缝洞型油藏注水驱油可视化物理模拟研究

采用可视化物理模拟方法直观研究了缝洞油藏的注水驱油机理,考察了不同注入流体、注入方向、注入角度等多方面因素对注水效果的影响,直观了解了缝洞油藏注水驱油前后的油水分布,并进行了注气提高采收率实验。结果表明：缝洞位置对水驱效果产生明显的影响;重力分异在缝洞模型中具有重要的作用;对于缝洞型油藏,剩余油的形成和分布主要受缝洞通道不规则性和重力捕集的影响,水驱后剩余油主要分布在上部溶洞和下部溶洞顶部难以驱替的“阁楼空间”内,这部分剩余油也是注气驱替的主要驱替空间;实验发现,水驱油过程中一旦形成水流通道,孔洞中的剩余油就难以被驱替,改变注水方式或注入介质（如注气）等,有可能进一步驱替孔洞中的剩余油,提高采出程度。后续注气实验证明通过改变注气方式可以明显驱出“阁楼空间”中的剩余油。     

缝洞型碳酸盐岩油藏水驱特征曲线研究

缝洞型碳酸盐岩油藏储集空间复杂,呈现出很强的非均质性和多尺度特征,除个别井水驱特征曲线呈现出砂岩油藏特征或单一直线段特征外,其余井水驱特征曲线多呈现出多直线段台阶状或不规则特征,因此不能直接对传统水驱特征曲线进行简单的应用。在对国内外常用的50 多条水驱特征曲线进行筛选的基础上,对桑南西缝洞型碳酸盐岩油藏水驱特征曲线进行了选择应用,分析结果表明,对于缝洞型碳酸盐岩油藏,需要根据分析应用情况的不同及与实际资料的相关性来选择应用水驱特征曲线。为了进一步完善缝洞型碳酸盐岩油藏水驱特征曲线的选择应用,在此基础上对其水驱特征曲线应用相关事项作了补充。     

基于真实岩芯刻蚀模型的缝洞油藏水驱油机理

首先提出了采用全直径岩芯对剖刻蚀缝洞网络系统的物理模拟方法研究缝洞油藏注水驱油机理, 然后再通过冷冻对剖拆开的方式观测缝洞网络中剩余油分布状态的基本思想。通过基于真实岩芯刻蚀模型的缝洞型油藏水驱油机理研究, 考察了不同流体黏度、 不同含水饱和度对缝洞体油藏衰竭采收效果的影响, 同时考察了不同流体黏度、 不同注入速度、 不同原始含水饱和度等多方面因素对水驱油效果的影响, 总结了缝洞模型的注水驱油规律, 同时通过所获得的水驱油之后冷冻岩芯模型剩余油水直观图像, 分析了水驱前后的油水的分布规律和原因。对缝洞体油藏水驱油机理研究具有借鉴意义。     

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。     

碳酸盐岩缝洞型油藏产水机理及控水措施研究

塔河油田4区奥陶系油藏是典型的复杂碳酸盐岩油藏。油藏开发进入高含水之后，油井产液量急剧降低，油井出水问题已经成为该油田开发的突出问题，严重制约着油田采收率。以塔河油田4区主力缝洞单元S65与S48为研究对象，在归纳出缓慢出水型、突发上升型、间歇出水型等3种产水类型油井基础上，利用地震、钻井、测井等资料，结合生产动态特征进一步分析3种类型油井的产水机理。据此提出合理、有效的控水措施：缓慢出水型油井在单元低部位注水保持能量；突发上升型油井应考虑堵水、上返高部位侧钻；间歇出水型油井考虑关井压锥，堵水控制水窜范围和规模。措施效果明显，可指导该类油藏高效开发。     

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。     

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。     

缝洞型油藏流体流动数学模型及应用进展

缝洞型碳酸盐岩储层由于储集空间多样、非均质性强,流体流动规律复杂,使得常规的连续介质模型及相应的油藏数值模拟和试井研究方法不能完全适用。从储层介质和流体流动的角度,结合油藏数值模拟和试井分析方面的研究现状,回顾了当前此类油藏流体流动数学模型及应用的现状和发展趋势;系统论述了从等效的双重介质方法、三重介质方法,推广的多重介质方法,到非连续介质方法,再到连续介质和非连续介质结合的方法的适用条件和优缺点;指出双重介质、三重介质及推广的多重介质模型是目前研究和应用的主流,但是存在大的、分布相对不连续的溶洞、裂缝时,需要结合非连续介质场理论的离散裂隙网络模型,并考虑缝洞型油藏中溶洞内流体的真实运动规律,这方面的研究和应用还很不成熟。     

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。     

注水温度对高凝油油藏水驱油效率模拟研究

高凝油由于其含蜡量高、凝固点高,温度对其流变特性影响较大。高凝油油藏在常规注水开发过程中容易出 现析蜡问题,导致水驱油效率低,直接影响高凝油油藏的开发效果。针对南苏丹P 高凝油油藏具有很强析蜡趋势的特 点,通过室内实验,在不同注水温度下进行了一维长岩芯含气油实验、一维长岩芯脱气油实验和一维短岩芯脱气油实 验来研究温度对水驱油效率的影响;同时,建立了三维四相拟组分模型,在模拟研究中对析蜡反应进行了设计,并考虑 高凝油油藏模拟的全部关键因素,预测结果更为准确。结果表明：在析蜡点前,温度对水驱油效率影响较大。高于析 蜡点,随温度的增加,原油黏度对温度敏感性降低,驱油效率增加的幅度逐渐减小,因此建议注水温度高于析蜡点。     

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。     

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。     

聚合物驱剩余油数值模拟定量描述

针对聚合物驱后剩余油分布更加零散，准确描述剩余油分布难度大，以孤岛油田注聚先导区为研究原型，建立精细地质模型，通过油藏数值模拟方法，对聚合物驱剩余油分布规律及其影响因素进行研究，提出了基于成因分类和形态分类的剩余油分布模式，定量描述了每种类型剩余油饱和度及其相对储量，指出厚油层顶部和压力平衡滞留区是剩余油的主要富集区，储层变异系数、地层原油黏度、夹层分布位置、注聚用量是聚合物驱受效剩余油的主要影响因素。在此基础上模拟了变形井网和水平井与直井组合井网两种开采方式，提出了聚合物驱后进一步改善后续水驱开发效果的技术思路。矿场应用表明，研究结果对聚合物驱剩余油描述与挖潜具有指导意义。     

板桥油田低电阻率油层成因机制分析

板桥油田东营组—馆陶组低电阻率油层在测井曲线上的响应特征与正常油层有明显的差别，通过对板桥油田地质、粘土矿物分析等，综合研究其低电阻率油层的成因，认为粒度细、泥质含量高、岩石的亲水性是形成低电阻率油层的主要原因。研究区低阻油层岩性以粉砂岩、细砂岩为主，泥质含量较高，较高含量的泥质充填了颗粒的孔隙空间；以孔喉为主的孔隙类型，使自由水在较细的孔喉中无法自由流动产生束缚水；由于粘土矿物的存在，油层的粒间孔隙受到改造，引起孔隙直径变小及微孔隙发育，加之蒙脱石强烈的吸水能力，导致大量水被吸附于颗粒及粘土表面，同时由于较疏松的高岭石的迁移而堵塞孔喉，使部分自由水成为束缚水，造成油层束缚水含量较高。导致低阻油层形成的次要原因是粘土矿物的附加导电作用、较薄的油层厚度及泥浆侵入。     

油库库容的计算机模拟分析

本文给出了用概率统计方法和数字模拟技术,对营运油库库容进行模拟分析的方法及程序。使用该方法,可以得出有关油库库容的状态参数。为营运状况的定量分析及库容扩建提供了决策的科学基础。     

用改进单纯形优化法设计油田阻垢剂组成

使用单一药剂往往难以达到满意的阻垢效果，通常采用几种单药剂进行复配，复配剂在油田阻垢性能上有明显的协同增效作用。运用改进单纯形优化法，以我国某海上油田注入水和地层水矿化度为例，选用聚丙烯酸(PAA)、聚天冬胺酸(PASP)、乙二胺四亚甲基磷酸（EDTMP）和柠檬酸（CA）为单纯形因素，以平均阻垢率为单纯形响应值，进行药剂复配优化设计。经12次实验，找到了最优配方，PAA∶PASP∶EDTMP∶CA=59.4∶15.7∶4.6∶20.3。实验过程表明，该方法在寻优过程中具有简单、准确以及实验次数少的优点。     

底水油藏水平井水淹规律数值模拟研究

针对水平井出水方式及规律研究薄弱的问题，以某油田某区块的地质参数为基础建立典型模型，对线状脊进整体水淹、点状脊进整体水淹和点状脊进点状水淹几种较典型的水淹规律应用含水变化率及水油比导数进行研究。得出：（1） 点状水淹规律：对于跟部单点状见水，含水变化率和水油比导数曲线相对光滑，只出现2个明显见水点；对于中部单点状见水，含水变化率和水油比导数曲线出现3个明显见水点；（2） 多点见水水淹规律：对于多点见水，含水变化率水油比导数曲线所出现的峰值与见水点数成正比；（3） 线状见水水淹规律：对于线状见水，含水变化率和水油比导数曲线出现明显台阶状，且台阶状的大小与高渗条带的长度成正比；（4） 从见水时间来看，点状见水无水期和低含水期较多点见水和线状见水长。不同水淹模式下生产动态特征的研究为使用生产动态特征判断出水位置提供了一个新的思路。     

碳酸盐岩凝析气藏组分粗化数值模拟方法研究

为了准确模拟复杂孔、洞、缝三重介质碳酸盐岩有水凝析气藏的开发动态，提出了一种适合于该类凝析气藏组分粗化的等效数值模拟方法——调整组分传导系数法。通过建立单个岩块单重介质精细模型，求得组分传导系数(α)随某组分总摩尔分数的变化关系。模型结果分别与地质参数粗化的双重介质模型、地质参数以及组分粗化后的双重介质模型计算结果进行了对比。结果表明，对三重介质碳酸盐岩有水凝析气藏，直接采用地质参数粗化后的双重介质模型模拟偏差较大；而应用地质参数和组分粗化后的双重介质模型可正确地等效模拟。     

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。