将大型油藏数值模拟软件向微机移植

将原来运行于工作站系统的大型油藏数值模拟软件（基于状态方程的三维全组分模型）移植到微机系统，是在油田现场单位推广应用油藏模拟技术的必要工作。简单回顾已进行的移植工作，探讨移植工作中的一些基本方法。实例测试和对比证明，移植工作是成功的，在微机上采用被移植的软件能取得较好的效果     

ECLIPSE模拟器相渗端点缩放技术应用研究

端点缩放技术是ECLIPSE模拟器有别干其他数值模拟软件的一个突出特点。在反映油藏宏观非均质性,即将多条具有典型性的岩石渗流关系曲线应用于全油藏范围内的对应岩石类型的基础上,在初始饱和度场的约束下,对应于每一种岩石类型的典型渗流关系曲线可自动转化以反映在岩石微观非均质性控制下的渗流特征。通过在流花11-1油藏数值模拟中的应用,证明该技术对于描述底水油藏强非均质性下的岩石渗流特征、加快模型运算速度及提高历史拟合精度都是非常有效的。     

海上稀井网油田碎屑岩储集层构型特征及储集层预测——以珠江口盆地陆丰凹陷L14油田为例

针对海上油田井距大、井网稀、储集层非均质性强等特征,以珠江口盆地陆丰凹陷L14油田古近系文昌组文五段为例,提出“层次约束、分级解剖、模式拟合、井震互馈、多维联动”的陆相辫状河三角洲储集层构型表征方法,运用分频RGB融合技术,表征储集层构型单元,并在储集层构型划分的基础上,预测优质储集层。结果表明,研究区三级构型单元为复合分流砂坝,四级构型单元为分流砂坝、分流河道和辫状河道;四级构型单元具有3种垂向叠置样式和2种侧向拼接样式;岩石矿物组分和构型单元对物性起主导作用;文五段以Ⅰ类储集层为主,多分布在分流砂坝内部;Ⅱ类储集层主要分布在Ⅰ类储集层的外缘,连续性较差;Ⅲ类储集层通常与Ⅱ类储集层伴生,连续性最差;由分流砂坝中心向分流砂坝外缘,再到分流砂坝间的分流河道和辫状河道,储集层品质逐渐降低。     

化学剂吞吐稠油油藏组分模型模拟器研究

方法根据室内物理模拟结果．建立化学剂吞吐稠油的渗流数学模拟和理论．研制了适合化学剂吞吐稠油油藏的三维两相五组分模型模拟器。目的提高稠油油田冷采加化学剂吞吐开采效果。结果化学剂吞吐浓度为3000mg／L，注入段塞尺寸等于0．02PV或0．03PV时，驱油效果较好。单井吞吐可采用0．03PV、吞吐99d的方案；五点井网采用吞吐井注入0．02PV、吞吐69d的方案。玉东1井组采用网格布井开发．即布井1～25口（五点或反九点）、吞吐井4～15口。结论稠油油田冷采加化学剂吞吐开采所建立的渗流数学模型理论和方法．反映了化学剂吞吐稠油渗流的过程及物理化学作用关系．是一个实用的组分模型．并具有广泛的应用价值；同时也说明了玉东1井采用化学剂吞吐驱油是可行的。     

六中区下克拉玛依组冲积扇储层构型解剖研究

该文以克拉玛依油田下克拉玛依组为目的层,采用层次分析与模式拟合的研究思路,对冲积扇储层内部构型进行深入解剖。以现代沉积和野外露头为原型模型,通过对水平井、密井网及小井距的解剖,系统总结了不同相带、不同旋回内部砂砾岩体及隔夹层的展布特征,分析了不同井距条件下单一砂体的控制程度,并建立了研究区的沉积模型。     

应用相控正演模拟方法精细描述河流相储层——秦皇岛32-6油田北区实例

基于已有的河流相砂体发育模式,本文应用相控正演模拟法对大井距条件下秦皇岛32-6油田北区(NmⅡ-4小层)河流相砂体(的叠置关系)进行了精细描述。在此过程中,明确了河流相砂体可识别条件,建立了单河道砂体边界识别标志正演概念模型,总结了单河道砂体边界识别标志正演响应波形特征,最终识别出单河道和单一点砂坝边界。研究结果表明:在该区目的层段地震波主频近60Hz条件下,应用相控正演模拟法能在较大井距间时准确识别出单河道和单一点砂坝边界,提高了大井距条件下河流相砂体构型分析精度。     

渤海南部海域朵叶状浅水三角洲储层构型表征

渤海南部海域新近系明化镇组浅水三角洲储层呈朵叶状广泛分布,由于储层成因及结构复杂,常规的基于复合砂体储层表征精度较低,制约了油田开发中后期剩余油分布认识和挖潜。以渤海南部海域BZ28油田1167砂体为例,在浅水三角洲现代沉积演化模式指导下,综合应用高分辨率地震属性、测井相、水平井地质导向及生产动态等资料,由复合河道、分流砂坝、分流砂坝内部沉积朵体逐级次对砂体构型单元进行划分。研究表明:研究区浅水三角洲储层平面呈分流河道与分流砂坝相间沉积分布特征,其中,分流砂坝为储层沉积主体,由沉积朵体纵向叠加、低角度前积及溯流退积等方式拼接构成,分流河道为过水通道,储层厚度相对较薄。研究成果可有效指导在生产过程中对油层水淹特征的认识。     

DSST方法——一种新的并行计算方法

求解线性方程组是油藏数值模拟并行计算中的一个主要问题。提出了一种并行求解线性方程组的新方法，称为ＤＳＳＴ方法。ＤＳＳＴ方法保留了ＳＳＴ方法的所有优点，比ＳＳＴ方法处理器利用率要高，更适合在中、大规模并行计算机上运算，且能获得更高的并行加速比。将ＳＳＴ方法和ＤＳＳＴ方法用于ＳＳＯＲ迭代中，并在曙光１０００分布式并行计算机上实现了程序化，对一个带状线性方程组的求解获得了令人满意的结果。表２参９（陈志宏摘）     

油气藏渗流的固体介质电模拟技术实验研究

针对油气渗流的现有电模拟技术即液体介质电模拟技术所存在的缺陷，实验研究了固体介质代替液体介质进行电模拟实验的可能性。实验结果表明，固体介质模型可以广泛地用于模拟稳态油气渗流，射孔对渗流速度的影响，以及井底或地层污染对生产能力的影响等规律，并且避免了液体介质模型的极化影响，比例化和非质模拟等困难。此，用固体介质代替液体介质可以为电模拟技术在油气开发工程中的应用开辟更广阔的前景。     

滨岸相碎屑岩储集层构型动态评价

以塔里木盆地哈得4油田东河砂岩滨岸相碎屑岩储集层为例,分析滨岸相储集层构型模式对油井生产的控制作用.研究区目的层主要存在平行状构型、槽状构型及斜交状构型3种储集层构型模式,建立各类储集层构型模式的概念模型,结合油藏数值模拟结果及研究区实际生产情况,探讨各构型储集层的动态响应特征;最终在数值模拟研究的基础上,结合地质因素分析及动态要素分析,提出滨岸相碎屑岩储集层构型动态评价方法,并在研究区进行实际验证,划分出不同储集层构型模式的分布区域.研究结果表明,平行状储集层构型模式对油井生产的控制作用只体现在垂向上;斜交状储集层构型模式对油井生产的控制作用最强,既体现在垂向上又体现在平面上;槽状储集层构型模式对油井生产的控制作用主要体现在垂向上,而在平面上的控制作用相对较弱.在不同的储集层构型模式分布区域,应采用不同的调整措施.     

砂砾岩储层分布非均质性和质量非均质性研究——以克拉玛依油田五2东区克上组为例

克拉玛依油田五2东区克上组为扇三角洲砂砾岩储层,砂体叠置关系复杂、储层非均质性严重,部分井组注水效果差。综合该区岩心、测井和实验室分析化验资料,对储层的分布和质量非均质性进行了定性分析和精细定量表征;并在相控约束下,利用熵权法计算综合非均质指数进行评价;最后将分析结果与实际生产数据相结合,总结出储层分布和质量非均质性对实际注采效果的影响。结果表明：各砂层组层间质量非均质性中等;层内渗透率以正韵律、复合正韵律和均质韵律为主,质量非均质性较强;平面上在相控约束下的同一砂体内部,储层质量非均质性表现为中等到强。垂向上S5和S1砂层组内部中厚层砂体组合分层多,其余各砂层组表现为孤立单砂体形式;平面上砂体的分布整体受沉积微相控制。储层分布非均质性是造成注采不见效的原因,储层质量非均质性则导致注采见效难,效果差,该结论对油藏下一步调整注采井网和注采措施具有重要意义。     

国外连续管作业软件架构分析

国内连续管作业机虽然已经有了较大的发展,但是国内开发的相关软件功能模块比较单一,大部分连续管作业配套软件基本依靠国外公司开发的相关产品。介绍了4种国外连续管作业软件现状,并对其软件架构进行深入分析,认为一个完整的综合作业软件应该有几个应用模块:1数据采集模块。采集并监控作业关键参数,为力学模拟、流体模拟和疲劳评估提供基础数据。2力学模拟模块。对连续管管柱的力和应力进行综合模拟,并由此模拟作业过程中各种因素对作业的影响,可以进行作业前设计或实时监控作业过程。3流体模拟模块。对连续管及井筒内的流体进行模拟,并由此模拟各种与流体相关的作业。4疲劳寿命评估模块。能够对连续管寿命进行优化设计,并能实时评估每一根连续管的使用寿命。     

基于复合砂体构型样式的河流相储层细分对比方法

根据"依据标志、旋回对比、分级控制、地震约束"的储层细分和对比方法,可以对含油储集层逐级细分为含油层系、油层组、砂层组和单油层等4个级次。由于河流相沉积储层缺少可依据的细分和对比标志层,从而导致了细分对比的不确定性。根据复合砂体构型分类体系将河流相砂体构型样式细分为4大类7亚类,实践证明该方法准确有效。     

纯化油田低渗透油层伤害原因及保护技术研究

在对纯化油田油层污染原因进行分析的基础上，结合其采油生产实际情况，研究并应用了７项油层保护技术。目的保护油层，提高产量。结果低密度洗井液、热油洗井及井下洗井开关等技术可有效地保护油层不受污染；低伤害压井液、油井不压井作业等技术可较好地防止压井作业过程中造成的油层伤害；ＦＡＣ有机缓速酸可防止酸化过程中出现二次污染，提高油水井酸化有效率；负压与深抽技术相结合，是低渗透油田开发的一项有效措施。结论纯化油田油层保护技术的应用，使油层污染得到了有效控制，提高了低渗透油田开发效益。     

江汉盆地广北油田潜3^4油藏特征描述

通过对潜江凹陷沉积和构造背景的分析，论述了广北油田潜３＾４油藏的成生关系及控制因素，该油藏储层由一套深水沉积的，呈叠瓦状以指状形式尖灭于泥岩中的下切河道砂体组成，其圈闭条件受岩性和构造双重控制。根据地震资料解释，结合关键井的资料分析，对潜３＾４油藏的几何形态，圈闭机制，岩性和物性特征进行了描述。     

河口坝储层构型控制的剩余油分布模式

针对三角洲储层,对复合河口坝、单一河口坝以及河口坝内部3个级次构型单元结构进行了系统分析,建立了三维储层构型概念模型及参数模型,并进行了基于三维储层构型概念模型的油藏数值模拟,明确了3种不同级次的三角洲储层构型控制的剩余油分布模式。     

溶洞型储层数值模拟波场分析与识别方法

溶洞型储层是我国西部碳酸盐岩发育地区主要的储层类型。系统介绍了作者多年来在识别碳酸盐 岩溶洞型储层方面所开展的一些基础研究,以及由此得到的一些识别方法,包括溶洞型储层的数值模拟、 波场特征分析、溶洞型储层可识别性的新认识、振幅特征的利用、储层反演方法的改进和频率差异分析技 术等。     

断陷湖盆辫状河三角洲储层构型解剖——以东辛油田营66断块沙二段为例

东辛油田营66断块沙河街组二段发育辫状河三角洲储层,砂体发育频繁,非均质性强,剩余油分布复杂。文中采用层次分析法及建筑结构要素法,对辫状河三角洲进行了详细剖析,识别出层状砂砾岩、交错层理中砂岩、波状层理细砂岩等6种岩相,划分出水下分流河道主体、水下分流河道侧缘、河口坝主体和坝缘等4个3级构型单元。早期阶段,河道分岔频繁,河道下切河口坝,形成"河在坝上走"的沉积模式;中期阶段,河道分支由岔口分流向河道侧向决口演变;晚期阶段,河道侧向决口明显增多,主河道侧向侵蚀叠置。根据储层解剖分析,建立了区内辫状河三角洲储层近端—中端—远端构型模式,可为后期剩余油的挖潜开发提供依据。     

3D SEDIMENTARY MODELLING OF A MIOCENE DELTAIC RESERVOIR UNIT, SINCOR FIELD, VENEZUELA: A NEW APPROACH

The “C2” unit in the Morichal Member of the Miocene Oficina Formation at the Sincor field (East Venezuela Basin) is characterised by a succession of superposed deltaic cycles which control vertical and horizontal reservoir connectivity. In order to model this reservoir in three dimensions, a workflow was developed which addressed a series of specific challenges. First, the deltaic nature of the succession required that both distributary channel and mouth bar sandbodies had to be modelled according to the defined sequence stratigraphic framework. Second, the relationship between distributary channels and mouth bars had to be honoured. A third issue was that individual distributary channel sandbodies were on occasion thicker than the cycle to which they belonged (i.e. they eroded down into the underlying cycle), and the relationship between mouth bar and channel sandbodies in adjacent sequences was therefore broken. Although conceptually simple from a geological viewpoint, this aspect proved particularly difficult during 3D modelling. This paper discusses the construction of the stratigraphic model, as well as that of the channel and mouth bar models. The workflow is based on existing stochastic approaches, arranged in nested steps dependent on the stratigraphic framework and on defined depositional processes in order to simulate reservoir distribution and partitioning. By integrating sedimentological observations and interpretations with existing modelling procedures, a reliable reservoir model can be built. The model is based on the observed sequence stratigraphic framework, and its infill takes into account the relationship between distributary channels and mouth bar deposits, derived from depositional processes. The model provides realistic distributions of the channel fills and mouth bar deposits at Sincor field using a multi‐realisation scheme. Improved local vertical connectivity between individual sequences, caused by erosion of highstand mudstone seals and baffles, can effectively be simulated; this is of particular significance at Sincor where planned second‐phase heavy oil recovery will depend on the use of steam‐assisted gravity drainage.