渤海J油田储量不确定性分析及优选

地质建模的最终目的是建立反映地质认识的地质模型,并对储量不确定性进行定量表征。储量是油田开发方案编制的基础,一个油田科学合理的开发往往需设计乐观、推荐、悲观三个方案,分别对应着乐观、推荐、悲观三个储量,即储量的P10,P50,P90。渤海J油田正处于开发的前期研究阶段,井点资料少,储层的纵横向变化快,储量不确定性强,而如何优选储量的P10,P50,P90成为决定油田开发方案编制的关键一环。该文通过构造、储层及油藏特征的分析首先确定了影响该油田储量的5个不确定性因素,即:构造幅度、油水界面深度、孔隙度下限、泥岩主变程、泥岩次变程,并分析了它们的分布范围,通过地质模型的建立对各个不确定性因素开展敏感性分析,确定油水界面深度、孔隙度下限、泥岩主变程是影响储量最大的3个因素,并以此为基础对J油田的储量进行了不确定性分析,优选了储量的P10,P50,P90。     

P气田基于地质模型的储量不确定性分析

地质建模的最终目的是建立反映地质认识的地质模型,并对储层的不确定性以及由此带来的储量不确定性进行定量表征。南海P气田正处于开发的前期研究阶段,井点资料少,储层的纵横向变化快,储量不确定性强。该文以地质模型为载体,探讨了该气田地质储量不确定性分析的方法,总结了相似气田地质储量不确定性分析的一般方法:通过对变量的敏感性分析,确定影响该气田地质储量的主要变量,以此为基础通过拉丁超立方概率分析法进行储量评价及地质模型的优选,最终确定构造和气水界面的变化是影响该气田储量的主要因素,P50是该气田可动用储量。该方法为前期研究阶段的储量动用提供了新的思路。     

四维地震驱动的深海浊积岩油藏地质模型更新方法及应用:以安哥拉PU油田为例

传统的油藏模型更新过程中, 油藏模型的最终优选主要以单井历史拟合结果为准, 井间剩余油分布预测是否合理往往无据可循, 存在较大不确定性。四维地震是现代油藏监测的重要手段之一, 对于指导井间剩余油分布预测具有较强优势。为进一步提升油藏地质模型更新的准确度, 提出在常规地质模型更新过程中融入四维地震监测信息的研究思路, 以四维地震反映的流体变化信息作为井间"硬数据", 形成一套四维地震-地质建模-油藏数模闭环式油藏模型迭代更新方法。研究结果表明: 四维地震信息可作为动态信息贯穿到从地质建模-油藏数模的大循环中, 建模数模一体化技术更加完善; 四维地震可作为井间模型参数调整的重要参考依据, 实现剩余油监测的定量化, 提升油藏模型预测的准确度。该方法对于深海浊积岩油藏应用效果较好, 对于建模数模一体化技术的发展具有实践意义。      

三维地质建模技术在油田基础地质研究中的应用

基于钻井资料的三维地质建模技术，通过在留楚油田建立精细的三维地质模型，使油藏研究达到较高的精确性。在建模过程中，将三维建模软件特有的技术手段与基础地质研究相结合，在构造精细落实、地层精细对比等基础地质研究方面发挥重要作用，解决了许多通过常规方法难以解决的问题。精细地质模型在C20—20井开发措施调整及C29—45井注采关系分析等方面取得了良好的效果。由于三维地质模型是地质体的一种数字化表述，因此，它还在数字化油藏方面起到了重要作用。     

长春岭油田浅层弱稠油油藏热采数值模拟

长春岭油田具有低温、低压、高黏度、易析蜡等特点,采用火驱开发方式获得一定的增产效果.为了考察不同开发方式对长春岭油田107区块开发效果的影响,根据火烧油层机理,建立考虑重油裂解、燃烧等影响因素的弱稠油油藏火驱地质模型,采用STARS软件进行热采数值模拟,分析开发方式、注气速度、排液量、采注比等因素的影响；优选目前油藏条...     

胡１２块沙三中油藏８７ 小层高渗通道发育时机研究

胡状集油田胡１２块沙三中层状、中渗、严重非均质性油藏目前处于“高含水、低采出”阶段。研究表明主力油层严重水淹,改变了储层渗流特征,形成优势渗流通道,导致注入水产生无效循环,驱油效率下降,开发效益变差。为了改善开发效果,研究优势渗流通道形成的门槛,是识别与评价优势渗流通道,并进一步刻画其空间分布,探讨其对剩余油分布控制的关键。利用胡１２块沙三中８７小层概念地质模型,通过油藏数值模拟方法,模拟计算了８７小层优势渗流通道产生的时机（下限或门槛）,并进一步利用实际注水井组的已知生产、监测及地质资料分析获得优势渗流通道的认识与采用数值模拟方法获得的认识进行了对比。结果表明,建立在８７小层精细油藏描述、表征和概念建模基础上的油藏数值模拟研究是优势渗流通道研究的有力手段。      

靖安油田盘古梁长6油藏地质建模研究

建立能正确反映靖安油田盘古梁长6油藏地质特征的地质模型,通过对地层格架、沉积微相、骨架砂体、物性参数和储层非均质性的分析研究,借助GMSS地质建模软件,建立了确定型精细三维地质模型。所建立的构造、砂体、属性参数模型对该油藏的地质特征有了进一步认识,为油藏的高效开发提供了依据。     

水平开发井在海上油田储量评价和开发生产中的应用

海上油田开发初期由于钻井少, 资料录取有限, 且缺少动态资料, 油田储量认识存在较大不确定性, 随着开发程度的提高, 往往会出现储量与产量之间的矛盾, 而储量再评价是解决这种矛盾的重要方式。为提高开发效率, 缩减成本, 海上油田更多以水平井开发, 受井型的影响, 开发阶段资料录取往往受限, 因此新增水平井资料成为油田储量再评价中获得新的地质油藏认识以及提高储量估算精度的关键。为进一步获得可靠的储量评价结果, 解决油田的动静态矛盾, 笔者在分析珠江口盆地储量变化主控参数的基础上, 根据水平井钻井特征, 充分挖掘水平开发井在提高主控参数精度上的作用。分析结果显示含油面积和有效厚度在储量评估中的不确定性最大, 是引起储量变化的两个主控参数, 水平开发井在提升油田产能、确定有效厚度下限、微构造研究、岩性边界以及流体界面识别等方面具有较好的作用, 在资料录取有限的情况下, 利用水平开发井能有效提高主控参数精度, 获得相对合理的地质储量, 解决油田生产动态矛盾的同时, 也为油田后期挖潜指明方向。南海东部多个油田的应用实例也证实这一认识。      

油藏地质建模及实时跟踪研究

为了提高采收率,降低开发风险,以滩海地区某油田为研究对象,结合地质、测井、地震等资料,对该油藏进行实时跟踪地质特征综合研究。应用地质建模、随钻测井、地质导向等技术,建立了精细的三维地质导向模型,并根据随钻测井数据和综合地质信息,实时验证构造和储集层信息,对导向模型不断校正,使模型与实钻结果一致,还以该模型为基础,优化水平井钻井的前进轨迹。结果表明,此种方法的应用降低了海上油田开发风险,能取得良好的开发效果。     

基于分层注水数学模型的油藏数值模拟

为模拟油田注水开发历史,提高分层动用状况及剩余油模拟结果的可靠程度,根据油田分层注水资料,分析水嘴的嘴损特性,建立考虑启动压差、水嘴直径等嘴损特性的分层注水数学模型,计算分层注水井各层段嘴前流压,实现嘴损方程与井—网格压力方程的耦合;考虑分层注水油藏数值模拟线性系统生成,实现井筒流动与井—油藏流动相耦合,提出分层注水油藏数值模拟方法,在PBRS(并行黑油模拟器)实现数值模拟功能.结果表明:模型能够反映分层注水开采开发效果,对缓解油田层间动用矛盾、改善注水开发效果具有指导意义.     

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏注水方式优选及注气提高采收率实验

塔河油田原油采收率偏低,底水能量衰竭,亟需探索扩大水驱波及体积与提高采收率.根据塔河油田四区地质资料和生产动态资料,应用物理模拟相似准则,设计并制作碳酸盐岩缝洞型油藏三维立体储层仿真模型,开展油藏底水能量不足条件下转注水驱注水方式优选及后续注气驱提高采收率技术实验.结果表明:3种注水补充能量方法中,周期注水和脉冲注水提高采收率幅度相近,分别为16.39%和16.48%,均高于恒速注水的14.05%,而周期注水的总注水量小于脉冲注水的总注水量,优选周期注水为更有效的注水补充能量方法;转注水驱后的注氮气驱中,气水交替驱可提高采收率25.92%,优于连续注气驱的23.47%.这为碳酸盐岩油藏高效开发提供技术依据.     

渤海湾盆地南堡35-2油田地质特征与开发潜力再认识

综合利用录井、测井、分析化验、地震及生产动态资料,重新对南堡35 2油田馆陶组沉积特征、油水层测井解释以及油藏模式进行了研究。研究表明:①馆陶组为辫状河沉积而非投产初期认为的曲流河沉积,储层沿沉积主水流线方向分布相对稳定;②结合生产动态研究表明,馆陶组存在一定潜力,储层电阻率在6 Ω·m左右解释为油层是合理的,储层沉积韵律的变化是储层底部电阻率下降的主要原因而非以前认为的流体性质变化。综合以上分析,馆陶组油藏模式为构造油藏,并不是投产初期由于油水界面不同而认为的岩性或岩性-构造油藏,增加地质储量近300×104 t,为油田增储上产奠定了基础。      

矿产预测中的不确定性评估方法与应用——以广西大瑶山矿区为例

由于矿床类型的多样性,矿床成因的复杂性,控矿因素的隐蔽性和找矿信息的多解性,成矿预测结果具有不确定性,并常常因人而异[1]。矿产预测评价是由多个阶段组成的复杂系统工程,每个环节都会产生不确定性,并且不确定性还会传播积累,致使技术评价的不确定性,最终会导致经济评价的不确定性。在找矿难度越来越大,矿业经济风险越来越突出的今天,对矿产预测评价中的不确定性加强认识,并尝试研究富有成效的不确定性评估方法已日显重要,它也是从根本上改进现行矿产预测评价方法的出路之一。本文先对矿产预测评价的特点作了简要说明,对技术评价的不确定性作了系统总结,并基于模糊集值统计的不确定性信息处理方法,提出了矿产预测中不确定性的一般评估方法,最后,以广西大瑶山西侧铜、铅、锌矿的预测评价为背景,对不确定性的评估方法作了应用分析。     

基于岩性划分的渗透率预测模型研究

针对常规渗透率解释模型预测的渗透率误差较大,难以满足油田开发中后期油藏数值模拟需求的难题,在分析渗透率中储层岩性、孔隙度、泥质含量诸影响因素的基础上,提出先使用测井曲线采用交会图技术识别出储层岩性,然后根据不同的储层类型,分别建立不同的渗透率预测模型。该方法综合考虑了储层岩性、孔隙度以及泥质含量对渗透率的影响,经过在秘鲁B油田中应用,取得了良好的地质效果,其渗透率预测精度得到了较大提高,为后期油田开发调整方案的制订奠定了良好的地质基础。     

复杂岩性油藏精细描述研究进展

复杂岩性油藏作为目前油田开发中十分重要的油藏类型之一,其精细描述一直受到研究者的关注和重视。为了给有效开发和调整部署提供依据,系统梳理了目前复杂岩性油藏精细描述中存在的主要问题、主要研究内容和技术发展方向,并总结复杂岩性油藏研究进展。从国内复杂岩性油藏精细描述研究现状入手,总结了该项研究存在的6项主要问题,主要包括岩性岩相识别与分类、储层地质成因分析难度大、地层精细划分与对比具有特殊性、裂缝表征难度很大、测井精细二次解释精度低、地质建模井间储层预测准确率低等。基于文献调研和综述,结合科研实践,认为复杂岩性油藏精细描述核心内容包括岩性岩相识别与分类、储层地质成因机制分析、储集空间识别和描述、储层物性精细测井解释和储层地质建模等5个方面。在此基础上,指出了该项研究的发展趋势,主要包括地层精细划分与对比、微观孔隙结构表征、储层裂缝表征、储层综合定量评价和流体识别等。     

采用多级模糊综合评判法对剩余油潜力定量评价

在高含水期碎屑岩储层剩余油形成条件、分布规律及控制因素分析的基础上,选取剩余油饱和度、储量丰度、砂体类型、砂体位置、所处位置、连通状况、微构造形态、注水距离、射开完善程度、注采完善程度、渗透率变异系数等11项静态和生产动态指标组成剩余油潜力评价因素集,并对各因素进行层次划分及权系数统计分析,采用多级模糊综合评判方法,以M油田为例对复杂非均质油藏剩余油潜力进行定量评价,将A、B主力层各井组划分为Ⅰ～Ⅲ类潜力区,从而建立剩余油潜力分析量化模型,实现剩余油定性分析结果的定量化描述.     

露头类比方法在地下储层建模中的应用进展

储层建模是油藏表征的有力工具,在油气生产中具有重要意义。近年来储层建模所面临的最大挑战就是井间储层预测,露头类比技术能够很好地弥补地球物理及地质统计方法在建模中的空白。从露头类比的起源开始,总结露头探测技术的进展,详细归纳了露头类比方法在地质建模过程中的应用,包括不同种类露头数据的提取以及露头数据在网格设计、沉积相模型、属性模型以及裂缝模型中的应用。研究认为,露头类比已成为提高地质建模精细度的有效手段,国内外学者已做了大量工作,取得了很多成果,但由于地质情况复杂、露头数据有限,露头类比工作依然存在一定的问题和挑战,如露头数据的不确定性、露头的代表性、露头资料的整合与存储以及露头定量模式的缺乏。针对我国的研究现状,指出了露头类比方法在地质建模应用中的发展趋势,这对于油气田开发井间预测具有重要实际意义,对于开发地质学科也具有一定的理论意义。      

东营凹陷正理庄油田岩浆岩遮挡油藏成因分析及储量计算

通过对正理庄油田火成岩圈闭形成条件、油藏成因等分析研究,确定出该区有四种火成岩遮挡的成藏类型;应用构造地质剖面图、火成岩底面构造图和砂层顶面与底面构造图等,圈定出火成岩遮挡的圈闭范围,并结合电测、试油试采与开发动态等资料,确定出火成岩遮挡油藏含油范围,计算了石油地质储量。     

基于微观孔隙结构的低渗透砂岩储层分类评价

针对已有的低渗透储层分类评价方法难以满足北部湾盆地流沙港组低渗透油藏精细评价与油藏开发需求的问题,通过恒速压汞、高压压汞、核磁共振等实验手段开展低渗透储层微观孔隙结构与渗流特征分析,优选储层品质指数、孔隙结构分形维数、主流喉道半径、平均孔喉道半径、可动流体百分数、启动压力梯度变化率共6个参数,基于灰色关联权重分析法建立北部湾盆地低渗透储层综合分类评价标准,进而开展低渗透储量分类评价,为北部湾低渗透储量开发潜力和攻关方向提供依据,分析结果表明:Ⅰ类与Ⅱa类为相对优质的低渗透储量,目前已投入规模开发;Ⅱb类与Ⅲ类为较难动用储量,需采取合理的开发策略与开发模式进行试验性开发;Ⅳ类储量在现有条件下难以有效开发。      

特高含水期多层非均质油藏层间干扰因素分析

为解决特高含水期多层非均质油藏层间矛盾,分析多层油藏非均质性对采出程度、注入孔隙体积倍数、产液量和含水率等指标的影响,建立多层油藏非活塞式驱油模型,计算水驱前缘两端的渗流阻力和各层产液量的动态变化;采用达西定律和等饱和度面移动方程,分时间段计算各层采出程度和注入孔隙体积倍数.结果表明,层间非均质性对开发效果有显著影响.高渗透率层产液量高、采出程度高,突破以后采出程度增长减缓;低渗透率层受高渗透率层的影响,采出程度较低.层间非均质性及油水流度的差异是造成层间矛盾的根本原因,在油田开发初期,层间非均质性起主要作用;在油田开发后期,尤其是特高含水期,油水流度比的作用逐渐增大.该结论对油田高效经济的开发具有一定指导意义.