储集层参数动态地质模型的建立——以胜坨油田二区沙二段1~2层为例

胜坨油田二区沙二段12层注水开发38年,含水已高达96％以上,处于特高含水阶段。通过检查井岩心资料分析了不同含水阶段储集层参数的变化,认为渗透率是变化最明显的参数,且有随着含水的上升渗透率升高的规律。通过室内渗流物理模拟实验建立了该层渗透率随含水率变化的定量表达式,并对储集层参数的变化机理进行了研究,最终利用神经网络储集层定量建模技术,建立了渗透率随含水率变化的动态地质模型。图3表2参4     

储集层参数动态地质模型的建立——以胜坨油田二区沙二段1~2层为例

胜坨油田二区沙二段12层注水开发38年,含水已高达96%以上,处于特高含水阶段.通过检查井岩心资料分析了不同含水阶段储集层参数的变化,认为渗透率是变化最明显的参数,且有随着含水的上升渗透率升高的规律.通过室内渗流物理模拟实验建立了该层渗透率随含水率变化的定量表达式,并对储集层参数的变化机理进行了研究,最终利用神经网络储集层定量建模技术,建立了渗透率随含水率变化的动态地质模型.图3表2参4     

三角洲储层渗流参数动态模型研究——以胜坨油田二区下第三系沙二段8~3小层为例

以注水开发36年的胜坨油田二区下第三系沙二段83小层的三角洲储层为例,应用岩心分析和渗流物理模拟数据,研究了渗流参数随注水开发的变化规律和机理,建立了渗流参数的润湿性模型、孔隙结构模型和相对渗透率模型。研究结果表明,随着注水开发程度的加深和综合含水率的提高,该储层岩石的亲水性逐步增强;岩石平均比表面积降低,孔隙和喉道半径增大,孔隙连通性和孔喉分布变好。平均残余油的水相相对渗透率有降低的趋势,标准化油水相对渗透率曲线交点的水饱和度向右偏移,即交点水饱和度增大。在相同水饱和度下,油相渗透率增大,水相渗透率下降,8种油藏开发流体的动力地质作用引起了渗流参数的变化     

利用神经网络建立储层宏观参数动态模型--以胜坨油田二区为例

建立描述和表征储层宏观参数随油田开发过程发生动态变化的物理和数学模型,可有效提高油田管理水平及最终采收率。以长期注水开发的胜坨油田二区沙河街组二段第8砂层组第3小层三角洲相储层为例,在研究了储层参数变化规律的基础上,利用神经网络建立了表征储层宏观参数变化的动态模型及数学表达式。该模型可有效地预测不同开发阶段储层宏观参数的变化过程和变化规律,为油田开发提供了科学依据。     

胜坨油田二区沙二段83层储层润湿性变化及对开发效果的影响

胜坨油田二区沙二段80层经过数十年的注水开发，已进入特高含水开发阶段，储层润湿性发生了很大的变化。利用不同含水开发阶段检查井岩心分析资料及物理模拟和数值模拟等技术手段，研究了储层润湿性的变化规律，揭示了储层润湿性变化的机理，分析了润湿性变化对开发效果的影响。研究表明，长期注水冲刷使储层润湿性由弱亲水转变为亲水，而且随着含水率的上升，其亲水性逐渐增强；注水过程中束缚水剥蚀力和界面收缩力的增大是储层润湿性变化的主要原因；储层亲水性增强有利于剩余油的采出和最终采收率的提高，使开发效果变好。     

储层地质模型建立方法--以坪北油田延长组长6段为例

采用高分辨率层序地层学原理对坪北油田地层进行划分和对比．对目的层识别出3个中期旋回。以中期旋回为单位采用顺序指示模拟方法建立沉积微相三维模型．采用相控物性参数建模技术,利用顺序高斯模拟方法建立孔隙度、渗透率的三维模型。采用逐点比较的方法．抽稀检验了沉积微相三维模型．结果表明．分三种微相类型的符合率为66．4％．只分砂泥岩的符合率为84％;利用多个实现的概率分布能够较好地预测微相分布。     

油藏开发流体动力地质作用——以胜坨油田二区为例

研究了注水开发36年、含水已高达95%处于特高含水阶段的胜坨油田二区,提出油藏开发流体动力地质作用是控制研究区储层宏观、微观和渗流三大类参数变化规律和变化机理及剩余油形成分布的主因,建立了油藏开发流体动力地质作用的概念,论述了产生的地质环境、动力来源及动力作用方法.论证了油藏开发流体动力地质作用能长期持久进行的原因.     

油藏不同开发阶段储集层测井曲线变化特征——以胜坨油田胜二区沙二1～2小层为例

胜坨油田胜二区沙二1²小层油藏经历了近42年的高效注水开发,造成对反映和记录地下储层真实性变化特征的测井曲线发生相应的变化。根据对子井原理,采用了新、老井叠合对比法和岩心刻度测井方法。通过研究认为,沙二1²小层油藏经历较长时间的开采后,电阻率测井曲线变化有随注入水的注入呈持续下降和先降后升两种类型,声波时差测井曲线呈现一直增大的趋势,自然电位曲线随着油藏不同开发阶段出现基线漂移、幅度差变小,微电极测井曲线幅度和幅度差相对变小。     

岩性控制下的测井储集层参数评价与预测——以鄂尔多斯盆地南部上古生界碎屑岩储集层为例

鄂尔多斯盆地南部上古生界致密碎屑岩储集层的压实作用和胶结作用强烈，测井解释与实测的孔、渗参数相关性差。研究发现储集层岩性明显控制物性，在应用神经网络方法计算储集层孔、渗参数时，加入定量化岩性参数作为计算的输入参数，使计算精度大幅度提高。用累计产能系数法设定储集层参数下限，结合孔、渗之间的相关关系，对储集层进行分类。以计算层段的平均孔隙度和渗透率作为控制点，预测储集层参数的平面分布，预测结果与沉积相分布吻合度较高。图4表3参13     

地质模型动态更新方法在随钻导向中的应用——以渤海湾A油田为例

地质模型动态更新方法是一种基于正演模拟的随钻地质导向技术,模型质量制约方法应用效果。本文在建模范围、网格划分及模拟属性等方面改进提出了一种更适于随钻地质导向的地质建模和动态更新方法。方法应用于渤南中浅层油田水平井的实施过程,通过建立以自然伽马属性、砂体概率分布属性为主的先导地质模型,在随钻过程中动态加入随钻测井资料并更新地质模型,利用模型预测结果指导调整水平井钻井轨迹。A33H井实钻结果显示,应用地质模型动态更新方法有效降低了夹层钻遇风险,水平段油层钻遇比例超过80%。     

基于构型单元的储层质量分布模式——以胜坨油田二区沙二段8砂组厚层河口坝砂体为例

以取心井岩心、薄片、扫描电镜、测井资料及生产动态分析为基础,采用“垂向细分”、“侧向划界”以及“平面组合”的思路,针对胜坨油田二区厚层河口坝砂体,按复合河口坝、单一河口坝及单一河口坝内部增生体3个层次进行构型单元的逐级解剖,在此基础上探讨了基于构型单元的储层质量分布模式。研究结果表明,不同构型单元内部储层参数分布规律分异性较强。Ⅰ类和Ⅱ类储层主要分布于河口坝主体,Ⅲ类储层多分布在河口坝侧翼以及河口坝内部夹层的遮挡区,Ⅳ类储层则集中分布于席状砂。此外,结合生产动态数据等探讨了注水开发过程中不同构型单元内储层参数的动态变化特征。其中,储层孔隙度随注水开发的进行总体趋势是增大的,但变化幅度不大。坝主体孔隙度增幅最大,坝侧缘次之,席状砂基本不变。储层渗透率的趋势既有增大、又有减小。随注入水的不断冲洗,坝主体等高-特高渗储层有效渗透率升高,坝侧缘、水下分流河道等中-低渗储层渗透率降低,席状砂等低渗储层基本不变。储层孔隙度增加幅度较渗透率小得多。从低含水到特高含水阶段,不同构型单元的粒度中值都有所增大,泥质含量均降低。     

油藏不同开发阶段储集层测井曲线变化特征——以胜坨油田胜二区沙二12小层为例

胜坨油田胜二区沙二12小层油藏经历了近42年的高效注水开发,造成对反映和记录地下储层真实性变化特征的测井曲线发生相应的变化。根据对子井原理,采用了新、老井叠合对比法和岩心刻度测井方法。通过研究认为,沙二12小层油藏经历较长时间的开采后,电阻率测井曲线变化有随注入水的注入呈持续下降和先降后升两种类型,声波时差测井曲线呈现一直增大的趋势,自然电位曲线随着油藏不同开发阶段出现基线漂移、幅度差变小,微电极测井曲线幅度和幅度差相对变小。     

低渗裂缝性储集层的油藏动态特征 --以准噶尔盆地东部火烧山油田为例

裂缝性储集层的油藏动态特征与常见的孔隙性储集层油藏动态特征有明显差异。从钻井一开始就有其独特的特征 ,一直到油田开发的整个过程都有显著不同。主要表现在钻井泥浆漏失、有效渗透率比分析渗透率大许多倍、注入井井口压力低、水淹水窜等。本文用于描述裂缝性储集层的油藏动态特征所涉及到的各参数在现场上一般都易于测取得到。主要有 :每口井的孔隙度、渗透率、油井产量、有效厚度、生产压差等参数 ,特征有差异 ,治理手段也就不同。此方法所涉及到的油藏动态资料丰富 ,并且其特征参数计算简单 ,易于应用     

水下分流河道储层内部结构表征——以胜坨油田沙二段81层为例

储层内部结构表征是特高含水期老油田改善水驱开发效果、提高采收率的基础和关键。以胜坨油田沙二段81层三角洲前缘水下分流河道为例,利用密井网条件下的储层构型分析方法,系统揭示了水下分流河道储层内部结构。研究结果表明,研究区水下分流河道储层中的沉积界面可分为5个等级:五级界面是限定水下分流河道复合砂体的界面,为分布稳定的泥岩,呈近水平产状;四级界面是复合砂体内部单一河道间的沉积界面,为泥质薄夹层或岩性突变面,在相同单一河道中以近水平产状连续分布,在不同单一河道间分布不连续;三级界面是单一河道内部增生体的界面,界面上下岩相一致,分布范围局限在单一河道砂体内部,也为近水平产状;二级和一级界面分别为岩心规模的层系组或交错层系界面。水下分流河道复合砂体由单一河道垂向叠置和侧向拼合而成,综合利用分流间湾、河道边缘、砂体顶面高程差异、砂体规模差异等特征可识别出单一河道的侧向边界,单一河道的同期不同体现象是水下分流河道最重要的储层内部结构。     

隔夹层发育状况对堵水调剖效果的影响分析——以胜坨油田二区沙二1-2单元为例

以胜坨油田二区沙二1-2单元为例，借助油藏数值模拟技术，研究了隔夹层发育状况对堵水调剖效果的影响，分析了油藏的纵向渗透性，调剖封堵节距范围，封堵率等有关参数的变化对开发效果带来的差异，为该技术更广泛的应用提供了理论依据。     

隔夹层发育状况对堵水调剖效果的影响分析--以胜坨油田二区沙二1-2单元为例

以胜坨油田二区沙二1-2单元为例,借助油藏数值模拟技术,研究了隔夹层发育状况对堵水调剖效果的影响,分析了油藏的纵向渗透性,调剖封堵节距范围,封堵率等有关参数的变化对开发效果带来的差异,为该技术更广泛的应用提供了理论依据。     

海上稠油油藏可动凝胶调驱参数优化——以SZ36-1油田为例

SZ36—1海上稠油油藏经过长期注水开发，表现出含水率上升快、水驱动用效果差的问题，须采用可动凝胶调驱作为提高采收率的重要措施。通过对可动凝胶调驱质量传输流体力学、化学动力学的深入研究，初步建立了可动凝胶体系深部调驱数学模型，描述了可动凝胶体系在多孔介质中的复杂渗流行为。编制了数值模拟软件，对SZ36—1海上稠油油藏凝胶调驱注入参数进行了优化设计，当地层原油粘度小于70mPa·S，油藏综合含水率小于60％，最佳凝胶用量为0．2倍孔隙体积时，最适宜用可动凝胶调驱。     

油藏注采参数实时优化研究——以滨南油田滨2断块沙二段油藏为例

滨南油田滨2断块处于中采出程度、低采油速度和中高含水开发阶段,为了优化滨2块整体注采结构,提高区块最终采收率,在精细三维地质模型基础上,开展了历史拟合及剩余油分布规律研究和注采参数实时优化.根据基于Eclipse数值模拟软件的生产优化控制模型,利用优化算法和数值模拟完成了目标区块油水井动态调控参数的5年优化方案,对比基...     

三角洲沉积砂体骨架模型及储层属性地质模型的实现——以渤海某油田为例

以往三角洲沉积储层地质模型的实现过程多是强调某一种建模方法的使用。文中以渤海某油田为例,综合应用地震及井点信息,探讨了将确定性地质建模与随机地质建模两种方法、相模型与属性模型两种模型相结合建立三角洲沉积砂体骨架模型及储层属性地质模型的方法。使用确定性建模手段可以刻画出那些基于地震反演资料识别、把握程度相对较高、规模相对较大的砂体;应用序贯指示随机模拟方法可以表征规模小、具随机分布特征的砂体;以砂体单元为对象、井参数为约束、地震反演属性体为趋势,应用随机模拟方法实现的储层属性地质模型,能够更客观地反映砂体内部的非均质程度。合理使用各种储层地质建模技术,可以获得更接近实际的地质模型,从而为油田开发方案编制、调整,开发效果预测,以及油田开发潜力与风险评价提供依据。     

基于密井网和井间示踪剂资料的浅水三角洲单砂体沉积构型研究——以东营凹陷胜坨油田二区沙二段1-2砂组为例

浅水三角洲分流河道和河口坝砂体平面上常呈连片状,难以准确划分其单砂体,限制了剩余油分布的精准预测,制约了油田采收率的进一步提高。基于岩心和测井等资料,借助密井网和井间示踪剂数据,系统表征东营凹陷胜坨油田二区沙二段1-2砂组浅水三角洲单砂体沉积构型特征。研究结果表明：胜坨油田二区沙二段1-2砂组发育浅水三角洲沉积,包括浅水三角洲平原亚相和浅水三角洲前缘亚相,发育分流河道、溢岸、河口坝、滩坝等微相。浅水三角洲砂体划分为4个构型级次（5～8级）,本次研究的单砂体属于8级构型单元。综合利用密井网和井间示踪剂数据,识别了单砂体的6种侧向接触样式：河道-溢岸-河道拼接式、河道-河道切叠式、滩坝-滩坝拼接式、河口坝-河口坝拼接式、坝上河道切割河口坝式和泥岩分隔式。井间示踪剂资料显示,坝上河道切割河口坝式侧向接触样式砂体连通性最好,其次为河道-河道切叠式、河口坝-河口坝拼接式和滩坝-滩坝拼接式,最差为河道-溢岸-河道拼接式。建立了研究区浅水三角洲单砂体沉积构型模式,其中浅水三角洲平原微相类型主要为分流河道和溢岸,单一分流河道砂体间接触样式主要有侧向切叠、侧向与溢岸砂体相连、垂向叠加和斜列叠加4类;浅水...