布尔方法储层模拟的改进及应用

利用传统的布尔方法建立的储层砂体骨架模型存在不足之处 ,即模拟结果给出的砂体连通性比实际情况好得多。产生这种情况的原因在于传统布尔方法是利用均匀分布的随机函数产生目标对象的中心点坐标 ,它没有考虑沉积过程中先沉积的砂体对后沉积的砂体有重要的控制作用 ,从而造成模拟结果中砂体的连通性过好、泥岩的厚度过大。为此 ,提出了一种简单的方法来解决这一问题 ,其基本思想是优先在未填充目标对象的地方产生新目标对象的中心点。给出了在二维情况下该方法的具体实现步骤以及在新疆油田建立储层砂体骨架剖面模型的实例。在研究中 ,对改进的布尔方法和传统的布尔方法的模拟结果进行了对比。研究结果表明 ,利用改进的布尔方法建立的储层砂体骨架模型更接近真实情况。

储层相对稳定性及其在储层模拟中的应用

储层相对稳定性是以一定的表征尺度为基础 ,储层参数在给定的空间 (或时间 )变程内的变化量是变程的函数。这是沉积储层所普遍具有的特征。储层相对稳定性提供了一种综合测井、地震、地质资料进行定量储层模拟的新途径 ,它能同时在一定程度上保持井的高垂向分辨率和地震的高横向分辨率信息 ,从而提高模型的表征精度。将储层相对稳定性作为储层横向变化的约束条件 ,并与地震随机反演相结合用于定量储层模拟研究 ,结果表明该方法能显著提高储层横向预测的精度和外推合理性。

煤层气储层模拟原理及其应用

煤层气作为一种优质、洁净、高效的天然气资源,受到许多国家政府和能源开发机构的高度重视。美国煤层气商业性开发,促进了包括中国在内的煤炭资源大国对开发煤层气的积极性。因而,90年代以来,中国的煤层气开发试验工作发展迅速,煤层气井的产量预测和储层研究已提到了议事日程。目前,这方面最为先进的技术则是储层模拟技术。为促进中国煤层气开发事业的迅速发展,煤炭科学研究总院西安分院利用联合国资助的项目资金,从美国引进了最具代表性的煤层气储层模拟软件,COMET PC-3D和COALGAS,并在许多评价矿区应用了该项技术,取得了良好的效果。本文特将这两套煤层气储层模拟软件的基本原理、地质模型、数学模型和主要用途作如下简要介绍,供读者参考。

碳酸盐岩储层模拟与地球化学实验技术进展及应用

中国海相碳酸盐岩具年代老、埋藏深、经历多旋回构造—成岩叠加改造的特点,导致储层非均质性强、成因复杂,储层发育主控因素与成藏过程研究难度大。依托国家“十一五”“十二五”“十三五”碳酸盐岩油气专项和中国石油天然气集团有限公司碳酸盐岩储层重点实验室,开展有针对性的储层模拟和地球化学实验技术攻关,取得3项进展:(1)基于多阶段—连续流装置、渗透率在线检测和可视化装置、高温高压流体原位检测改进装置,解决了中国多旋回叠合盆地古老深层碳酸盐岩储层模拟实验的难题,为埋藏溶蚀孔洞预测和评价、埋藏环境孔喉结构发育样式和演化路径研究提供了手段;(2)建立了以碳酸盐矿物激光原位U—Pb同位素测年为核心的9项微区多参数地球化学实验分析技术,解决了储层成因研究中的定年、定温和定流体属性的难题;(3)微区多参数地球化学实验分析技术的创新应用,解决了绝对年龄坐标系下构造—埋藏史、成岩—孔隙演化史、烃源岩埋藏和成烃史、油气成藏史重建的多解性和不确定性难题,为碳酸盐岩油气勘探研究发挥了重要的支撑作用。

煤层气产量预测和矿区优化的储层模拟

SIMEDII煤层气储层模拟器是一个高精度的,可以对非稳态的储层状态、多组份气体以及三维立体的储层结构进行模拟的软件。本文具体阐述了SIMEDII模拟器的工作流程,以及如何将它应用于预测气体产量以及模拟储层中煤层气的抽采过程。

储层模拟技术及其在挪威北海油田的应用

对地震分辨率之下的储集层非均质性研究的重要手段之一是储层模拟。随着计算机技术的迅速发展,已出现了众多的模拟方法和技术。其中使用较广的技术主要有三大类:概念型模拟方法、地质统计/概率统计模拟方法和过程-响应模拟方法。本文介绍和讨论这些方法技术及其在挪威北海油田的应用。

比例放大和并行储层模拟技术在油田研究中的实际应用

比例放大和并行储层模拟代表了高精细地质或地质统计储层模型模拟的两种不同方法。本文中，我们讨论这两种方法针对实际的、大规模储层模拟问题的互补应用。我们首先回顾了近期开发的比例放大和并行储层模拟方法。然后探讨了几个实际的大规模模拟问题，其中包括注水井网的多个实现的模拟、4井扇形模型和大型的130口井的分段模型的模拟。结果显示，对井网注水模型而言，明显粗略化的模型为储层流体流动的多个方面得出了可靠的结果。但是，至少有些用并行储层模拟技术完成的精细地质统计实现的模拟在确定适当的比例放大级别中是有用的。对拥有大量井的模型而言，由于网格变粗，比例放大模型就会变得不精确。在这种情况下，虽然预测全油田范围的动态有合理的精度，但仍需采用并行储层模拟以保持充分精细的模型可逐井得出正确的流动结果。最后，讨论了一些有关高精细模型在实际模拟研究中应用的问题。

虚拟露头技术获得实用性进展——一种新型储层模拟技术，利用全球定位系统、高端计算机和激光技术，建立三维数字露头模型

虚拟露头技术是利用全球定位系统，高端计算机和激光技术，建立三维数字露头模型，来解决更多深层次地质问题的一种新储层模拟技术，这项技术研究已经取得了实用性进展，使得利用露头信息进行储层模拟，进而直接解决一些关键的，复杂性的地质问题和储层产能等方面的问题成为可能。

储层地震物理模拟的震源指向性及介质非均质性影响分析

随着地震物理模拟的研究目标由地质构造发展为不同类型的油气储层,明确震源指向性及介质非均质性对实验结果的影响,对提高物理模拟数据的可信性及准确性具有重要意义.利用激光测振新方法对震源指向性进行了实验测试,得到了更加精确的指向性结果,形成了模拟数据振幅补偿方法.制作了具有不同尺度特征的非均质样品,在50 kHz至1000 kHz超声频段下对纵波速度及能量进行了测试,明确了不同的波长/介质尺度比(λ/a)范围内纵波速度及干扰波与有效波能量比的变化特征.结果表明,在地震物理模拟超声频段下射线速度向散射速度的转折点出现在λ/a≈2处;散射速度向等效介质速度的转折点出现在λ/a≈100处.当满足λ/a>200条件时,干扰波与有效波能量比小于5%时,可认为满足储层模拟的等效介质条件.

模拟储层条件下突出煤的导电性质研究

研究了模拟储层条件瓦斯突出煤的导电性质 ,得到了瓦斯突出煤在不同储层条件下的电阻率变化特征 ,为研究瓦斯突出地球物理场的电磁波响应特征提供了基础。

储层随机模拟过程中水道微相几何参数敏感性分析——以二连盆地XX断块为例

在储层随机模拟过程中,储层地质模型受多种不确定性因素的影响。以华北油田二连盆地XX断块为研究对象,对储层随机模拟过程中的水道微相几何参数特征的敏感性进行了分析,认为描述水道相的几何参数中,水道的宽度和宽厚比是影响水道模型不确定的主要因素。通过对不同宽度均值下水道分布模式的模拟,优选出了符合地下地质认识的理想模型,为随机建模成果的应用提供了可靠的基础保障。

储层随机模拟中的多尺度变差函数估算方法

鉴于常规储层建模中平面变差函数获取途径单一,难以求取切合实际的变差函数的问题,提出多尺度平面变差函数求取策略。在多尺度变差函数适用性分析基础上,利用扶余油田平台12井区内测井资料(包括直井和水平井)、地震资料获取了6号小层的平面变差函数,通过分析、对比以上三种资料的平面变差函数,模拟不同尺度储层的特征。结果表明:①不同尺度的储层具有不同尺度的变差函数结构,而某种特定的资料只会获得某一尺度储层的变差函数,由多种资料得到的多尺度平面变差函数适用于不同尺度的储层描述。②研究区200m井距的常规直井测井资料砂岩变差函数的主、次变程分别为144.54m和100.03m,在大、小尺度上都不能很好地表征空间变异性;地震波阻抗数据体的砂岩变差函数的主、次变程分别为533.82m和409.10m,反映了大尺度(小层复合砂体)的变异特征;不同方向水平井测井资料砂岩变差函数的主、次变程分别为39.71m和11.22m,反映了小尺度(小层内单砂体)的变异特征。该方法为建立分层次储层地质模型提供了合理的平面变差函数,对具有类似资料特点地区的储层建模有借鉴作用。

增强型地热系统井筒-储层耦合数值模拟分析

干热岩是指地下3~10 km处低渗透性的高温岩体。增强型地热系统（EGS）是利用水力压裂等作业措施形成人工热储层,通过注入载热流体以经济地开采出干热岩中热能的人工地热开采系统。目前,关于干热岩储层开采潜力是否满足商业开采目标,以及如何提高EGS开采潜力是EGS研究的重点。文章首先对EGS的发展及技术可行性进行了概述,然后以松辽盆地为研究场地,以水为载热工质,采用井筒-储层耦合数值模拟程序T2WELL对储层开采潜力进行了定量研究,并通过不确定因素和参数分析探讨了优化EGS开采潜力的可行方案。不确定因素和参数分析表明,储层初始温度、裂隙间隔、布井方式是影响储层开采潜力的关键因素,渗透率对储层开采潜力影响较小。

大型砂岩储层模拟驱油装置研发与应用

研究开发出能模拟常规砂岩储层油藏条件下，人造岩心和天然岩心的水驱、聚合物驱、微生物驱及多元化学驱的驱油全过程，实现岩心物理参数的测定、化学驱油效果评价等研究。本项目研制开发了大型砂岩储层模拟驱油装置，该装置由注入系统、模型系统、采出液计量系统、仪表控制系统和微机系统组成，在模型设计、自动计量、填砂和取砂工艺方面均具有现代最新技术。该装置能较真实地模拟油藏中油、水和驱替液的运动规律。大型砂岩储层模拟驱油装置开发了多种相关的新技术，项目创新点：

储层模拟中露头和现代类比对象的结合：对巴哈马实例的概述

一前言 地质约束下的储层建模以及随后用于储层模拟的模型细化，都有赖于有关目标储层沉积相几何形态和分布的关键输入参数。要准确描述潜在的储层，必须探讨模拟系统的地质变化。沉积相的宏观差异以及局部变化，例如粒径／颗粒类型、颗粒分选、沉积构造和成岩因素等，都可能影响沉积物的内部组成和几何形态以及潜在储层的非均质性。因此，地质因素的综合是描述地下储层岩相纵、横向分布和变化的一个根本步骤。这种基于地质认识的模型不仅能增进对储层非均质性的了解，而且还能为构建其余储层模型以及最终的模拟模型打下基础。

通过储层模拟认识海因斯维尔页岩的产气机理和压裂有效性

提出了通过储层模拟进行产量数据分析的流程和方法，来帮助认识页岩气生产机理和水平段水力压裂处理的有效性。从2008年初开始，我们已经使用该方法对海因斯维尔页岩区的30多口水平井进行分析。本文介绍了其中的几个案例研究，用来展示这种新方法在海因斯维尔页岩区带不同地区应用的结果。整合了所有可用数据后，我们建立了多段压裂处理后的井的模拟模型。建模中涉及的与井的短期和长期生产动态有关的因素和参数包括：1）孔隙压力、2）基岩特征、3）天然裂缝、4）水力裂缝和5）复杂裂缝网络。通过对所观测到的数据进行历史拟合，我们明确了井初期生产动态较好的主控因素。对海因斯维尔页岩的研究使我们更清楚的了解了页岩气的生产机理和水平井压裂处理的有效性。对模拟模型进行校正后，可以更加精确的计算井的有效泄气面积和储量。海因斯维尔页岩是一套非常致密的烃源岩。在水平井段的压裂处理方案相同的情况下，生产动态与页岩基质特征具有相关性。压裂过程中形成的复杂裂缝网络是决定海因斯维尔页岩气井早期生产动态的关键因素。明确如何在压裂过程中有效地创造更大的裂缝表面积并在压裂处理后有效地保持裂缝表面积，是海因斯维尔页岩气井能有较好生产特征的关键因素。作业者可以利用这些信息确定最佳井位和作业方案，以便在该页岩区获得生产动态较好的井。同时这些信息还有助于细化对井生产动态的预期并把开发页岩气的不确定性降到最低。该流程和方法在其他页岩区带的应用也取得了成功。

致密砂岩储层大型钻井泥浆侵入试验模拟装置研发成功

2013年9月5日，中国石油勘探开发研究院测井与遥感技术研究所联合中国石油大学（华东）、河北百世嘉信息设备有限公司共同承担的我国首套致密砂岩储层大型钻井泥浆侵入试验模拟装置研发取得重大突破，设备一次性试验投产成功。

碎屑岩储层流动单元研究的新进展

储层流动单元是指影响流体流动的岩性和岩石物理性质在内部相似的、在垂向上和横向上连续的储集带。流动单元可以解释油水井连通关系，提高剩余油采收率，提供油田开发后期的挖潜对象，对于二次采油和三次采油具有较大的实际意义。目前流动单元的研究中仍存在着时空尺度和参数选择的问题，这些问题的解决必将大大推动储层地层研究向精细化、系统化发展。

智能井反馈控制生产策略数值模拟

在传统油藏数值模型基础上建立具有井下监测和控制功能模块的储层数值模型,提出一种智能井Proactive和Reactive反馈控制算法。基于此模型和控制算法并以水平井生产为例,开展Proactive控制、Reactive控制以及两者结合的混合式控制的生产策略研究。结果表明:相对传统井生产,基于Reactive和Proactive的反馈控制策略可以减少产水量、增加产油量,提高净产值;Proactive控制在生产前期优势较大,而Reactive控制在生产后期优势较为明显,两者结合的混合式生产控制策略优于单独的Proactive和Reactive生产策略。

深埋砂岩储层长石溶孔率定量计算的新方法及应用——以鄂尔多斯盆地陇东地区长8_1储层为例

次生孔隙是砂岩储层中重要的油气储集空间,而长石溶蚀产生的次生孔隙(即长石溶孔)往往是最重要的次生孔隙类型之一。基于热力学原理,提出了依据溶蚀产物自生黏土矿物的含量定量计算深埋条件下长石溶蚀产生的次生孔隙率的新方法,即:钾长石次生孔隙率=0.28×高岭石含量或0.36×伊利石含量;钠长石次生孔隙率=0.10×高岭石含量或0.17×伊利石含量;钙长石次生孔隙率=0.014×高岭石含量或0.08×伊利石含量。在对鄂尔多斯盆地陇东地区长8_1储层的矿物岩石学特征进行详细研究的基础上,依据新方法对陇东地区长8_1储层深埋条件下长石溶蚀产生的次生孔隙率进行了计算,并与实测面孔率和溶蚀模拟实验结果进行了对比。结果表明,长8_1储层51块样品长石溶蚀产生的次生孔隙率的计算平均值为1.32%,与长石溶孔率的实测值(平均1.44%)比较接近;与溶蚀模拟实验产生的溶孔率相比,新方法的计算结果也是合理的。