严重非均质油藏开发层系组合界限研究

严重非均质油藏随开发时间延长，层间干扰越来越严重，需要对开发层系进行调整重组。根据油藏动、静态资料，对胡7南沙三中严重非均质油藏储层渗透率、极差分布进行分析，设计长岩芯水驱油实验，利用实验确定不同渗透率岩芯动用规律；在实验基础上利用修正的数值模拟模型进行多层联合水驱动用条件下分层动用规律研究；提出用综合影响因子来反映非均质性对低渗透层动用特征、驱替效果的定量影响程度；找出不同渗透层组合的合理界限，以指导此类严重非均质油藏开发政策的制定。     

低渗非达西渗流相对渗透率计算方法及特征

现有的相对渗透率计算公式是基于达西定律的,而低渗油层渗流为非达西类型。建立了低渗非达西渗流相对渗透率计算方法,导出了计算公式,并进行了非稳态流动实验。结果表明:在低渗油藏相对渗透率曲线中,束缚水和残余油饱和度较高,两相渗流区范围较窄;随含水饱和度增大,油相对渗透率递减较快,水相对渗透率递增较慢;非达西渗流使油相相对渗透率增大,使水相相对渗透率减小,使产水率增大;油井见水后,产油量会迅速下降,水驱低渗油藏采收率不高。     

苏里格气田致密气层测井精细建模方法

鄂尔多斯盆地苏里格气田是低渗透致密砂岩气藏的典型代表，根据毛细管压力曲线形态，基于自组织神经网络技术，建立了孔隙结构测井自动判别和分类渗透率计算模型，有效提高渗透率计算精度；在储层导电机理研究基础上，建立了基于粘土束缚水、微孔隙水和自由水“三水”并联导电的含水饱和度计算模型，显著提高了储层含气性评价精度。实际测井资料处理解释结果与岩芯分析资料对比，验证了方法的可行性和准确性。     

A油田储层非均质性研究

针对目前国内外已投入开发的大量油田都己经进入中高含水期和产量递减阶段,大量可动原油采不出来的问题,运用统计学方法和洛伦茨曲线法研究了A油田的储层平面非均质性、层间非均质性和层内非均质性,得出A油田存在较严重的平面非均质性和层间非均质性,具有中等程度的层内非均质性。比较了两种方法的优缺点,认为洛伦茨曲线法比统计学方法更实用,更直观,操作更简便,并且能定量地研究储层非均质程度。     

砂致密岩气藏含气饱和度影响因素分析

对库车前陆盆地深层致密砂岩岩芯孔渗参数测定， 分析致密砂岩储层孔渗性与含气饱和度的关系， 结果表明：储层渗透率与岩石颗粒粒级存在正相关性， 即粒级越小， 渗透率越低； 储层渗透率与上覆压力存在负相关性， 即上覆压力越大， 渗透率越小， 但上覆压力增大到一定程度后， 对渗透率的影响很小； 储层含气饱和度与岩石颗粒粒级、 储层渗透率之间存在负相关性， 即粒级越小、 渗透率越低， 含气饱和度越高。根据物理模拟实验的结果， 初步提出了致密砂岩的渗透率级变和渗透率级变系数的概念。综合分析认为， 致密砂岩的非均质性和渗透率级变系数是决定其成藏规模与含气饱和度的主要控制因素， 均质性较好的致密砂岩， 含气饱和度较高， 且局部孔隙度和渗透率相对较好的砂体更容易富集成藏； 渗透率级变系数越小含气饱和度会越高， 渗透率级变系数越大含气饱和度会越低。     

贴体网格生成技术中正交性和空间疏密控制研究

在综合阐述网格生成技术对流场数值计算重要性的基础上,提出了一种非周期性叶栅流场网格的数值生成方法。该方法对任意曲线（面）边界生成正交性思想的网格具有普适性,且可以对整个区域网格的正交性进行有效的控制。此外,本文还对网格正交性和疏密分布之间的关系进行了探讨,给出了影响网格正交性的因素和改进方法。     

势流函数正交网格生成方法

基于流函数和势函数自然正交的数理特性,采用有限元法直接求解流函数和势函数方程,生成正交网格.结果表明,所生成的网格具有正交性好和网格疏密易于调整的优点,尤其是对于复杂几何区域流场的计算更显优越性.     

油藏Voronoi网格化的研究

Voronoi网格具有很强的灵活性和局部正交等特点,可以把局部细分网格与基本粗化网格有效地结合在一起,满足了油藏数值模拟技术对于大范围粗格化模拟、局部精细化描述的需要。对Voronoi网格的生成技术进行了分析和研究,提出了一种新的生成方法：把油藏区域按断层、井层、基层分层,针对不同层,采用不同的几何模型布点,最后采用间接法构造Voronoi网格。从计算几何的角度把层干扰归纳为点与点、点与线和线与线3类,并给出了相关的解决措施,重点对断层与垂直井、水平井的干扰进行处理。通过Voronoi网格化模型,验证了该算法的正确性和有效性。     

含油饱和度恢复法定量评价砾岩油藏水淹层

由于储层非均质性严重,砾岩油藏具有岩性物性背景复杂以及油层电阻率变化幅度大等特点,其水淹层的定量评价已经成为油田二次调整开发的重点和难点。基于测井、取芯、测试等分析资料,应用油气运聚成藏理论,在储层品质因子研究的基础上,建立了砾岩油藏原始含油饱和度的计算模型。定义原始含油饱和度和目前含油饱和度的差值与原始含油饱和度的比值为储层的采出指数,表征注水开发以后到目前油藏状态下储层动态水淹的特征参数,与传统的产水率和含油饱和度两个水淹特征参数相比,其优势在于考虑了油层动态水淹的过程,消除了砾岩油藏本身因为电阻率变化幅度大且单一利用目前含油饱和度定量评价水淹层的缺点。将该法应用于克拉玛依油田砾岩油藏水淹层的评价中,对比研究了含油饱和度、产水率和采出指数3个参数对砾岩油藏的水淹敏感性。结果表明：采出指数敏感性最高,识别准确率达到89.58%,提高了砾岩油藏水淹层的识别精度,为克拉玛依油田井网调整和开发方案的设计提供了技术支持。     

轴对称电子光学系统空间的自动网格划分

提出了一种轴对称电子光学系统空间子午面上的网格自动划分方法开发了自适应边界网格划分处理程序可以对任意边界形状的封闭轴对称电子光学系统区域自动以较小网格间距划分得到空间区域的网格点各参数为进一步用计算机数值计算求解拉普拉斯方程或泊松方程(五点法)打下基础简化了电子光学系统边界资料的输入及简化调整边界形状和网格间距过程通过计算修改得到较好的结果参数     

非均质性砂砾岩储层渗透率预测方法研究

针对测井储层评价中的渗透率预测问题，基于相控建模理念，采用流动单元分析法，将所研究工区划分为4个特征明显的流动单元；采用最能表征储层储集性能的声波时差、补偿密度、补偿中子、自然伽马、流动层带指数进行模糊聚类分析，选取最大隶属度大于70%的最优样本进行建模，得到流动单元的判别模型；建立了复杂砂砾岩储层渗透率模型，提高了储层流体渗透性能的预测精度，为非均质储层物性认识提供了参考方法。     

特低渗透油藏压裂水平井新型布井方式研究

考虑长庆油田特低渗油藏地貌特征和储层各向异性，提出了一种压裂水平井新型布井方式。从钻井和油藏两个角度论证新型布井的可行性。丛式井技术可确保压裂水平井新型布井的顺利实施。利用油藏数值模拟方法，分别从单井产能、阶段采出程度、含水率、波及面积等方面评价了压裂水平井新型布井在交错、菱形和矩形井网中的开发效果。研究表明，新型布井与常规布井在交错井网中具有相同的开发效果；菱形和矩形井网中，新型布井可以提高阶段采出程度、单井产能和相对波及面积，降低相同采出程度对应的含水率。新型布井在菱形井网（矩形井网）30 a 的相对波及面积和采出程度分别提高6.00%（10.00%）和0.96%（1.60%），含水率95% 的采出程度提高1.05%（1.50%）     

气中水含量对气藏流体相态与渗流的影响

考虑地层水的蒸发对烃类气藏生产的影响的研究较少，研究认为，从地层到地面过程中，气中水蒸汽含量的变化规律有3个阶段：近井区域的气-水两相平衡阶段；井底附近的未饱和阶段；井筒中某一点到地面的非平衡的“过饱和阶段”，也就是凝析水的产生。同时考虑到由于井底附近压力的降低，地层水的再蒸发，还可能对井底附近的储层造成盐堵，从而降低其渗透率对生产造成影响。当烃类气的组分含量变大时，平衡时其饱和水蒸汽含量相对较大；考虑实际地层中水蒸汽存在时，无论从实验室还是相平衡计算的结果来看，都使凝析气的露点压力有所降低。     

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。     

塔河油田碳酸盐岩真假储层测井识别方法研究

塔河油田12 区奥陶系缝洞型碳酸盐岩储层，储集空间结构复杂多变，孔、洞、缝发育，具有很强的非均质性。在塔河地区奥陶系发育许多测井响应特征与真储层相似，试油却为干层的假储层。如果不对这些假储层加以分析剔除，就很难准确地进行储层识别，从而造成测井解释错误，并给后续的试油和生产造成直接经济损失。因此，如何应用测井资料鉴别真假储层成为塔河地区储层测井评价的关键。通过研究总结了塔河12 区真假储层的测井响应特征，并利用常规测井、成像测井和岩芯资料等建立了该区常见真假储层识别模式，减少漏划错划储层现象，提高储层测井评价的精度。     

低渗透储层可动剩余油核磁共振分析

针对有代表性密闭取芯岩芯平行样，分别进行油水饱和度和油水高速离心驱替实验核磁共振分析，定量获得 储层目前剩余油饱和度、采出油相对量、可动油饱和度及驱油效率上限等参数，对比各参数建立储层可动剩余油饱和 度核磁共振分析方法。研究表明，建立岩芯饱和油束缚水状态和水驱油的最佳离心力分别为2.250 MPa 和0.220 MPa， 4 个渗透率级别（>50、[10，50）、[1，10）和<1 mD）储层采出油饱和度分别为23.49%、16.81%、8.70% 和9.99%，可动油 饱和度分别为50.34%、43.76%、29.67% 和22.89%，可动剩余油饱和度分别为26.85%、26.95%、20.97% 和12.90%，由 于储层非均质性影响，大于10 mD 储层采出油明显高于10 mD 以下储层，但大于10 mD 储层可动油饱和度较高，故可 动剩余油饱和度也较高，小于1 mD 的储层可动剩余油明显低于其他储层。     

任11 碳酸盐岩油藏注CO2 提高采收率研究

许多碳酸盐岩油藏进入高含水开发期，如何挖潜，进一步提高采收率是目前的主要工作方向。目前任11 碳酸盐岩油藏存在单井产油量低，注入水利用系数低，水驱效率越来越差的问题。因此需要探索新途径，以便进一步发挥油藏生产潜力。分析了任11 油藏注CO2 提高采收率的机理，开展了任11 油藏注CO2 提高采收率的数值模拟研究。针对研究区块的地质及开发特点，建立了相应的三维数值模型，在水驱历史拟合的基础上，应用数值模拟技术从注气强度、注气方式、注气部位，生产气油比控制等方面进行了优化研究。油藏注CO2 方案模拟计算20 年，产油量显著上升，采用注CO2 可比目前开发方式提高采收率3.5% 左右。     

低渗透气藏应力敏感性及其变形机制研究

低渗透气藏岩性致密、渗流阻力大、压力传导能力差，地层压力的下降会对渗透率造成伤害而影响气井产能。目前，一般通过室内物理模拟实验评价储层应力敏感性。以吉林油田龙深气藏为研究对象，从储层岩石硬度、裂缝分布、粘土矿物含量以及含水饱和度等方面进行了实验研究，结果表明该气藏具有较强的应力敏感性，储层岩石存在较强的泥化现象，粘土矿物含量高是产生应力敏感的主要原因，形成了储层岩石变形的规律性认识。为了降低应力敏感带来的危害，应用了降低粘土矿物膨胀程度的压裂液进行体积压裂，优化了合理的生产压差，新井试气结果理想。研究结果为该类气藏的合理开发提供了有力的技术支撑。     

低渗油藏非均质性对采收率的影响因素研究

摘要：低渗透油藏的开发技术已成为我国油气开采领域的重要研究内容，而低渗透油藏非均质性是影响其最终采收率的主要因素。为此，从典型油藏地质模型出发，通过建立油藏数值模拟机理模型，筛选了油层厚度、隔层厚度、渗透率、渗透率各向异性系数为评价指标，分析了单因素及其组合对油藏采收率的影响，研究表明储层渗透率及渗透率各向异性是影响低渗透油藏采收率的最主要因素。研究结果对低渗油藏开发的调整以及后期挖潜等方面具有重要的指导意义。