27地区馆陶组油藏为例,利用油藏数值模拟方法,优选出了适合该稠油油藏化学辅助蒸汽吞吐的方法,确定出了“蒸汽+N2辅助”、“蒸汽+CO2辅助”、“蒸汽十表面活性剂+ CO2+ N2辅助”方...     

FAST开采有夹层稠油油藏的数模研究

利用数值模拟技术，分别研究了物性、岩性夹层（单个和多个夹层）对稠油油藏水平压裂辅助蒸汽驱开来效果的影响。模拟结果表明：油藏中夹层的存在对开采不一定是不利因素；注汽井打开程度不同对开采有夹层的稠油油藏有一定的影响；开采过程中，注汽井打开程度的确定依夹层的类型及分布范围而定。     

海上底水稠油油藏蒸汽吞吐可行性研究

针对埕北油田A31井的开发现状,结合国内外类似油藏开发实例,表明埕北A31井有可能通过蒸汽吞吐改善开发效果,而底水将是影响埕北A31井蒸汽吞吐开发效果的关键因素;然后利用数值模拟方法,预测A31井蒸汽吞吐的开发效果;并在以上综合研究基础上给出了埕北A31井蒸汽吞吐的可行性。     

低渗凝析气藏油气相渗曲线校正方法及其应用

常规油气相对渗透率的测试是在常温、低压下进行的,界面张力高（约30 mN/m）,而具有低界面张力（是常规界面张力的几百分之一）的真实地层高温高压平衡油气相渗测试的过程耗时长,并且非常复杂。为此,通过调研找到一种相对渗透率曲线校正的经验公式,并将其应用到常规相对渗透率曲线的校正中,以使常规油气相渗更接近渗流实际。首次将Henderson的方法应用于国内凝析气田的实际应用中,用QK低渗凝析气藏的平衡油气相对渗透率曲线与常规油气相对渗透率曲线进行了比较,取得相关校正参数,将得到的校正公式应用到FS凝析气田中,对其常规相对渗透率曲线进行校正,其校正结果与单井动态历史拟合所得的油气相对渗透率曲线较为一致,表明该方法可应用于其他类似凝析气田的相对渗透率曲线的校正。     

稠油热力-化学法复合采油技术数值模拟研究

根据热力-化学法复合采油技术作用机理,建立了相应的数学模型,利用有限差分法对该模型进行了数值求解.该模型中包括各组分质量守巨方程、能量守恒方程.其中表面活性剂质量守恒方程考虑了对流、弥散、表面活性剂吸附损失以及化学反应损失等.讨论了表面活性剂质量分数、注入量、注入时机等参数对采油效果的影响,为该技术的方案设计提供了理论依据.