校正双重介质模拟模型中迭代解的新方法

由于用双重介质模型对裂缝水窜等强非线性渗流问题进行数值模拟时 ,迭代求解往往难以收敛 ,这种不收敛性使得物质平衡误差偏大 ,有时甚至会使模拟失败 .针对这种模拟求解过程中物质平衡误差偏大问题 ,提出了迭代解的物质平衡校正方法 .实际应用表明 ,此方法可以大大降低双重介质模拟模型的物质平衡误差 ,同时还能提高油藏模拟过程中迭代求解的收敛速度     

校正双重介质模拟模型中迭代解的新方法

由于用双重介质模型对裂缝水窜等强非线性渗流问题进行数值模拟时，迭代求解往往难以收敛，这种不收敛性使得物质平衡误差偏大，有时甚至全地使模拟失败，针对这种模拟求解过程中物质平衡误差偏大问题，提出了迭代解的物质平衡校正方法。实际应用表明，此方法可以大大降低双重介质模拟模型的物质平衡误差，同时还能提高油藏模拟过程中迭代求解的收敛速度。     

低渗透油藏分区物质平衡方法研究

传统物质平衡方法应用中,认为油藏中地层压力降处处相同.但实际上,由于低渗透油藏中不同区域的启动压力梯度不同,因而压力降差异较大.提出了用分区物质平衡方法确定低渗透油藏的弹性驱及溶解气驱采收率.介绍了该方法的基本原理、具体实现过程和矿场应用实例.算例结果表明:分区物质平衡方法的计算结果更加符合低渗透油藏的实际生产特征.     

改善平面非均质油藏水驱效果方法研究

如果采用常规等井距五点井网开发平面非均质性油藏,往往会导致不同方向上的生产井见水时间差别较大,水驱波及程度在方向上不均衡,从而严重影响油藏开发效果。在渗流力学基础上,针对渗透率的平面非均质油藏推导了矢量井网的井距设计公式。根据矢量井网的井距设计公式,建造了物理模型,开展了水驱油对比实验研究,验证了用矢量井网开发各向异性油藏的有效性。实验结果表明：矢量井网能增大非均质油藏的波及系数,提高注入水的利用率,大大改善油藏开发效果。     

利用遗传算法拟合实验变差函数

理论变差函数模型的获取是地质统计学中的基础性工作,它是描述储层非均质性、进行储层随机模拟必不可缺的关键环节。针对现有的拟合实验变差函数方法:人工拟合法、非线性回归最小二乘法、加权多项式拟合法等的不足之处,充分利用遗传算法在求解非线性优化问题时具有的全局寻优的特点,提出实验变差函数的遗传算法拟合方法;在常规遗传算法中引入了模拟退火算法,加速了遗传算法的收敛速度。以川中某气藏的孔隙度变差函数为例进行了计算,结果表明:利用遗传算法可以简单、快速地实现实验变差函数的参数估计。     

陕北富县探区长6段储层特征三维可视化研究

利用三阶段随机建模方法,对邵尔多斯盆地富县探区延长组长6段储层特征进行了三维可视化研究。建立了地层构造格架模型和沉积微相模型,并以此为约束条件,精细表征了孔隙度和渗透率等储层物性参数的空间展布特征,为进一步寻找有利目标区莫定了坚实的基础。     

渗透率各向异性油藏的开发对策研究

渗透率各向异性是储层、尤其是河流相储层的基本性质,它对油藏的有效开采会产生一定的负面影响。在注水保持地层能量的开发过程中,注入流体沿高渗透率方向优先推进,导致不同方向上的生产井见水时间差别较大,致使驱替过程很不均衡,从而影响油藏开发效果。针对上述问题,基于渗流力学理论,提出了井距控制法和注采压差控制法两种应对措施,并用数值模拟方法检验了这两种对策的有效性。验证结果表明,井距控制法和注采压差控制法能促使注入流体在储层中的均衡驱替,因而能保证不同方向上的油井见水时间的一致性,从而可以有效地抑制渗透率各向异性的负面影响。     

非线性应力作用下裂缝砂岩应力敏感性特征

为了实现和评价变围压应力敏感实验关系转换为变内压应力敏感实验的等效关系，进而获取储层岩石渗透率与地层压力的关系，采用室内实验的方法，针对含微裂缝和人造裂缝的致密砂岩开展了变围压应力敏感实验、变内压应力敏感实验和特殊应力敏感实验；基于变围压实验数据，结合有效应力方程计算得到了实验岩样的渗透率随地层压力的变化关系，并与实验测定结果进行了对比分析。结果表明，计算得到的渗透率大于实验直接测定的渗透率，这种差异源于气体滑脱效应；基于Terzaghi有效应力方程计算的无因次渗透率小于对应变内压实验测定的无因次渗透率；基于非线性有效应力方程计算的无因次渗透率与对应变内压实验的无因次渗透率一致。有效应力和气体滑脱效应影响地层条件下渗透率的确定。