陆梁油田呼图壁河组油藏数值模拟研究

准噶尔盆地陆梁油田陆9井区呼图壁河组（K1h2^6-K1h2^7）油藏为构造幅度低、油水关系复杂、非均质强的边水油藏。应用数值模拟方法，紧密结合油藏精细描述和油藏工程研究结果，研究了该油藏合理的技术开发政策界限，最终确定了该油藏应立足于注水开发，合理采油速度为2.9%，合理注采比是0.8，合理压力水平应保持在9.0MPa左右；油藏仍应采用反九点井网方式进行配注等开采技术政策界限。数值模拟研究结果对油田实际开发有很好的指导作用。     

ģ��һ�¾�����С�����꾮��Ŀ����߷����е�Ӧ��

根据模糊集中的模糊一致关系理论，运用一致矩阵法，对小井眼钻井多目标方案10个指标进行评价分析后，明确指出四种方案的优先顺序，这与小井眼钻井模糊层次评价模型一致。分析结果表明模糊一致矩阵法符合人们思维决策的一致性，它能有效评价小井眼的多目标钻井方案,为科学决策提供了可靠的科学依据，因而具有广泛的应用前景。     

陆梁油田呼图壁河组油藏数值模拟研究

准噶尔盆地陆 梁油田陆9井区呼图壁河组(K.bg- K,h3)油藏为构造幅度低、油水关系复杂、非均质强的边水油藏。应用数值模拟方法.紧密结合油藏精细描述和油藏工程研究结果。研究了该油藏合理的技术开发政策界限最终确定了该油藏应立足于注水开发,合理采油速度为2.9%.合理注采比是0.8.合理压力水平应保持在9.0MPa左右:油藏仍应采用反九,点井网方式进行配注等开采技术政策界限。数值模拟研究结果对油田实际开发有很好的指导作用。     

一个简易的变形介质气藏数值模拟方法

变形介质气藏的储层参数在气藏开发过程中不断变化,定量描述和预测储层参数的变化对气藏开发动态的影响具有十分重要的意义。国内外通常采用流固耦合方法对变形介质气藏进行数值模拟,尽管流固耦合方法在理论上完全可行,但是由于岩石变形类型的不确定性以及模型求解的复杂性,该方法在实际应用中遇到很大困难。通过引入变形介质气藏的无量纲渗透率与无量纲压力关系曲线,可以直接利用室内覆压实验的测试结果,且实验简单易行,可实现对变形介质气藏的准确模拟。     

鄂尔多斯盆地马岭地区长8油层组储层成岩作用及其对物性的影响

针对鄂尔多斯盆地马岭地区长8油层组储层物性整体较差,影响单井产量的现状,综合铸体薄片、扫描电镜和X-衍射等资料,对成岩作用及其对物性的影响进行了深入研究。结果表明:该区压实作用、伊利石和铁方解石胶结作用是储层物性变差的主要因素;当黏土矿物中绿泥石的体积分数低于1.5%时,与渗透率呈正相关,当高于4.0%时,与渗透率呈明显的负相关;区内成岩序列依次经历了机械压实→绿泥石衬里形成→石英次生加大→长石颗粒溶解→自生高岭石形成→石英雏晶沉淀→自生伊利石形成+玫瑰花状、片状绿泥石→(石油充注)→晚期铁方解石充填等阶段。结合镜质体反射率(Ro)、古温度、矿物特征以及孔隙组合类型判定研究区处于中成岩A期。     

RMS软件在铁边城地区长4＋52储层建模中的应用

利用RMS随机建模软件对鄂尔多斯盆地铁边城地区长4＋52储层开展了三维储层建模研究。根据三角洲前缘沉积的特点．运用序贯指示模拟方法，建立了沉积相模型；并利用70余口井的测井解释成果与岩心分析数据，通过数据分析、正态变换、变差函数分析．在沉积相建模的基础上采用序贯高斯模拟方法研究了储层孔隙度、渗透率的空间分布．较好地再现了储层的非均质性，为评价井的优化部署与随钻调整以及开发方案的优化设计提供了基础。储层模拟结果表明．RMS储层建模软件具有方便、实用、可信度高的特点。     

预测水驱油田含水率的Usher模型

预测水驱开发油田含水率随开发时间的变化规律具有重要意义。 基于水驱油田含水上升规律将广泛用于经济和资源预测的Usher 模型用于含水率的预测。通过对Usher模型的分析,指出目前用于含水率预测的Logisitic模型和Gompertz模型为Usher模型的两种特殊形式,并结合矿场应用实例证明了该模型的实用性和有效性。     

低渗透变形介质气藏数值模拟

气田开发实践 和室内实验表明,低渗透气藏岩石孔隙喉道狭窄、连通性差、渗透率较低,加之气液固相间表面吸附力的作用等原因,在低渗透气藏中存在启动压力梯度;随着气藏的开发,储集层岩石的变形对渗透率的影响很大。常规气藏数值模拟技术基于线性的达西定律,无法对启动压力梯度和介质变形的情况予以准确描述。基于前人的研究成果,建立了一个考虑启动压力梯度和介质变形的气藏非线性渗流的数学模型,最后给出了计算实例。结果表明,启动压力梯度和介质变形对气藏开发动态有重要影响。     

鄂尔多斯盆地华庆地区长63亚段储集层与成岩相研究

鄂尔多斯盆地华庆地区上三叠统延长组长63亚段湖底扇砂质碎屑流水道沉积来自不同的物源区,可划分出北东部和南西部2个主物源沉积区和介于其间的混源沉积区。依据长63亚段砂岩储层的物质组分、成岩作用和成岩相平面分布的差异性和区带性特征,提出不同物源区是控制该地区长63亚段砂岩储层分布的主要因素,受北东部物源区控制的绿泥石膜胶结-粒间孔成岩相以及受混源区西部物源区控制的绿泥石膜胶结-粒间孔+长石溶蚀成岩相,是最有利储层发育的沉积-成岩相。研究结果为该区储层预测、评价和高效开发提供了依据。     

致密油水平井体积压裂攻关试验区单井产量主控因素分析

针对长庆油田W233试验区内北部水平井持续自喷高产、单井日产油量和井均累计产油量远高于南部的问题,从地质、压裂工艺两方面开展南、北区水平井差异性分析,结果表明:大厚度、优质烃源岩是北区持续高产的资源基础,高溶解气油比是水平井自喷的关键因素;高排量、大入地液量增大了储层改造体积,是持续高产的首要条件,大量支撑剂进入缝网系统是高产的必要条件;"大排量、大砂量、大入地液量"体积压裂理念在试验区得到成功运用。