缝洞型碳酸盐岩油藏动用储量计算新方法

缝洞型碳酸盐岩储层非均质性严重,井间缝洞储集体的分布规模与展布方向难以获得较准确的认识,为单井动用面积的确定带来很大难度,影响了容积法计算单井动用地质储量的可信度。基于油藏物质平衡理论,以划分的缝洞单元为基础,建立了应用单井可采储量确定单井控制面积,然后再利用容积法计算单井动用地质储量的储量计算新方法。运用新的储量计算方法对塔河油田典型单元内油井动用储量的计算结果与利用动态法计算的动用储量规模有较好的一致性,表明该方法计算严重非均质的缝洞型油藏的动用储量是切实可行的。     

定井底流压下有限导流垂直裂缝井的理论模型

人工压裂后在油气藏中产生了水力裂缝，油气井的生产动态已经成为具有水力裂缝的油藏工程问题，为了经济合理地开发，需要分析评价压裂效果，预测产量。分析、研究了具有垂直裂缝的无限大均质地层中，在定井底流压生产条件下压裂井的流量动态，建立其渗流模型，并利用牛曼积原理、格林函数等方法进行求解，最终绘制出产量预测曲线，通过曲线拟合，确定油藏参数，从理论上进行了有效分析。     

烃类流体分布与缝洞储层流动单元的划分

塔河油田奥陶系缝洞性油藏原油类型丰富,包括凝析油、挥发油、中轻质黑油和重质黑油,其分布具有明显的分区分带特征.根据地质控制因素,对流体性质分布的差异进行分析表明,烃类流体性质分布的非均质性不仅与成藏过程中对烃类流体的破坏改造相关,而且也反映了缝洞性储层的非均质性特征和多期油源.以烃类流体性质分布的地质响应特征为主,兼顾油井产状相近、储层物性相似及天然能量类型相同等因素,将塔河油田奥陶系油气藏缝洞性储层划分为个流动单元,对不同单元提出了开发建议,以合理开发此类油田.     

神经网络预测储层砂岩粒度纵向剖面

国内外多年的研究认为,储层粒度特征值（d50,UC）是防砂设计的基础.利用伽马测井、密度测井与粒度特征值之间的相关性,建立探井伽马、密度测井项与实测粒度特征值三者的样本库;利用神经网络技术,训练出满足工程需要的学习网络,进而结合开发区块的测井资料,建立整个储层的粒度纵向分布剖面.该技术对实测数据少或缺乏实测数据储层的防砂显得尤为重要,为防砂方案设计提供了准确的依据,并在现场进行了很好的应用.     

缝洞性碳酸盐岩油气藏开发对策——以塔河油田主体开发区奥陶系油气藏为例

塔河油田奥陶系油气藏是典型的古岩溶缝洞性碳酸盐岩油气藏,开发初期采取滚动勘探开发模式、分批次动用储量、“点、线、面”复合直井井网控制储量、以地震属性的提取与分析为主的储层预测与识别技术、深度酸压和侧钻水平井等技术取得了较好效果,使开发井建产成功率由不足60%提高到85%以上,探明石油地质储量突破5×10⁸t,油田年产量达到350×10⁴t。随着开发进程的深入,对缝洞储集体的识别精度不够,缝洞性油藏储量的可信度低,开发中后期缺乏提高采收率和单井产能的对策等方面影响了开发效果的进一步提高。为此,下步的开发工作中应采取以下措施:1)以动用储量或可采储量作为开发方案编制或调整的依据;2)用直井加水平井的复合井网增加对储量的控制;3)重新划分开发单元;4)采用单井控制储量规模确定合理开发井数;5)以合理生产压差确定单井配产。     

定井底流压下有限导流垂直裂缝井的理论模型

人工压裂后在油气藏中产生了水力裂缝，油气井的生产动态已经成为具有水力裂缝的油藏工程问题，为了经济合理地开发需要分析评价压裂效果，预测产量。分析研究了在无限大均质地层中定井底流压生产条件下有限导流垂直裂缝井的流量动态，建立其渗流模型，并利用牛曼积原理、格林函数等方法进行求解，根据推导得到的离散方程，可以得到一组合有未知量的方程组，通过程序编制绘制出了产量理论曲线。该无因次产量与无因次时间曲线对分析油藏参数十分有用，通过产量曲线拟合，可以确定渗透率、裂缝长度及裂缝导流能力等参数。同时还可利用该曲线对压裂井进行产能预测，进而从理论上对油田问题进行有效分析。     

塔河碳酸盐岩油藏产量递减特征与影响因素分析

塔河奥陶系缝洞型碳酸盐岩油气藏储层非均质性严重,储集体规模、类型和内部油水关系分布复杂,油井生产动态相对复杂。依据油井钻遇的缝洞储集体类型所划分的3类油井,利用产量"归一化"方法建立缝洞型油藏油井产量递减分析方法,分析了不同类型油井的产量递减特征,并对产量递减影响因素进行了分析。认为产量递减的主要原因是油井见水和天然能量不足;因地层压力下降造成采油指数低、油井工作制度的改变也是重要的影响因素。     

裂缝性油藏垂直裂缝井产量预测研究

从基础理论入手,建立了在裂缝性油藏中,具有有限导流能力的垂直裂缝井在定压开采条件下产量预测的数学模型。通过数学模型的理论推导和求解,获得了产量预测公式,绘制出产量预测理论图版。应用该图版进行生产曲线拟合,可以评价确定油藏参数,从理论上对油井产量进行有效分析和预测。     

低渗特低渗气藏剩余气分布的描述

低渗特低渗、无明显边、底水的异常高压干气气藏开采一段时间后,储层中不同区域的地层压力下降不均衡,但含气饱和度(S_g)却相差不大,用含气饱和度无法准确地描述气藏剩余气的分布状况。因此,人们通常用开采过程中压力的分布来定性描述这类气藏的剩余气分布。根据真实气体的状态方程和可采储量的定义,建立了可采储量采出程度(K)与地层压力(P)之间的函数关系,将开采过程中的地层压力分布转化为可采储量采出程度的分布,实现了剩余气分布的定量描述。     

储层岩心孔隙结构变化对流体流动速度变化影响

储层岩心孔隙结构的改变对流体的动力学特性有重要影响,进而影响石油采收率变化.利用原子力显微镜表征岩心在纳米—微米尺度上的微观结构,定量描述岩心的形态特点;利用Comsol Multiphysics软件分析孔隙内流体流动特性,获得岩心关键点处孔隙直径微小变化对流体的流动速度影响规律.结果表明:岩心内流体的流动速度与孔隙直径大小并非为简单的正比例关系,而是同时受到其他孔隙协同变化的影响;孔隙大小存在阈值点,在阈值点两侧微孔中流体的流速随孔隙变化的改变规律不同.该研究结果对确定次生孔隙及其变化对三次采油效率提高的关键因素具有指导意义.