渤海典型多层砂岩油藏中高含水期定向井产能预测新方法.pptx
渤海典型多层砂岩油藏中高含水期定向井产能预测新方法汇报人：2024-01-12
引言渤海典型多层砂岩油藏特征中高含水期定向井产能影响因素分析产能预测新方法建立实例应用与效果评价结论与展望
引言01
随着油田开发进入中高含水期，定向井产能预测对油田开发决策具有重要意义。传统的产能预测方法存在局限性，需要探索新的预测方法以提高预测精度。渤海地区石油资源丰富，多层砂岩油藏是其主要储油类型之一。研究背景和意义
03未来发展趋势是综合运用多种方法，建立适用于中高含水期定向井的产能预测模型。01国内外在多层砂岩油藏产能预测方面已有一定研究基础，但针对中高含水期的定向井产能预测研究相对较少。02目前常用的产能预测方法包括数值模拟、解析模型、经验公式等，但各有优缺点。国内外研究现状及发展趋势
针对渤海典型多层砂岩油藏中高含水期定向井，开展产能预测新方法研究。具体包括建立产能预测模型、验证模型准确性、分析影响因素等。研究内容收集油田地质、工程、生产等数据，进行数据处理和解释；建立产能预测模型，并进行历史拟合和验证；利用模型进行产能预测，并分析不同因素对产能的影响；最后形成产能预测报告和决策建议。技术路线研究内容和技术路线
渤海典型多层砂岩油藏特征02
地层特征渤海湾盆地古近系沙河街组是主要的含油层系，包括沙一段、沙二段和沙三段等多套含油层系。多层砂岩油藏纵向上叠置，横向上连片分布。构造特征渤海湾盆地是一个中新生代断陷盆地，经历了多期构造运动，形成了多个次级构造带。多层砂岩油藏主要分布在凹陷斜坡带、断阶带等构造部位。沉积特征多层砂岩油藏主要发育在河流相、三角洲相等沉积环境中，具有多期次、多物源、多成因的特点。地质特征
多层砂岩油藏的储层岩石类型主要为长石砂岩、岩屑砂岩和石英砂岩等。岩石类型储层物性中等偏差，孔隙度一般小于15%，渗透率一般小于10mD。非均质性较强，层内和层间差异明显。物性特征成岩作用对储层物性影响较大，压实作用和胶结作用导致储层物性变差，而溶蚀作用可以改善储层物性。成岩作用储层特征
原油性质原油密度一般大于0.85g/cm3，粘度一般大于10mPa·s，属于稠油范畴。原油中含蜡量较高，凝固点较低。地层水性质地层水矿化度较高，一般大于10000mg/L，水型以CaCl?型为主。地层水pH值偏酸性，对储层具有一定的腐蚀性。油气水分布多层砂岩油藏中油气水分布复杂，受构造、岩性、物性等多种因素控制。纵向上油气水关系复杂多变，横向上油气水界面不清晰。流体性质
中高含水期定向井产能影响因素分析03
储层物性包括孔隙度、渗透率等，直接影响油藏的储油能力和产能。储层非均质性层内、层间和平面上的非均质性导致水驱油效率降低，影响产能。油藏压力系统原始地层压力、压力系数和压力梯度等，影响油井产能和采收率。地质因素
井斜角、方位角、井眼曲率等，影响钻遇储层的几率和井筒与储层的接触关系。井身结构裸眼完井、射孔完井等，影响油流通道和产能。完井方式密度、粘度、固相含量等，影响储层保护和产能。钻井液性能工程因素
油藏压力与井底流压之差，是影响油井产能的主要因素之一。生产压差随着油田开发的进行，含水率逐渐上升，对产能产生负面影响。含水率温度影响原油粘度和流动性，进而影响产能。油藏温度注水井与采油井之间的布局和配注量，影响水驱效果和产能。注采关系生产动态因素
产能预测新方法建立04
基于渗流力学和油藏工程原理新方法结合了渗流力学和油藏工程的基本原理，通过建立多层砂岩油藏的渗流数学模型，描述油、气、水在储层中的运移规律。适用于中高含水期定向井该方法特别适用于渤海地区典型多层砂岩油藏在中高含水期的产能预测，能够充分考虑储层非均质性、各向异性以及复杂井况等因素的影响。方法原理及适用性
工程参数优化包括井筒半径、表皮系数等，这些参数通过试井分析和生产数据拟合进行优化，以提高产能预测精度。历史拟合与参数调整利用历史生产数据进行拟合，不断调整和优化模型参数，使模型预测结果更加符合实际生产情况。关键地质参数包括储层厚度、孔隙度、渗透率等，这些参数通过地质资料解释和实验室测量获取，用于建立地质模型。关键参数确定及优化
模型验证与误差分析根据误差分析结果，对模型进行改进和优化，提高产能预测的准确性和可靠性。模型改进与优化采用实际生产数据与模型预测结果进行对比验证，通过计算误差指标（如均方根误差、平均绝对误差等）来评价模型的预测精度。模型验证方法分析误差来源，包括地质资料解释误差、实验室测量误差、工程参数优化误差等，为后续改进提供方向。误差来源分析
实例应用与效果评价05
选择渤海地区某典型多层砂岩油藏中高含水期的定向井作为实例研究对象。实例选择收集该油藏的地质、工程、生产动态等数据，包括井位坐标、井斜角、方位角、完钻井深、层位数据、射孔数据、生产数据等。数据准备实例选择及数据准备