缝洞型油藏离散介质网络数值试井模型

针对多重介质试井模型不符合缝洞型油藏网络状分布、非均质性极强的地质特征,建立了新的试井模型,将大尺度溶洞（流体主要的储集空间）视作零维模型,裂缝、孔洞发育的条带状地层（沟通溶洞的渗流通道）作为控制流体流动的一维模型,从而构成离散介质网络（DMN）模型。用有限差分法建立了缝洞型油藏离散介质网络油水两相数值试井模型,对渗流通道的储渗性能、大尺度溶洞的容积和距测试井的距离等因素对测试井压力响应特征的影响进行了研究。结果表明：缝洞型油藏试井压力导数曲线上类似“凹子”的特征是由大尺度溶洞向渗流网络的窜流造成的。实例分析表明,新模型解释结果与缝洞型油藏地质特征一致。     

缝洞型油藏三重介质数值试井模型

基于多重介质渗流的概念模型和数学模型，建立了缝洞型油藏三重介质数值试井模型。该模型是一般三重介质模型的推广，可以很好地反映缝洞型油藏的各种非均质特征，能灵活处理油藏中各种断层和边界，且允许产量的任意变化。采用基于积分的有限差分方法求解，得到三重介质油藏试井响应曲线，分析了其渗流规律：三重介质不同的渗透性致使在半对数曲线上出现两个台阶、导数曲线上出现两个下凹。分别计算了层状非均质地层模型、直线断层模型、变产量模型、复合模型等几个复杂模型的试井响应。该数值试井模型可以进一步考虑缝洞型油藏中具体的裂缝和溶洞，进而推广至缝洞型油藏的两相流试井。     

大尺度溶洞型油藏压力响应特征

由于多重连续介质模型无法有效模拟大尺度溶洞与地层流动过程，需要建立新的缝洞型油藏试井解释模型研究非均质缝洞型油藏流体流动规律。将溶洞简化为一个等势体，内部压力处处相等，溶洞外流体流动满足达西定律，利用溶洞质量守恒建立了含大尺度溶洞缝洞型油藏数学模型，基于直接边界元方法对数学模型进行了求解。绘制了溶洞压力导数曲线及井底压力双对数曲线和井底压力导数曲线，研究发现，溶洞在井底压力导数曲线双对数图上反映的是一个先上凸后下凹的特征，溶洞半径越大，井底压力曲线上凸下凹幅度越大；溶洞离井距离越大，井底压力导数曲线上凸出现的时间越早。相同溶洞半径情况下，离井距离越小溶洞压力导数峰值越大；相同溶洞离井距离情况下，溶洞半径越大，压力导数峰值越小。     

缝洞型碳酸盐岩孤立溶洞注水替油实验研究

缝洞型碳酸盐岩油藏储层具有多重介质特征,储集体在空间分布上具有不连续性,油水关系复杂,流体渗流机理与砂岩油藏有本质的区别,造成油田开采难度大。注水替油是在油藏依靠自身能量无法达到自喷,并且在机抽都无法举升原油至地面的情况下,通过井口注入地层水,使得油藏能量提升,重新具有自喷能量的一种技术。针对缝洞型碳酸盐岩油气藏的注水替油开发技术还处于探索阶段,尚无普遍适用的成熟技术可以直接应用。从大量的开发实践看,对油田的动态预测和分析,应当在将油藏进一步细分为缝洞单元的基础上进行。为了研究缝洞型油藏流体流动机理及注水替油开采机理,找到一个适合缝洞型油藏合理开发的方法,针对孤立溶洞实际特征,建立物理模型,实验研究其生产动态特征,结合现场注水替油生产,从无因次产量、无因次井底流压、含水率变化曲线得出注采动态变化规律。     

大尺度溶洞裂缝型油藏试井新模型

针对常规试井模型解释结果与大尺度缝洞型油藏地质特征不相符问题，以一个缝洞和两个缝洞为例，建立了拟稳态条件下的流动方程，采用Laplace变换和逆变换，得到实空间的解析解。研究结果表明：单个缝洞与封闭均质油藏中一口油井条件下拟稳态流动阶段的试井曲线相同；两个缝洞条件下压力导数曲线在早期为开口向下的抛物线，在双对数图版上，压力-时间双对数曲线在早期和晚期都表现为斜率为1的直线段，早期末出现了与常规双重介质模型相似的凹形曲线段，晚期没有水平直线段。将模型用于塔河某缝洞单元做试井分析，解释结果与地质模型一致。     

塔河缝洞型油藏溶洞相多点统计学建模方法

塔河油田奥陶系缝洞型碳酸盐岩储集空间多样，非均质性极强，其储集体发育并非受控于沉积相，而是受控于构造岩溶作用，因此常规储层建模思路和方法很难适用。在缝洞单元研究的基础上提出了岩溶相的概念，进行了单井岩溶相划分，通过训练图像建立了溶洞相模式，采用多点统计学方法模拟了溶洞相分布，以岩相分布模型作为约束，利用序贯算法实现了溶洞相孔隙定量建模，为此类油藏的储层建模和剩余油研究提供了有效手段。     

缝洞型油藏三重介质数值试井模型影响因素

通过对缝洞型油藏三重介质数值试井模型进行数值求解,分析了各个模型参数对试井曲线的敏感性,确立了数值试井模型的参数体系。这些参数直接对应着油藏渗透性、缝洞大小、长度等物理量,更直观具体。不同的参数对曲线的影响方式不同：原始地层压力和裂缝渗透率影响压力恢复曲线的位置分布,表皮系数、井筒储集系数主要影响早期的曲线形状,基质渗透率等其他参数的影响则反映在曲线上的两个拐弯处,这些结论在曲线拟合求参时具有重要的参考价值。     

塔里木油田缝洞型碳酸盐岩油藏开发对策研究

缝洞型油藏储层类型多样，非均质性严重，油气水关系复杂，给这类油藏的开发带来了很大困难。应用数值模拟方法对缝洞型油藏的开发规律进行了研究，分析了不同类型油藏井型、水体能量、开采速度、开发方式对开发效果的影响，结果表明：无底水存在的单缝洞模式适合采用直井开发，而有水体的单缝洞情形更适合用水平井进行开发。结合塔里木盆地碳酸盐岩油藏注水的成功实例确立了注水吞吐等主要的开发技术对策，为此类油气藏的开发提供了理论依据。     

缝洞型油藏储集体分类建模方法研究

为了表征缝洞型碳酸盐岩油藏储集体类型多样、尺度差异大、空间分布规律复杂的特征，采用"分级分类、岩溶相控、多类型融合"的方法，分别对不同类型缝洞储集体的规模大小、外部几何形态及内部属性特征进行建模，建立了基于岩溶成因的融合原则，实现了不同类型缝洞储集体的融合，并通过新钻井验证了模型可靠性。结果表明，该方法适用于此类强非均质性油藏的地质建模，能够有效表征不同类型储集体及属性参数的空间分布特征。基于模型，细化了XX单元的储量构成，其中，溶洞储量占63.1%，溶蚀孔洞储量占34.5%，大尺度裂缝储量占2.4%。该模型在油藏数值模拟中取得了较好的拟合效果和模拟结果。     

缝洞型底水油藏油井见水及含水规律实验研究

针对塔河碳酸盐岩缝洞型底水油藏的特点,根据矿场生产的动静态资料,利用相似理论,构建不同缝洞组合的可视化模型,开展物理模拟实验。比较和验证了不同含水上升规律所对应的储集空间类型,揭示了不同含水上升规律的物理本质,为此类油藏的合理开发提供了必要的实验和理论依据。实验证实,碳酸盐岩缝洞型底水油藏油井见水和含水上升规律存在5 种基本形态,而每一种类型都与特定的储集体地质特征、缝洞组合关系、水体能量的大小以及水体与储层的沟通程度密切相关;底水入侵的方式与砂岩油藏有很大区别,底水主要沿大裂缝窜进,溶洞内油水界面缓慢水平抬升,流体流动属于层流,这将简化管流与渗流耦合的数学模型。     

特低渗透油藏合理井距确定新方法

注采井距是影响特低渗透油藏开发效果的关键，目前主要根据渗透率和启动压力梯度大小来确定。阐述了这种方法的局限性，根据物理模拟实验分析了启动压力梯度和应力敏感系数的变化规     

低渗透油藏不稳定渗流的近似解法

低渗透油藏的开发应该同时考虑启动压力梯度和应力敏感。目前考虑两者的不稳定渗流数学模型解法十分繁琐,主要原因是控制方程具有强烈的非线性,同时流体流动边界并非恒定不变。为了简化计算,利用油藏压力分布近似表达式,研究得到同时考虑这2个因素的低速非线性不稳定渗流压力分布特征;根据物质平衡原理,利用牛顿迭代方法计算得到了定产量、变产量和定流压生产情况下动边界运动规律以及井产量的变化规律。计算分析表明,启动压力梯度增加了地层的渗流阻力,介质变形削弱了近井地带地层的导流能力,使得地层能量不易被释放出来,两者均增大了油藏的开发难度。     

等效连续介质模型在低渗透油藏的适应性分析

形成裂缝网络的裂缝性油气藏可用Kazemi模型、WarrenRoot模型和De Swaan模型进行描述,而没有形成裂缝网络的局部裂缝发育油藏就不适合应用这3种模型。针对低渗透油藏存在的局部裂缝特征,利用平行板理论、张量原理和等值渗流阻力原理,建立了裂缝区的等效连续介质模型,在等效连续介质模型的基础上,建立了低渗透油藏三维数值模型,并用黒油模拟程序进行实例计算。研究结果表明：等效连续介质模型可以应用到具有局部裂缝的低渗透油藏数值模拟和动态预测中。     

气藏水平井产能计算新方法

依据水平井渗流特点，将水平井渗流区域分为一个长方体和两个半圆柱体，再根据能量守恒及达西定律，考虑了气藏与水平井筒的耦合作用以及井筒内的压力损失，建立了气藏水平井产能预测新模型。分析了水平井筒内的压力和流量的变化，与考虑井筒压降的Joshi模型进行了对比，新模型计算结果与实际测量结果误差最小。影响因素分析表明，该模型在高渗透率、长井筒和小井径的情况下更为有效。     

反映动态启动压力梯度的低渗透油藏渗流模型

基于流体边界层理论，建立了一种描述在低渗透油藏流体非线性渗流特征的新模型，获得了动态启动压力梯 度的连续变化函数。应用考虑动态启动压力梯度的非线性渗流模型，建立了一维单相流体流动的数学模型，并应用全 隐式方法对离散方程进行了线性化处理；对比研究了线性渗流模型、拟线性和反映动态启动压力梯度的非线性渗流模 型下地层压力的分布特征及流体非线性渗流系数对动边界扩展的影响。数值结果表明：受动态启动压力梯度的影响 在近井区域地层压力下降幅度更大，在远井区域的地层压力越高，地层压力下降范围更小；非线性系数数值越小，流体 流动的非线性程度越强，动边界的扩展速度越慢。