准噶尔盆地红山油田红003井区下白垩统清水河组剩余油分布及其影响因素

准噶尔盆地红山油田红003井区下白垩统清水河组是该油田的主力油层,目前存在长期停关井多、剩余储量多、剩余油分布较分散等问题。首先基于铸体薄片、高压压汞等方法开展储层微观特征研究,然后利用油藏工程法、数值模拟法对剩余油纵横向分布特征进行定量研究,最后结合开发现状,分析总结影响剩余油分布的主要因素。研究表明,红山油田红003井区清水河组储层岩性以砂岩、砂砾岩为主,孔隙类型主要是剩余原生粒间孔,孔隙结构较好;近几年新投产区剩余油饱和度大于50%,主力产层K1q13、K1q14剩余油饱和度分别为46.9%、46.5%;平面上,剩余油主要分布在温度场低值区域,热连通较差区域剩余油饱和度较高;垂向上,热连通较差区域剩余油饱和度较高,剩余油主要位于储层中下部;影响剩余油分布的主要因素是储层质量、储层构型,注汽速度及井况等工程因素是可控因素,边水目前是局部影响因素。

基于微扰理论的伽马-伽马密度测井快速正演方法

伽马-伽马密度快速正演结果作为中子和密度联合反演模型的输入,对实时反演确定地层几何结构及属性参数具有重要的意义.基于时间独立的玻耳兹曼输运方程,结合微扰理论与蒙特卡罗(Monte Carlo N Particle Transport Code,MCNP)模拟,形成了伽马-伽马密度快速计算方法.以双源距补偿密度仪器参数为基准,建立了不同基准密度地层条件下的扰动灵敏度函数数据库.分析对比了快速计算和蒙特卡罗模拟在不同岩性密度、水平层状地层及倾斜地层条件下的密度结果与误差.结果表明:不同地层条件下的伽马-伽马密度快速计算结果与MCNP模拟结果吻合,三种岩性(砂岩、碳酸岩和白云岩)密度计算的平均误差小于0.01 g·cm^(-3)且与MCNP模拟速度相比,快速计算效率提高10^(6)倍.