煤层渗透率统计预测方法

以沁水盆地和鄂尔多斯盆地为例,本文运用线性回归分析方法,建立了煤储层试井渗透率和埋深之间的回归方程。相关系数检验结果表明,该回归方程具有显著性。运用此回归方程便可确定未勘探区煤储层试井渗透率的变化范围。根据历史拟合的煤层渗透率与试井测试的煤层渗透率之间的比较关系,针对具体煤层气田(藏)确定出一个合理的比例关系,再乘以由回归方程得出的试井渗透率预测值,从而可确定出较为真实的煤层渗透率值,供煤层气可采资源量计算使用。

苏里格气田苏6加密井区有效储层地质建模

苏里格地区上古气藏有效储层以透镜状为主,空间展布复杂,非均质性强,地质建模难度大。以投产时间较长、地质认识程度较高的苏6加密井区为例,探索形成了一套适用于苏里格气田的动、静态双重约束的有效储层建模方法。首先,以精细沉积相研究为基础,采用确定+随机的沉积相建模思路,建立更能体现储层内部非均质性的沉积相模型,主要用于约束其展布范围及走向;其次,对加密区单井进行生产动态分析,根据单井泄流长度、宽度等分层设置有效储层展布范围,并对其在空间展布的不确定性进行分析;最后,在沉积相模型的控制下对有效储层进行随机模拟,从而实现对有效储层建模的动、静态双重约束。综合分析认为,该方法所建有效储层模型符合地质认识,并与动态分析的井间连通关系吻合,与常规有效储层建模方法相比,所建模型生产历史拟合的一次拟合成功率提高了43%。

东坪基岩气藏气水相对渗透率的确定方法

东坪基岩气藏储层岩性差异大,非均质性强。孔缝发育区岩石松散,无法钻取完整的岩芯,而致密带几乎不渗透,无法通过驱替实验获取相对渗透率曲线,这成为困扰气藏动态分析和开发指标计算的难题。基于水驱气藏物质平衡原理,建立了不依赖水侵量的储层含水饱和度计算方法,避免了水侵量计算方法中的不确定因素,提高了含水饱和度计算的准确性。建立了基于储层孔隙结构分形维数和生产水气比历史拟合相结合的气水相对渗透率计算方法。根据该气藏毛管压力曲线的分类确定孔隙结构分形维数的界限,通过生产水气比拟合确定具有代表性的储层孔隙结构分形维数,进而计算气水相对渗透率曲线。该方法克服了因毛管压力曲线多样化而导致分形维数难以确定的难题,所获得的相渗曲线更能代表气藏的整体渗流特征。该方法为无法通过岩芯驱替获取相渗曲线的气藏提供了有效途径,对于其他基岩气藏及严重非均质气藏具有借鉴意义。

油气藏开发阶段储层地质模型的建立及优选方法

针对目前国内油气藏开发阶段储层地质建模存在的问题,提出了基于模型概率储量分析及生产历史拟合的模型建立及优选方法。该方法首先综合应用测井、地质、开发动态等研究成果,以相控建模思路为指导,分步建立构造模型、沉积相模型以及沉积相控制下的储层参数模型。重点分析了影响储层地质建模的不确定因素,并采用蒙特卡罗模拟对随机变量进行取值,得到多个模型实现并对其进行储量计算,优选一系列地质模型。最后对所优选的模型进行生产历史拟合,通过区块累产气量与实际生产数据的均方根误差分析,选取与实际生产数据最为符合的模型作为最终的模型。通过对榆林气田陕215井区北部山西组2段的地质模型的建立及评价可知,该方法适合油气藏开发阶段的地质模型重建,输出模型能更好地反映油气藏实际并能较好的应用于油气藏数值模拟。

新庄油田泌浅57区H3Ⅲ油组剩余油分布规律研究

新庄油田为断块、断鼻稠油油藏,目前油层动用不均,热采稳产难道大。本次研究充分利用泌浅57区的精细储层地质模型,结合油藏参数和生产数据,通过油藏数值模拟的方法来研究该区域剩余油分布规律。选取地质储量、全区产油量和产水量、单井产液量产水量进行生产历史拟合,得到了储量拟合结果、全区产油量产水量、单井产油量产水量拟合曲线和H3III油组各小层剩余油饱和度分布图。分析表明平面上井点蒸汽波及范围内含油饱和度低,远井地带油层动用差或基本未动用,为剩余油富集区。纵向上,隔层上部、相对低渗层和不连通层富集较多残余油,形成高剩余油富集带。并总结出稠油蒸汽吞吐中的的相分异和蒸汽超覆作用、层内夹层、单井常规蒸汽吞吐加热半径是剩余油存在的主要原因。本次研究得到了研究区H3III油组主力小层剩余油分布情况,为后续优化开采方式和调整注采参数提供了重要依据。

某油藏水平井数值模拟研究

利用Sim Best Ⅱ三维三相扩展黑油模型，建立某礁滩灰岩油藏的水平井数值模型，进行水平井EDST历史拟合。确定出油井产量，拟合井底流压及油井含水情况，并在此基础上对影响水平井开发效果的井网密度、水平井长度、水平井所居垂向层位、采油速度及注水时间等参数进行模拟及敏感性分析。模拟结果认为：水平井打在油层上部，在地质和设备条件允许条件下，大排量、长井眼、高速度开采为宜，当地层压力降至5MPa左右时注水，可获较高最终采收率。