涩北一号气田开发方案设计

以涩北一号气田精细描述资料为基础，对第3开发单元进行了数值模拟研究，并将储层非均质性从对渗透率非均质表征延伸到了对岩石与流体相互作用关系的表征。在历史拟合的基础上，充分考虑气井单井产能、不积液临界产气量和出砂压差，对不同采气速度下的单井进行配气，3种采气速度下的气田开发指标优化结果表明，涩北一号气田第3开发单元的合理采气速度为3．08％，对比相同采气速度下上返与合采方案的产水动态可以看出，合采方案的生产动态较好，稳产年限为18a。第3开发单元的生产动态历史拟合结果表明，基于气田描述地质模型的模拟计算结果与生产动态相吻合，表明气田地质模型较为可靠。     

非均质气藏水平井非对称立体压裂优化方法

SF气田蓬莱镇组非均质性强,受河道影响,砂体横向变化大,水平井有效储层钻遇率低,常规均质储层水平井分段压裂实施效果差,投产率低,严重影响了气田开发效果。文章在气藏渗流特征研究的基础上,建立了非均质储层地质模型,提出了渗流阻隔带的确定方法,划分了均质独立渗流单元,在独立渗流单元内采用均质模型进行优化设计,从而形成了非均质水平井非对称立体压裂优化设计方法。运用该方法,可充分动用水平井段地质储量、减少无效裂缝、降低储层伤害,通过现场应,分段压裂改造效果提高了41%。     

克拉2气田稀井网储层精细三维地质建模

〗塔里木盆地克拉2气田在开发方案设计阶段仅有5口探井和评价井，井距3～6 km，难以满足建立常规储层精细三维地质模型的要求。为此，在充分研究该气田地面露头地质特征的基础上，纵向上利用测井的分辨率，横向上利用地震的分辨率，使用随机模拟方法，对该气田储层物性空间分布的非均质性进行了细致描述，对储层参数的空间分布进行估计或模拟；在远离井点控制的地方，采用地震导向方法找出井和地震数据间的关系；进而结合储层建模方法优选，建立了符合该气田气藏地质特征的三维地质模型，模型的符合程度超过90%。为该气田开发方案的制定及优化奠定了基础，形成了稀井网条件下储层精细建模特色技术     

胜坨油田二区沙234流动单元随机建模研究

储层流动单元是空间上连续分布的具有相似的岩石物理特征和渗流特征的储集体，流动单元是储层岩性、物性和渗流特征的综合反映，代表特定的沉积环境和渗流场。流动单元研究的目的在于建立能够准确反映储层非均质性、适用于油藏数值模拟的三维地质模型，每个流动单元可作为油藏数值模拟的网格块。此外，将流动单元研究与剩余油结合起来，揭示了油藏在空间的变化规律，为改善油田开发效果，提高油田采收率提供了可靠的地质依据。     

靖边气田马五1+2气藏储层非均质性评价

靖边气田马五₁₊₂气藏非均质性强，定量化地描述其储层的非均质性、深入认识和评价储层的非均质性，这对科学指导气田开发中后期的层位调整和开发井加密调整具有积极意义。为此，以岩心物性分析资料为基础，采用统计方法对马五储层非均质性的变异系数、突进系数及级差等进行了大量计算分析，对储层层内及层间非均质性得出了全面而深入的认识。     

徐深气田火山岩气藏动态描述追踪方法

徐深气田单井动态描述研究方法,以传统解析试井解释结果为基础,结合静态地质研究成果及气井长期试采动态资料,应用数值试井方法,建立与火山岩储层形态、参数分布更贴近的地质模型,对徐深气田火山岩储层的开发动态特征实现全新的解读.该方法可较好地考虑储层的非均质性,是认识气藏开发生产条件下的储层动态参数,可靠预测气井未来生产动态的有效手段.     

应用流动单元指标评价储集层的非均质性：—以焉耆盆地宝浪油田宝北区块为例

流动单元指标是流动单元的地质及油藏工程特征的综合参数，用它可以较为准确地描述储集层的非均质性。应用流动单元指标评价了宝产区块的储集层非均质性，认为宝北区块层内非均质性最强的是Ⅰ1、Ⅰ2、Ⅱ1小层，最弱的是Ⅲ1、Ⅱ2小层，层间非均质性最强的是Ⅱ油组，平均非均质性最强的是Ⅰ2、Ⅱ3小层，最弱的是Ⅲ1、Ⅱ小层。     

基于流动单元控制的油藏宏观剩余油潜力分布

针对鄂尔多斯盆地东部延长组特低渗储层非均质性严重及剩余油分布异常复杂的问题,利用流动单元将该类储层相对均质化,逐一研究各类流动单元宏观剩余油潜力分布。利用取心数据对流动单元进行聚类分析,将岩心资料与测井数据建立联系,采用灰色系统理论建立了流动单元定量综合评价体系,将测井信息系统运用到对流动单元的识别评价中,深化对储层非均质性的表征。在此基础之上,研究每一类流动单元储层的储量、采收率标定及油气产出,从宏观角度阐明了不同类型流动单元的剩余油富集规律及潜力分布。该研究现场应用效果好,为研究区后期的高效开发指明了方向。     

大芦湖油田樊107块沙三中储层流动单元研究

针对大芦湖油田樊107块沙三中储层砂体分布规律性差、非均质性强等,借助岩心、测井资料,以地质研究为基础,优选了与储集层岩性、物性及渗流特征相关的宏观、微观参数,应用聚类分析和判别分析相结合的方法,将储集层划分为4类流动单元。并应用序贯指示模拟方法建立了流动单元三维地质模型,结合油藏数值模拟的结果,分析了各类流动单元与剩余油分布的关系,结果符合实际开发规律,同时明确了剩余油分布情况,为下一步制定具体的调整方案提供了地质依据。     

滨岸相底水油藏高含水期剩余油分布规律研究

结合某油田某油藏的岩心、地质、测井、动态、监测等资料,以小层划分与对比、储层沉积微相、储层非均质性、储层微观特征研究为基础,开展储层流动单元研究,进而通过流动单元约束建立油藏三维地质模型,并开展了基于三维地质模型的油藏数值模拟研究,得到研究区剩余油分布规律,分析了影响剩余油分布的主控因素。结果表明,流动单元和夹层的分布是某油田某油藏剩余油分布的关键因素。     

靖边气田稳产的数值模拟

利用克里金插值法,结合长庆靖边气田的气藏特点,预测了井间储集层的物性数据,真实反映出储集层的非均质程度,地质模型中充分利用容积法,对该地区的储气量作出测算与修正,从而为长庆靖边气藏稳产、合理开发提供了很好的帮助。     

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传统的气田开发设计是将每口井的产量都看成一个定值。但在实际生产中，每口井的产量受多种因素的影响，是一个不确定值。因任何一个气田的储层在横向上、纵向上都存在非均质的问题，表现在不同区域不同层位，其产量也不同。按照传统设计方法得到的结果与实际情况存在一定差别。文章根据气田储层的非均质特性，引入了产量的随机分布特征和风险系数，建立了完成预定总产量的气田开发风险设计计算模型和相应的计算方法，建立了风险系数与合理井数计算关系的数学模型；从风险设计的原理、计算方法等进行了深入研究，并对实例进行了分析与计算。结果表明，文章提出的方法具有实用价值。     

昌德气田营城组火山岩储层建模技术

火山岩具有结构复杂、岩性岩相变化快、储层非均质性强等特点,从而使火山岩储层的地质建模工作变得十分复杂。在借鉴松辽盆地徐深气田火山岩储层建模技术和经验的基础上,以松辽盆地昌德气田为例,运用建模软件开展了该区的储层建模工作。利用钻井、测井、地震、岩心分析等资料完成了地层分层对比,建立起了昌德气田地层格架,并在此基础上,结合综合地质研究成果,建立了该区的构造模型及属性模型,实现了对目的层段有效厚度的分布预测。其研究成果与后续开发井钻探结果符合性较好,为气藏开发决策提供了依据。     

苏里格气田苏6井区开发方案数值模拟优化研究

苏里格气田目前探明储量已超过5 000×108m3,其储层非均质性强,砂体叠置模式复杂。在开发早期,井网密度小,控制程度低,使用传统气藏描述方法不能满足开发设计的需要。利用随机模拟技术建立的精细地质模型开展了数值模拟研究,对气田的开发方案进行全面优化,制定了苏里格气田开发技术策略,以最大限度地提高气田开发经济效益。通过方案对比,确定苏里格气田开发井网为在有效砂体相对发育区的均匀井网,苏6井区应采用一套开发层系、一套井网的衰竭式开采方式,行距与排距分别为700和1 000m。预计年产天然气5×108m3,须钻新井73口,可稳产4 a。     

高含硫碳酸盐岩气藏开发技术政策优化

摘要：普光气田属高含H2S 和CO2特大型海相气田,具有气藏埋藏深、厚度大、非均质强、有边底水以及开发投资高和难度大的特点,国内没有成熟的开发技术和经验。为此,采用气藏工程理论方法、数值模拟和经济评价技术,对高含硫碳酸盐岩气藏开发层系划分、井型优选、合理井距、井网部署、合理产量、合理采气速度、单井技术经济界限、控制和减缓边底水推进、防止硫沉积等开发技术政策进行了优化研究,形成了高含硫碳酸盐岩气藏开发技术政策优化技术方法,并制定出适合普光气田的合理开发技术政策,为气田开发方案的编制及优化调整和气田高效开发奠定了基础。     

东方气田储层非均质性描述

东方气田储层非均质性强,对储层砂体叠置情况及其非均质性进行精细刻画对于现场生产有着重要的实用价值。从沉积后地层受重力流冲刷的模式出发,开展储层解释工作,结合属性投影、拟等时切片和高分辨率地震等资料刻画出了各气组的冲沟。通过对泥流冲沟带中储层纵、横向分布规律的认识,描述了造成该气田气层气体组分差异的储层非均质性影响因素。同时选取多项地震属性与孔隙度的多维线性回归,在平面向上预测了各气组的平均孔隙度,对以物性渐变为特点的储层非均质性进行了半定量预测。     

低渗透河流相储层建模方法与应用——以苏里格气田苏6加密试验区块为例

储层地质模型既是油气藏综合评价的地质基础,也是油气藏数值模拟的必要参数和开发调整方案的直接依据。在综合利用地质、测井和生产动态资料基础上,开展了低渗透河流相储层建模方法的研究。结果认为:细分沉积单元、分相进行储层参数变差函数结构分析能够精细地刻画储层的非均质性;应用相控条件模拟进行井间储层参数的预测,能有效地反映出低渗透储层物性的局部变化;应用储层属性模型,可以直接预测有效储层的规模大小及其空间分布,为气田开发井网的部署和调整提供地质依据。应用低渗透河流相储层建模方法预测的结果得到了生产实际的动态验证,该建模方法为同类气藏储层建模提供了参考。     

页岩气井生产过程异常诊断方法研究——以涪陵页岩气田为例

涪陵页岩气田开发已超过7年,井筒积液、油管腐蚀穿孔、管柱堵塞等问题逐渐显露,严重影响气井的正常生产.为提高涪陵气田页岩气井异常判别的准确性,基于"U"型管原理,建立气井生产过程合理油套压差计算方法,从8种组合方式中优选出H&B—B&B组合模型作为井筒多相流流动计算模型,并优选了振荡式冲击携液模型计算临界携液气量.结合各...     

气井连续携液临界产量的计算方法

针对产水气井的实际生产状况，运用流体力学相关理论，对气井连续携液临界产量的计算方法进行了深入研究，分别提出了高气液比携液临界产量模型和低气液比携液临界产量模型。在高气液比携液临界产量模型中，液滴存在形式为圆球形，模型推导中充分考虑了井筒内流动状态的变化，采用与Turner经典液滴模型相同的力学分析方法，得到了针对不同雷诺数范围的临界产量计算公式，使经典液滴模型在理论上更加完善。在低气液比携液临界产量模型中，以Hagedorn和Brown井筒压力计算方法为基础，定义了理论持液率、实际持液率的概念和计算方法，并通过整个井筒内理论和实际持液率的对比来确定低气液比条件下气井连续携液临界产量，解决了低气液比条件下携液临界产量的确定方法问题。现场应用结果表明，这种方法能准确预测气井连续携液的临界产量，对气井合理生产制度的制定有一定的指导意义。