曲流河点坝型厚油层内部构型及其对剩余油分布的影响

目前中国大部分厚油层类油田已进入高含水开发阶段,水淹严重,剩余油高度分散.为明确曲流河点坝型厚油层的剩余油分布规律及其影响因素,在曲流河点坝内部构型分析的基础上,利用面控制建模方法建立点坝精细构型地质模型;并运用数值模拟方法,采用正交试验与单因素实验相结合,对曲流河点坝型厚油层剩余油分布进行研究.结果表明,曲流河点坝型厚油层剩余油整体分散,局部富集;剩余油主要分布于点坝顶部、侧积层遮挡部位以及井间水驱未波及区域;侧积层倾角、注水方式、侧积面曲率、侧积间距、井网以及侧积层连通性等因素均会对剩余油分布产生重要影响.正交试验结果表明,侧积层倾角越小,连通性越差,侧积间距越大,曲流河点坝型厚油层的开发效果越好.根据曲流河点坝型厚油层剩余油分布特征,可采取在其上部钻水平井、中部转换注水方式和下部调堵油水井的方式进行挖潜.     

致密砂岩启动压力梯度数值的影响因素

为了分析致密砂岩启动压力梯度数值的影响因素,分别从实验设备控制方式和岩石物性参数2方面开展研究。结果表明:采用净围压模式流体恒压注入,可以降低由于实验方法不同带来的实验误差,恒围压模式下测得结果往往偏大;注入方式的不同对拟启动压力梯度数值几乎没有影响。真实启动压力梯度随含水饱和度的增加逐渐增大,达到最大值后逐渐减小,而且渗透率越高的岩心,在相同含水饱和度下的启动压力梯度越小;启动压力梯度随着可动流体饱和度、主流喉道半径增加而降低,且降低的幅度越来越小;微裂缝的存在降低了岩石启动压力梯度。基于上述分析,室内测试启动压力梯度一定要严格模拟地层条件,并按照实际地层水的矿物成分配制模拟注入水,这样测得的结果才有意义。     

海外油气田开发新项目储量评价方法

储量评价是海外油气田开发新项目资产价值评价的核心，决定了海外油气田开发新项目的投资收益和开发方案的制定。为合理快速评价海外新开发油气田储量，并为开发方案的制定提供基础地质模型，以地质建模为手段，建立海外新开发油气田储量评价方法和流程。基于地质建模的海外油气田开发新项目储量评价包括资料收集、地质格架评价、储层相和属性评价、储量计算与风险评价4大环节，可分为地质建模和储量评价2个阶段。地质建模阶段在资料收集的基础上，对最可能的构造、储层相和属性分布进行三维建模。储量评价阶段再依据对储层的不确定性的认识，开展地质格架、储层相和属性分布的不确定性研究，建立开发新项目的概率储量分布，暴露海外油气田开发新项目的储量风险，实现海外开发新项目储量的快速科学评价。基于地质建模的海外油气田开发新项目储量评价方法，有效融合了容积法和概率法的优点，应用实例表明该方法具有较好的实用性，可推广应用于海外油气田储量评价中。      

基于PCA和KNN的碳酸盐岩沉积相测井自动识别

碳酸盐岩油藏地质建模和储量计算中人工判别未取心井沉积相的标准不统一。以中东Y油田碳酸盐岩为例,采用主成分分析(PCA),选取累计方差贡献率大于90%的主成分代表输入的测井信息,通过正演去掉油层对电阻率的影响,运用均值滤波去齿化和众数滤波确定边界;采用岩心刻度方法,以岩心井的测井数据和沉积亚相建立学习样本,对未取心井使用K最邻近分类算法(KNN)进行沉积亚相分类预测。结果表明,KNN对沉积亚相的预测精度达到90%以上。与传统的人工神经网络(ANN)和自组织映射(SOM)预测结果比较后认为,该技术有效解决了学习样本量大、类域交叉多的难题,且运行速度快,分类结果可靠、稳定。