江苏瓦庄油田油藏数值模拟开发技术政策界限研究

针对江苏瓦庄油田窄条状、长井段、多油层、薄互层、多断层的特点,采用地质建模和油藏数值模拟一体化的技术思路,在构造研究、精细地层对比、沉积相分析和测井分析的基础上,建立了三维油藏地质模型,以该模型为静态地质模型进行精细油藏数值模拟研究,在历史拟合成功的基础上,进行了开发层系、油井距断层距离、分层配注的开发技术政策界限研究,得出了该类油田合理的开发政策,为油田的开发生产提供了合理的理论指导。     

三维地质建模及数值模拟技术在油藏开发中的应用

通过鄂尔多斯盆地油坊庄油田定31井区侏罗纪延长组长1油藏三维精细地质模型的建立,对该区油田地质储量、采油量、含水率和压力等进行了数值历史拟合,摸清该区剩余油的分布规律:剩余油主要分布在构造高部位、沉积主河道注水未波及部位、生产井泄油半径之外和生产井未补孔部位.针对该区剩余油的分布规律制定了新钻调整井和老井侧钻、注采井网完善、采油工艺挖潜3种方法进行开发方案调整,并对调整后的开发技术指标进行了数值模拟预测.     

东辛油田辛50断块特高含水期剩余油研究

针对开发中存在的问题，运用三维地震资料与层系对比技术，重建地质模型，解决了储层发育与构造间的矛盾利用动态分析法、油藏数值模拟法、地质综合分析法，研究了油藏水淹规律、剩余油分布，为特高含水期的老油田开发提供依据．     

基于储层构型的渗流单元刻画方法及应用

文昌C油田珠海组二段一油组纵向多期砂体相互叠置,内部结构复杂、非均质性强,目前已进入“双高”采出阶段,剩余油分布规律不明。厚储层平面上受断层分布及不同构型单元储层质量差异的影响,水驱规律呈现明显分区性;纵向上受砂体复杂内部结构及隔夹层分布控制,水驱顺层突进现象明显,水驱规律不明确制约油田下步调整挖潜。在精细构型研究基础上,结合毛管压力等微观孔喉参数,利用判别函数对渗流单元进行定量刻画,弥补了传统FZI划分流动单元不够精细的问题,更契合生产动态。明确了两种剩余油控制模式:一是渗流单元差异平面控油模式;二是渗流屏障遮挡垂向控油模式。结果表明:研究区平面划分5个井区,纵向划分15个单层,共划分60个含油单元,结合生产动态得到每个渗流单元的采出程度及剩余油分布规律,针对性地提出了7项措施,有效提高了本油田开发效果,同时也为类似复杂厚层砂岩油藏剩余油挖潜提供经验借鉴。     

基于目标的海上三角洲相油田地质建模CSCD

渤海辽东湾北部海域辽西凹陷JZ油田目前已进入高含水开发阶段,开发矛盾较为突出,迫切需要将各类储层进行精细研究,通过三维地质模型进行量化,为剩余油挖潜奠定基础。以海上JZ油田东营组三角洲前缘储层为例,通过对水下分流河道及河口坝等模拟目标体进行分析,建立包含目标体形状、规模、方向以及各种约束条件的地质知识库。采用基于目标的方法建立了渤海JZ油田三角洲相储层沉积微相模型,沉积微相模型中各微相砂体界面清晰,沉积微相发育规律符合地质认识。在沉积微相模型建立的基础上,采用相控建模方法依次建立了孔隙度、渗透率等物性参数模型。利用该模型开展了数值模拟研究,有效提高了油藏数值模拟历史拟合精度和剩余油分布预测精度。     

基于目标的海上三角洲相油田地质建模

渤海辽东湾北部海域辽西凹陷JZ油田目前已进入高含水开发阶段,开发矛盾较为突出,迫切需要将各类储层进行精细研究,通过三维地质模型进行量化,为剩余油挖潜奠定基础。以海上JZ油田东营组三角洲前缘储层为例,通过对水下分流河道及河口坝等模拟目标体进行分析,建立包含目标体形状、规模、方向以及各种约束条件的地质知识库。采用基于目标的方法建立了渤海JZ油田三角洲相储层沉积微相模型,沉积微相模型中各微相砂体界面清晰,沉积微相发育规律符合地质认识。在沉积微相模型建立的基础上,采用相控建模方法依次建立了孔隙度、渗透率等物性参数模型。利用该模型开展了数值模拟研究,有效提高了油藏数值模拟历史拟合精度和剩余油分布预测精度。     

应用油藏数值模拟技术研究油田剩余油分布

应用油藏数值模拟技术，在储层建模和动态历史拟合的基础上，研究TX油田平面上和纵向上的剩余油分布规律，为TX油田下一步开发方案的调整提供了有利依据。     

PH油气田H组储层流动单元的识别划分与剩余油分布研究

随着油气田勘探开发进入中后阶段,高含水和低渗透成为继续有效开发的限制因素,使得剩余油的区域分布呈现分散化和边缘化的状态,增加了挖潜难度.为解决这一难题,20世纪80年代C.L.Hearn提出了流动单元的概念,流动单元的研究规模介于砂体规模与微观孔隙规模之间,是油藏精细描述和表征的最基本单元,其准确的识别和划分对于合理评价储层,深化储层非均质性认识,提高油藏数值模拟的精度,确定剩余油分布和调整挖潜对象具有重要意义.     

基于流动单元的辫状河储层沉积微相研究——以王官屯油田官142断块侏罗系储层为例

针对王官屯油田官142断块侏罗系厚储层的特点,以取芯井岩芯分析资料为基础,应用因子分析的方法,将厚约50 m的砂砾岩层划分为13个流动单元,分为A、B、C、D四类.在流动单元划分的基础上,根据各类沉积相标志,将目的层确定为辫状河沉积相,大面积分布的辫状水道、心滩为该区储层沉积的主体.为了进一步精细划分沉积微相,应用各类岩性与泥质体积分数、声波时差、电阻率的交汇图,建立了各类沉积微相-岩石相的岩性、物性、电性划分标准,实现了沉积微相的精细划分.其与流动单元的空间配置关系决定了剩余油分布的差异性.这种基于流动单元划分沉积微相的方法是依据储层渗流性质的差异将储层划分成符合其渗流规律的层系,便于同油田开发的生产层系相结合,从而满足层系开发调整的需要.     

曲流河点坝内部构型精细研究及应用

点坝是曲流河单砂体沉积单元中最重要的储集砂体,其内部侧积层是控制剩余油分布的主要因素。以港东油田二区五先导试验块为例,综合运用测井、岩心、密井网、水平井等资料,对点坝内部构型进行解剖,定量认识试验区侧积层厚度为0.2~0.3 m、倾角3.5°,侧积体规模、期次、大小不一。分级次嵌套式二次加密建立构型级别精细三维地质模型,并开展了精细油藏数值模拟研究,同时结合测井、岩心、分析化验等资料,认为剩余油主要分布在砂体顶部和侧积层附近。应用地质-建模-数模一体化研究成果,指导方案部署与现场实施,取得了较好效果,为点坝内部构型精细研究提供了一套新的思路与方法。     

趋势面分析在瓦窑堡油田油藏分布规律研究中的应用

为了确定油藏分布规律,运用趋势面分析法对瓦窑堡油田长6油层组的顶面构造及层位厚度进行趋势值和剩余值分析,结合已有地质资料综合分析油井分布、产量、构造位置与剩余值之间的关系。通过数学建模分析已有数据,加深对油藏分布规律的研究。结果表明,已有的油井在构造剩余趋势和厚度剩余趋势图上均有明显的组合特征,构造正剩余区且厚度负剩余区内的油井大多产能较高,构造成为控制油井产能的主要因素。显著性检验证明该数学模型符合实际地质情况,对研究区油藏分布规律具有指导意义。     

基于精细三维地质模型的储层非均质表征方法探讨

储层非均质性研究是油藏描述的重要内容,传统的表征参数是基于少量离散观测值(井点)的统计。文章根据地质建模成果并结合地质规律,对曙光油田杜229区块兴隆台油组储层非均质性进行的研究表明:兴隆台油组层间非均质性严重,属不均匀型。兴I—兴V组储层为近源扇三角洲沉积,平面上由于河道摆动频繁,相变快,层与层之间渗透率差异性大;其中分流河口坝砂体非均质性最弱,分流间薄层砂微相最强。兴VI组为水下重力流沉积,岩性变化大,层间渗透率差异明显,非均质性更强。兴VI组辫状水道相非均质性最弱,水道间薄层砂微相非均质性最严重。隔夹层分布受沉积相带控制,在冲积扇分流河道内、边滩及心滩内等部位较发育,纵向上,隔夹层分布不均一,上部各油层组之间夹层分布相对稳定。     

两种沉积相建模方法的对比分析

在油田开发方案设计阶段,基础地质资料尤其是钻井资料相对较少,因此对储层分布的认识具有较大的不确定性。沉积相建模为储层分布不确定性的定量表征提供了技术手段,但每种沉积相建模方法具有各自的适应性。以渤海P油田为例,分别应用布尔模拟和示性点过程模拟方法,以河道带和河道内砂体为描述对象建立了2种沉积相模型,定量表征2种储层分布模式,分析2种模拟结果的储层分布规律,指出以河道内砂体为描述对象的建模方法提供了该油田储层分布的最可能模式,而以河道带为描述对象的建模方法提供了储层分布的另一种可能模式,为油藏数值模拟方案设计和敏感性分析提供了地质依据。     

南华北盆地中二叠统“石盒子组”岩相古地理及储、盖特征研究

以南华北盆地野外剖面、钻井及钻孔为研究对象,在地层划分、对比的基础上,将南华北盆地＂石盒子组＂划分为三角洲和潟湖沉积相,其中三角洲可进一步识别出三角洲平原、三角洲前缘亚相及众多微相。在单井及井间沉积相对比研究基础上,结合地震剖面对比,对南华北盆地上、下石盒子组岩相古地理平面分布及垂向演化特征进行了详细研究,结果表明：在...     

低渗透油藏储层沉积微相研究--以松辽盆地乾安油田高台子油层Ⅶ砂组为例

针对低渗透油藏储层的特征，以岩心资料和大量的测井，录井数字化资料为基础，应用沉积微相制图软件系统实现了乾安油田高台子油层Ⅶ砂组低渗透储层的沉积微相自动识别，本区储层沉积微相为水下分流河道，席状砂、远砂坝和水下扇等类型，绘制出VII砂组3个小层的平面沉积微相图，沉积微相的研究对本区主力油层及剩余油分布具有指导意义。     

油气田开发中油气藏地质成因分析

本文从油气藏地质成因分析的基础资料入手,总结该项研究的主要内容包括:构造、储层和油气水分布特征等3方面.结合自身科研实践,认为油气藏地质成因分析方法主要包括:野外露头和现代沉积考察、岩心观察描述、显微镜下薄片观察鉴定、地球物理解释预测、地质统计学分析、分析测试、各种物理模拟和数值模拟、油气藏动态监测和生产动态等,并阐述了不同研究方法的优缺点.目前油气藏地质成因分析存在的主要问题包括:对油气藏地质成因分析重视程度不够、研究方法偏定性、地质成因分析和油气藏表征结合不紧密、油气藏表征精度制约了地质成因分析的准确度、油气藏地质成因分析综合性不强、特殊类型油气藏地质成因分析还存在诸多难题等.本文指出了该研究未来发展方向.主要包括:依靠油气藏地质成因分析解决油气田开发中的难题、通过各种模拟方法提高油气藏地质成因分析定量化水平、加强地质成因分析以提高油气藏表征水平、利用油气藏表征促进地质成因分析进步、拓展油气藏地质成因分析在油气田开发中应用的领域、特殊类型油气藏地质成因分析等.     

北塘凹陷古近系沙河街组三段沉积特征及储层的影响因素

北塘凹陷古近系沙河街组三段储层储集物性差是造成其油藏产量偏低的主要原因。在观察岩心、分析沉积相和沉积体系平面分布的基础上，利用大量岩心物性数据和其他地质资料，系统讨论了其储层特征及影响储层储集性能的主要地质因素。认为北塘凹陷古近系沙河街组三段主要发育扇三角洲、滑塌重力流、湖相等类型沉积相，发育北部和西部两个物源，主要含油气区塘沽、新村等地区位于两个物源的交汇区，以发育中等-差储层为主，影响储层发育的主要因素包括原始的沉积相带、成岩作用（压实作用、胶结作用和溶解作用等）、油气成藏时间、油藏异常压力以及火成岩分布等。     

相控建模技术在羊二庄油田的应用

羊二庄油田的明馆储层非均质性严重,高含水、高开发后期的剩余油分布比较复杂,第一次油藏描述中应用传统的确定性建模方法已经不能满足剩余油挖潜的需要.采用RMS相控建模软件,通过构造建模、沉积微相建模、储层物性建模,建立羊二庄油田三维可视化相控地质模型,并实现了与数模软件的无缝接口.