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裂缝性低渗透砂岩油藏数值模拟历史拟合方法 总被引:2,自引:1,他引:1
孙业恒 《油气地质与采收率》2010,17(2)
针对裂缝性低渗透砂岩油藏的地质特点和渗流特征,论述了油藏数值模拟历史拟合的技术方法及侧重点。应用大芦湖油田樊12井区双孔双渗油藏模型研究了裂缝性低渗透砂岩油藏历史拟合中裂缝渗透率、裂缝密度、裂缝重力泄油等敏感性影响因素,确定了该油藏模型历史拟合参数调整的有效范围。结合史南油田史深100块、大芦湖油田樊107块等裂缝性低渗透砂岩油藏的数值模拟研究,阐述了对该类油藏的地层压力、油田综合含水率以及单井压力和含水率拟合的方法,分析了油藏网格模型方向性、油藏压力敏感性、压裂裂缝等因素对裂缝性低渗透砂岩油藏数值模拟历史拟合的影响。 相似文献
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裂缝性油藏存在储集层发育孔、缝、洞多重介质,储层精细刻画难度大的问题。为准确描述裂缝性油藏储层发育的空间展布特征,利用测井、钻井资料和岩石物理测试数据建立关键井的嵌入式多尺度裂缝储层的地质和岩石物理模型,开展多重介质的连通传导率研究和嵌入式裂缝地质建模技术研究,并利用该模型对流花油田裂缝性储层进行数值模拟研究。研究结果表明:基于多尺度嵌入式裂缝模型的地质建模可以对构造、断层等大尺度裂缝和等效原理下的小尺度裂缝进行精细描述和数值模拟研究,单井动态指标拟合率达到90%以上;流花油田数值模拟研究表明,该油藏维持各井现有采液速度持续开发,大部分井不会发生严重水淹,风险较高的井主要位于工区的东北侧边缘断层附近。该研究可为同类油藏地质建模、数值模拟研究、开发方案的制订提供参考。 相似文献
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潜山裂缝性油藏的裂缝分布随机性强,非均质性差别大,导致开发过程中油井水淹规律复杂,但目前还没有识别地下储层裂缝分布的有效方法。为此,以渤海JZS潜山油藏为例,利用其丰富的动态资料,分析了不同油井的见水特征,总结得出了该潜山裂缝性油藏"台阶形"见水特征及由局部裂缝见水逐渐发展为整体见水的含水率上升规律;基于该潜山裂缝性油藏的见水规律,选取剖面压力均等模型作为裂缝性油藏见水预测模型,通过拟合实际油井的见水特征反算了地下裂缝的分布情况,分析得出潜山裂缝性油藏具有较强的非均质性以及其裂缝具有对数正态分布的特征。研究认为,将裂缝对数正态分布这一特征作为约束条件应用到潜山裂缝性油藏的地质建模中,可在很大程度上提高该类油藏含水率拟合结果的准确性,这对类似裂缝性油藏的数值模拟和有效开发具有借鉴意义。 相似文献
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用兰德马克公司VIP并行数模软件完成了大型的裂缝性特低渗透油田——新疆克拉玛依油田八区下乌尔禾组巨厚砾岩油藏的数值模拟研究。该油藏为带边底水非均质比较严重的双重介质油气藏,为研究合理井网井距及开发层系,提高储量动用的可行性,精细模拟该油藏,建立了近66万节点的双孔模型。由于缺乏裂缝模型,历史拟舍过程中利用生产动态反映的规律反推了裂缝模型,这就需要进行多次的拟合,对如此复杂且规模庞大的油藏开展数值模拟,没有该并行软件将不可能实现。,通过数值模拟研究,认为该油藏应细分层系进行开发,每套井网在合理采油速度下采用200m反九点注水井网,注采比不超过2. 相似文献
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采用SIMBESTⅡ黑油模型对风城油藏进行了数值模拟。对油藏的产油量、产水量、储量和压力进行了拟合并对水锥进行了定量描述,模拟结果认为,风城油藏由于受裂缝的影响,油藏底水锥进十分严重,但锥体一般不大;可采剩余储量主要分布在风305、风3井区的基质中,而裂隙中剩余储量甚少。这一研究成果为拟定二次开发方案提供了科学依据。 相似文献
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裂缝性低渗透砂岩油藏井网优化设计 总被引:18,自引:9,他引:9
在对裂缝性低渗透砂岩油藏储层裂缝特点和井网适应性分析的基础上,应用适合裂缝性油藏特点的SimBestⅡ数值模拟模型,模拟计算了不同裂缝参数、不同井网形式及不同注水方式组合的多个方案,对比分析结果并结合大庆外围油藏河道砂体特征和经济效益评价,对裂缝性低渗透砂岩油藏合理井网进行了深入的研究。提出了两排注水井夹两排油井的菱形井网是裂缝性低渗透砂岩油藏的合理井网形式和井网参数,同时给出了裂缝性低渗透砂岩油藏菱形井网井排方向与裂缝走向的合理夹角和合理井距。此种方法在大庆外围裂缝性低渗透砂岩油藏井网设计中见到了较好的效果,也为类似油藏井网优化设计提供了理论依据。 相似文献
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从基本地质油藏条件出发.以江汉油区为实例总结了边水油藏、低渗油藏和裂缝性油藏等不同油藏类型的水平井水平段方位和长度的设计原则。水平井水平段的方位由储层方向性决定,而水平段长度设计并非越长越好,应在满足水平井设计产能和经济投入允许的范围内以获得更高的储层钻遇率为目标进行设计;老区水平井水平段方位设计还需要考虑与现有井网的位置关系。在水平井单井优化设计过程中需要考虑储层方向性、油藏含油面积、老井网单井控制面积、与现有注采井网位置关系等地质和开发因素。以江汉油区广1区潜1^31(2)边水油藏为例运用数值模拟方法进行了水平段方位设计和长度优选。 相似文献
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裂缝型凝析气藏数值模拟研究新方法 总被引:1,自引:0,他引:1
为了正确模拟裂缝型凝析气藏的开发动态,提出一种适合于裂缝型凝析气藏双重介质组分模型的数值模拟方法,即首先进行拟组分数的合理划分,然后建立单个岩块的单重介质精细模型和双重介质模型,调整双重介质模型的毛管力曲线拟合单重介质精细模型的计算结果,建立拟毛管力曲线,在此基础上开展双重介质组分数值模拟研究。研究表明,直接利用双重介质组分模型可以正确模拟裂缝型无水凝析气藏的生产动态;但对于裂缝型有水凝析气藏,模拟结果与实际生产动态偏差较大,而采用拟毛管力曲线后模型则可以获得正确的模拟结果。用该法对塔里木盆地塔中Ⅰ号气田某裂缝型凝析气藏的生产动态进行了模拟。结果表明,该方法可用于裂缝型凝析气藏的数值模拟,对实际气田开发动态拟合较好,指标拟合误差小于5%。图6表1参18 相似文献
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特低渗透油藏压裂水平井产能影响因素分析 总被引:3,自引:0,他引:3
低渗透、特低渗透油藏具有启动压力梯度,且非均质性较为严重,裂缝参数对产能的影响与常规油藏显著不同。利用油藏数值模拟方法,分别研究了不同渗透率非均质性和不同启动压力梯度条件下,裂缝参数对压裂水平井产能的影响。结果表明,在低渗透、特低渗透油藏中,非均质性较弱的情况下,压裂水平井生产状况与均质油藏类似,在非均质性较强的情况下,应选择比均质油藏更多的裂缝条数和更大的裂缝半长进行生产;在启动压力梯度较大的情况下,应选择较多裂缝条数进行生产。 相似文献
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It is difficult to predict the production performance of low permeability fractured oil reservoirs. This is because complicated factors such as geological and engineering factors affect well production performance. This paper presents a methodology to predict well production performance in the Hanq oil field, which is a low permeability fractured reservoir. Integration of neural network with numerical simulation is employed. First we study the regularity of fluid flow and oil displacement mechanism by injection well group numerical simulation and analysis of production performance. Then we form the “expert knowledge” affecting production performance. The neural networks based on expert knowledge are trained using production data. This method will play an important role in future waterflood management and the design of recovery strategy for the Hanq oil field. 相似文献
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There is considerable interest in the petroleum industry to characterize partially fractured reservoirs and to develop an increased understanding of the physics of fluid flow in these types of reservoirs. This is because fractured reservoirs have different behavior and there exist a large number of these reservoirs that are not fully developed. This paper presents a numerical simulation study that was performed to investigate the effect of rock properties on the tracer response in partially fractured reservoirs using a finite difference numerical simulator. These properties include fracture intensity, fracture porosity and matrix permeability. The functional relationships between these parameters and the calculated effective permeabilities are also investigated. Several images, each with different probability of fracture intensity, were generated randomly. Numerical simulations of single-phase tracer transport were then performed in each of the generated fractured models. Results show that the fracture intensity, fracture porosity and matrix permeability have a significant effect on the tracer response in naturally fractured reservoirs. Depending on the reservoir properties, the results also show that the flow in partially fractured reservoirs can be either matrix-dominated or fracture-dominated. The characteristics of each regime and the conditions for its occurrence are presented. 相似文献