本文選題：低孔特低滲透油藏 + 地質(zhì)建模�。� 參考：《東北石油大學(xué)》2017年碩士論文

【摘要】：杏76區(qū)塊扶余油層屬于低孔、特低滲巖性油藏,針對(duì)其河道規(guī)模較小,連通性不好,平面砂體轉(zhuǎn)化快、連通性差、單砂厚度薄等特點(diǎn),采用三維可視化地質(zhì)建模及油藏?cái)?shù)值模擬軟件,研究適于低孔、特低滲油藏的建模數(shù)模方法,在提高開發(fā)效果和指導(dǎo)開發(fā)調(diào)整方面起到關(guān)鍵性的作用。利用petrel地質(zhì)建模軟件,根據(jù)研究區(qū)地震解釋、層位、斷層、相數(shù)據(jù)等,以及油藏孔、滲、飽數(shù)據(jù),結(jié)合油藏非均質(zhì)性、相分布特征,利用相內(nèi)插值技術(shù),合理地劃分流體性質(zhì)及相對(duì)滲透率,最終完成三維地質(zhì)模型的建立,包括斷層模型、構(gòu)造模型、相模型、屬性模型等。將地質(zhì)模型導(dǎo)入數(shù)值模擬軟件中,經(jīng)參數(shù)調(diào)整完成歷史擬合�？偨Y(jié)縱向、橫向剩余油分布特征,量化各小層、微相剩余油情況。截止至2016年9月,扶余油層總采油量為1.45×104t,綜合采出程度為1.43%。根據(jù)縱向、橫向量化結(jié)果來看,FI、FⅡ兩油層組相較其他油層組來說動(dòng)用程度較好,河道微相采出程度為1.75%。分別從動(dòng)用特征、含水變化規(guī)律、產(chǎn)液變化規(guī)律、水驅(qū)特征曲線、合理注采井?dāng)?shù)比、井網(wǎng)控制程度及開發(fā)指標(biāo)預(yù)測對(duì)比等多角度開展井網(wǎng)適應(yīng)性分析,認(rèn)為杏76試驗(yàn)區(qū)扶余油層井網(wǎng)水驅(qū)開發(fā)的適應(yīng)性良好。針對(duì)該井網(wǎng)開展地層壓力保持水平、合理注采速度等開發(fā)政策界限的研究,確定合理的注采速度等。應(yīng)用數(shù)值模擬預(yù)測的方法,開展水驅(qū)開發(fā)10年及極限含水率情況下的開發(fā)指標(biāo)預(yù)測。預(yù)測十年累產(chǎn)油量為13.89×104t,綜合含水率達(dá)到92.52%,采收率達(dá)到13.73%。預(yù)測生產(chǎn)25年及達(dá)到極限含水率時(shí),累產(chǎn)油量達(dá)到23.96×104t,綜合含水率達(dá)到98%,采收率達(dá)到23.69%。
[Abstract]:Fuyu reservoir in Xing76 block belongs to low porosity and low permeability lithologic reservoir. Aiming at its small river scale, poor connectivity, fast transformation of planar sand body, poor connectivity and thin thickness of single sand, etc. By using 3D visualization geological modeling and reservoir numerical simulation software, the mathematical modeling method suitable for low porosity and ultra-low permeability reservoir is studied, which plays a key role in improving the development effect and guiding the development adjustment. According to seismic interpretation, horizon, fault, facies data, pore, permeability and saturation data of reservoir, combined with reservoir heterogeneity and phase distribution characteristics, the technique of interphase interpolation is used in this paper, which is based on petrel geological modeling software, and based on seismic interpretation, horizon, fault, facies data, and reservoir pore, permeability and saturation data in the study area. The establishment of 3D geological model including fault model, tectonic model, facies model, attribute model and so on is completed by reasonably dividing the fluid properties and relative permeability. The geological model is imported into the numerical simulation software, and the historical fitting is completed by adjusting the parameters. The distribution characteristics of longitudinal and transverse residual oil are summarized and the residual oil in each layer and microphase is quantified. As of September 2016, the total oil production of Fuyu reservoir is 1.45 脳 10 ~ (4) t, and the comprehensive recovery degree is 1.43. According to the results of longitudinal and horizontal quantification, it is found that the two reservoirs of FII FII are more productive than other reservoir groups, and the recovery degree of channel microfacies is 1.75. The adaptability analysis of well pattern is carried out from production characteristics, variation law of water cut, variation law of production fluid, characteristic curve of water drive, reasonable ratio of injection-production well number, control degree of well pattern and prediction and comparison of development index, etc. It is considered that the well pattern of Fuyu reservoir in Xing76 experimental area has good adaptability to water drive development. Aiming at the development policy limits of formation pressure maintaining level and reasonable injection-production speed, the reasonable injection-production speed is determined. Using the method of numerical simulation and prediction, the development index prediction under the condition of water drive development for 10 years and limit water cut is carried out. The predicted cumulative oil production for ten years is 13.89 脳 10 ~ (4) t, the comprehensive water cut is 92.52 ~ (2) and the recovery factor is 13.73%. The cumulative oil production is 23.96 脳 10 ~ (4) t, the comprehensive water cut is 98% and the recovery factor is 23.6990 t when the production is 25 years and the limit water cut is reached.
【學(xué)位授予單位】：東北石油大學(xué)
【學(xué)位級(jí)別】：碩士
【學(xué)位授予年份】：2017
【分類號(hào)】：TE319

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本文編號(hào)：1843470