多层拟三维油藏数值模拟研究

多层二维二相数学模型无法解决层间窜流问题,改进后的多层拟三维数学模型考虑了纵向流动因素,在整体保留多层二维二相模型算法优势的前提下,把连通层层惮的流动量作为假想的源汇项加到二维二相方程中,在二维模型上近似实现碡信模型的功能,使层间连通的多层油藏模拟计算结果更接近于实际油藏,多层拟三维油藏模拟软件管理一台,实现了油藏数模拟输入,输出和主模型的一体化管理,比三维三相黑油模型的运算速度快,扩大了模型算法的适应范围,提高了模拟精度,对胜利油区大芦湖油田沙三段中亚段进行的油藏数值模拟表明,其整体运行效率比黑油模型提高32．4％,     

薄层多层压裂的拟三维模型及应用

对于低渗复杂的薄层多层油气藏，期望一次性压开所有产层以减少压裂作业的次数。在调研国内外多层压裂裂缝延伸模拟的有关文献的基础上，建立了一套能模拟多产层在一次压裂改造中全部被压开、多爷裂缝同时延伸的拟三维数学模型，包括压裂液在各产层的动态流量分配，并进行了实例分析.     

考虑层间窜流的多层多相数值试井方法研究

考虑层间窜流的影响，建立了多层多相数值试井理论模型，考虑方程离散的精度和解的稳定性，采用混合网格，给出了压力降落和压力恢复试井的多层多相产量模型的处理方法及与控制方程相耦合的方法。对比分析了层问窜流对压力恢复和压力降落试井曲线形态的影响，给出了压力场和饱和度的空间分布，实现了由单纯的单次试井解释曲线及解释参数分析向试井解释参数、试井解释曲线及压力场和饱和度空间分布对比分析的拓展。通过实例分析，研究了层间渗透率差异、层间窜流以及不同的含油饱和度分布对试井曲线形态的影响。     

多层窜流油气藏模型及井底压力动态

建立了考虑井筒储存和各层不同表皮情况下的具有层间窜流的三层定压外边界油气藏试井模型,求得拉氏空间下的解析解,由Stehfest数值反演得到了实空间的解,并绘制了双对数曲线.对曲线形态从物理渗流机理上进行了分析,该模型正确地描述了具有层间窜流的三层油气藏井底压力的动态特征,所获得的结果可用于研究多层油气藏的渗流机理及试井分析.     

应用岩层层间滑移模型模拟水力压裂

当水力压裂遇到较弱地层或天然裂缝时,层间滑移是改变水力压裂强度的机理之一。在浅地层或超压地层,当地层层间的有效正应力很低时地层的层间滑脱就有可能发生。当垂向水力压裂裂缝在这样的地层中延伸时,岩层层间滑移将阻碍或停止裂缝高度的增长。现在研究出一种层间滑移模型,已将其应用于虚拟三维水力压裂模拟系统中。该模型用不连续位移法来计算层间滑移引起的裂缝宽度形变,用界面交叉点准则来判定压裂裂缝高度增长过程中裂缝是否穿过了特定的岩层。模型规定了所需要的摩擦系数和抗剪强度这两种界面性能,应用了Renshaw and Pollard判定准则并解释了不连续位移法。产生层间滑移直接影响裂缝高度的增长和宽度的变形,但是由于水力压裂的耦合作用,层间滑移还将影响裂缝的几何形状和地层破裂压力。将层间滑移模型的模拟结果与示踪测井压裂测量的裂缝高度和压力,以及压裂后的产能分析进行了比较。在现场实例中,根据实际现场测量,地层将产生一种T形裂缝,裂缝的高度、宽度和压力与用层间滑移模型模拟的结果和测量数据拟合得很好。     

拟三维压裂模型最优裂缝尺寸的计算方法研究

以最优化的裂缝导流能力与最大化的采油(气)指数为目标提出了拟三维模型裂缝几何尺寸的计算方法,从而得到对应的最优缝长和缝宽。对于裂缝高度,2D模型中普遍认为其数值等于油(气)层的厚度,通过现场作业及室内实验发现这与压裂作业中的实际情况并不相符。采用线弹性断裂力学的断裂准则作为裂缝扩展的依据,根据上下边界层的地应力情况得到裂缝上下延伸高度,从而确定地层中裂缝的高度。     

“拟油、水相对渗透率曲线”在水驱油藏中的应用

该采用“提高采收率预报模型”（EORPM）对喇、萨、杏的六大开发区进行动态历史拟合，得出相应的“拟油、水相对渗透率曲线”，以一个区块为例说明计算方法，并对计算结果进行了分析。     

基于层间均衡驱替的分层注水井层间合理配注方法

在长期的水驱过程中,受层间储层物性差异的影响,多层合采油藏层间动用状况差异大,层间矛盾突出。分层注水技术是改善特高含水期层间矛盾的有效方法,其成功的关键是根据各小层的储层物性和动用状况确定各层的配水量。为此,以层间均衡动用为目标,综合考虑储层物性和动用状况,利用Buckley-Leverett非活塞式水驱油理论,建立了注水井分层配水量的计算方法,并编制了计算程序。分析结果表明:层间配水量的差异受油层厚度、剩余油饱和度和调控时间等因素的综合影响;所计算的配水量在给定的调控时间内使各小层达到均衡驱替状态,能够满足分层注水井层间配注的要求。     

多层合采稠油油藏蒸汽吞吐后期油藏物性特征——以孤岛油田中二中Ng5砂层组为例

孤岛油田中二中Ng5砂层组为多层稠油油藏.该油藏经过多轮次蒸汽吞吐开发后,由于其主力层Ng53和Ng54层的合注合采及蒸汽超覆的影响,导致层间动用差异程度大及油藏物性分布不均衡.利用数值模拟技术,研究多层合采稠油油藏蒸汽吞吐后期的油藏物性特征,主要包括油藏压力和油藏温度、剩余油饱和度、剩余油储量丰度.研究结果表明:截至2011年9月,经多轮次蒸汽吞吐生产后,研究区Ng5砂层组的压力保持水平仅为42.93％,平均地层温度上升约2℃;Ng5砂层组中吞吐井数少的区域控制程度低,是高剩余油饱和度分布的区域;剩余油储量丰度不仅与剩余油饱和度有关,还与油层的有效厚度密切相关;高剩余油储量丰度区域主要位于构造高部位及距离边水较远的部位.     

复杂油藏三维地质模型的建立方法

对复杂油藏开展数值模拟研究的关键是建立符合油藏地质实际的三维地质模型。常规的数值模拟建模方法考虑的因素简单,无法精确描述诸如断层、微构造、隔夹层、严重非均质储层及流体等复杂油藏的特殊地质现象。针对复杂油藏特征,结合目前数值模拟建模的新技术、新方法,提出在数值模拟建模过程中建立合理描述主要地质要素的控制系统,避免模型中参数分布的不合理,保证数值模拟地质模型最大程度地保留油藏描述的研究成果,反映了地下流体渗流的主要地质特征。     

渤南油田六区剩余油分布研究

本文以渤南油田六区剩余油分布状况为研究目标,在油藏地质、开发特征再认识的基础上,将流动单元研究与数值模拟相结合,成功地实现了油田开发历史的拟和,从而预测出渤南油田六区剩余油分布状况.     

曲流河砂体三维构型地质建模及数值模拟研究

应用岩心、测井和动态生产资料,采用"模式预测,分级控制"的砂体内部构型研究方法,对高含水后期密井网条件下曲流河砂体沉积单元、沉积微相、单一河道砂体、单一河道内部点坝砂体以及点坝内部构型进行了分级描述,精细研究了曲流河砂体内部构型,建立了点坝砂体侧积夹层的规模、产状定量分布模式,确定了描述侧积夹层产状的倾向、倾角、延伸和水平间距4个参数。在此基础上,采用序贯指示模拟与人机结合再处理的方法建立了小网格三维储层构型模型及参数模型,进行了实际区块的曲流河砂体内部构型三维地质模型油藏数值模拟。根据层内数值模拟的结果总结出高含水后期密井网条件下曲流河砂体内部4种剩余油分布模式,并提出相应的层内挖潜措施。研究结果表明,萨北油田主力油层曲流河砂体单一河道宽度为200～800m,点坝长度为120～500m,侧积夹层倾角为7°～10°,可延伸至河道砂体的2/3左右。采用完善单一河道内部注采关系及挖潜点坝之间剩余油的方式设计的北X-4-144井取得了较好挖潜效果,为油田开发后期层内剩余油精细挖潜提出了依据。     

三维物理模拟试验装备及试验技术

辽河油田勘探开发研究院成功地研制了一套低夺比例模型试验装备，并开发了配套的室内试验技术，该试验装备及试验技术在科研生产中得到了广泛应用。文章介绍了低压比例模型试验装备，并阐述了三维物理模型试验技术和今后的发展方向。     

BASUP53油藏三维储层建模研究

综合利用地震、地质、测井资料及数值模拟（或克里金）算法计算三维属性体。根据构造模型，从点-线-面-体建立全三维的数字化地层格架模型，储层砂体模型和物性模型，对BASUP53油藏储层的分布特点和成藏规律进行研究，以加深对BASUP53油藏的构造、储层、流体性质及开发规律的认识和评价，提高该油藏的开发潜力。     

薄层边底水稠油油藏开发方式优化研究

方法　运用正交设计法和数值模拟手段 ,深入细致地研究了吞吐注汽参数、不同井距下吞吐、吞吐转汽驱、吞吐转热水驱等开发方式。目的　优化吞吐注汽参数及接替开发方式 ,提高油田开发效果。结果　该方法优化孤岛油田中二北Ng5 3 4 稠油油藏蒸汽吞吐周期注汽强度为 2 0 0～ 2 5 0t/m ,注汽速度为 1 5 0～ 2 0 0t/d ,焖井时间为 3～ 5d ;大井距加密至小井距吞吐 ,再转蒸汽驱开采方式为最佳接替方式。结论　该方法很好地优化了孤岛油田中二北Ng5 3 4 稠油油藏吞吐注汽参数和接替方式问题 ,为该油田的合理开发提供了科学依据。     

层间矛盾对循环注气凝析气藏开发效果的影响评价

塔里木盆地某凝析气田经过12年循环注气开发,由于古近系和白垩系层间矛盾突出,导致凝析油采收率降低的现象日益严重。通过数值模拟研究发现气窜通道是高渗透层古近系,在地层压力低于露点压力后,大量凝析油析出滞留在低渗透层白垩系,大大影响凝析油采收率。同时建立四种方案来研究不同注气层段对开发效果的影响,通过对比发现在底部低渗透层实施注、采,凝析油采收率可达到最高,最大程度消减层间矛盾的影响。因此,该凝析气田中、后期的开发调整方向主要是针对低渗层的剩余油的挖掘。     

海上深层块状特稠油SAGD开发三维物理模拟实验研究

针对海上深层特稠油油藏LD油田埋藏深、原油黏度大、地层压力高、油藏模式复杂,国内外无开发先例借鉴的问题,依据相似准则,建立了高温高压填砂模型,采用三维物理模拟实验,开展了不同SAGD热采方式评价研究。结果表明,特稠油油藏采用先期蒸汽吞吐开发后适时转为SAGD开发的热采方式可有效利用蒸汽在低压下体积大、热焓值高的物理特点,能充分发挥SAGD热采优势,最终采收率比在油藏压力下直接采用SAGD开发的方式提高19.8%。