深海底水气藏控水工艺技术数值模拟研究
深海底水气藏控水工艺技术数值模拟研究
深海底水气藏是指埋藏在海底水下的天然气储层，目前已经成为全球石油工业发展的
重要方向之一。
为了有效地开发和利用深海底水气藏，控水工艺技术变得异常重要。
控水
工艺技术可以有效地控制水的注入和排出，保证储层的稳定产气，并且可以最大限度地提
高气井的产气率。
本文将以深海底水气藏控水工艺技术数值模拟研究为主题，对该领域的
相关技术进行探讨。
一、深海底水气藏控水工艺技术概述
深海底水气藏的开发主要受制于控水工艺技术。
控水工艺技术是指利用各种地层流体
动力学原理，通过调整气藏内部压力分布，控制地层水的运移、阻挡和分离的一种工艺技术。
其主要目的是减小产品气井的水气比，保证气井长期稳定产气。
深海底水气藏的特点决定了其控水工艺技术必须具备以下特点：深水气藏水平分布范
围大，地下水含量较高，需要适应大浓度的水驱；深水气藏埋藏深度大，地下流体压力高，对井下设备有较高要求；由于深海环境的严苛性，深海底水气藏开采需遵循一系列特殊的
技术要求，因而控水工艺技术研究更显得重要。
深海底水气藏控水工艺技术数值模拟研究内容主要包括以下几个方面：
1.地层水动力学模拟
利用计算机数值模拟技术，对深海底水气藏储层进行水动力学模拟。
通过模拟地层水
在地下的运移规律，分析地下水的运移路径、速率以及对天然气开采的影响，为控制地下
水的注入和排出提供数据支持。
2.控水工艺参数优化
3.气藏开采动态模拟
4.控水工艺技术应用效果评估
利用数值模拟技术，对深海底水气藏控水工艺技术应用效果进行评估。
通过对实际情
况进行模拟，分析控水工艺技术的应用效果，并据此进行调整和改进，最终实现最佳的控
水效果。
1.为深海底水气藏的稳产提供技术支持
通过数值模拟研究，可以深入分析深海底水气藏的地层水动力学特点、开采动态变化
规律等，从而为深海底水气藏的稳产提供技术支持。
通过数值模拟研究，可以对深海底水气藏控水工艺的关键参数进行优化，指导工程技术人员在实际操作中不断改进和优化控水工艺技术，最终实现更加稳定的气藏开采。
3.提高深海底水气藏的开采效率
通过数值模拟研究，可以更好地控制水的注入和排出，保证储层的稳定产气，提高深海底水气藏的开采效率，从而实现更好的经济效益。
随着深海底水气藏开发的不断深入，控水工艺技术数值模拟研究也面临着一些新的挑战和发展趋势。
其中主要包括：
1.深入挖掘深海底水气藏的地层水动力学特点
在研究中需要不断探索新型的深海底水气藏控水工艺技术数值模拟方法，通过引入大数据分析技术、人工智能技术等，为深海底水气藏的控水工艺提供更加先进、高效的技术支持。
在研究中需要加强控水工艺技术数值模拟研究与实际工程应用的结合，不断验证研究成果，进一步提高深海底水气藏的控水工艺技术水平，实现技术与工程的良性互动。
深海底水气藏控水工艺技术数值模拟研究将会在未来发展中发挥越来越重要的作用，为深海底水气藏的开发与利用提供更为强大的技术支撑，推动深海底水气藏行业的持续健康发展。
底水油藏水平井水淹动态的数值模拟研究
/ * X "!# $!; %%> .8 .8 a %T 6 /式" ! # 中 $ 3 .为原始地层压力 %3 Y U为井底流压 %; 2为 原油体积系数%+ 为原油黏度%S 为油藏渗透率%= Y为
}
!"考虑井筒压降的必要性判别
在水平井开发底水油藏过程中$ 井筒压降值增 加到多大时需要考虑并无具体标准$但是$可以将井 筒压降与储层压降的比值大小作为参考$ 即通过井
##由于水平井被广泛用于底水油藏的开发$ 因此 研究底水油藏水平井的水淹动态规律具有重要意
义 ) ! $% * ( 前人做了许多相关研究 $ 包括早期的油井 见水 时 间 & 临 界 产 量 以 及 临 界 生 产 压 差 的 确 定 ) $ !!& * $ 见水后的水淹 模 式 及 生 产 动 态 特 征 分 析 等
底水油藏水平井水淹动态的数值模拟研究
胡#平!% #卞德智$ #范子菲! #刘欣颖$
" 中国石油勘探开发研究院! $北京 !&&&($ % 中国石化国际石油勘探开发公司% $北京 !&&&($ % 中国石油天然气勘探开发公司$ $北京 !&&&$> #
摘#要#针对多数底水油藏水平井水淹动态规律研究未考虑井筒压降的情况在探讨考虑井筒压降必要性的基础上利用数 值模拟方法研究考虑井筒压降时不同因素影响的水淹动态规律 结果表明 见水时间和无水期采油量随水平井产量的变化 呈幂指数关系随水平段长度的增加呈线性增加随油层厚度的增加呈现 上翘 的非线性关系 隔夹层渗透率对水淹规律的 影响只表现为完全不渗透隔夹层和无隔夹层不存在半渗透隔夹层 当隔夹层的长度大于水平井筒长度时 隔夹层面积越大 抑制底水脊进的效果越好 关键词#底水油藏##水平井##数值模拟##井筒压降##水淹动态##影响因素 中图法分类号#0 8 $>? %###文献标志码#E
底水油藏水平井AICD完井控水技术研究
０前 言
水 平 井 的生 产 剖 面 通 常 难 以均 衡 推 进 ， 易在 油 井 高渗 层
段 、裂 缝 处 过 早 见 水 。在 底 水 油藏 的开 发 过 程 中 ，一 旦 出现 底
水 脊 进 ，将 大 大 地 缩 短 油 藏 的无 水 采 油 期 。针 对 这 一 难 题 ，国
内外 研 发 了多 种 流 入 结 构 的 控 水 装置 （ＩＣＤ），包 括 喷 嘴 型 、迷
Ａｂｓｔｒａｃｔ Ｔｈｅ ｈｏｒｉｚｏｎｔａｌ ｗｅｌｌ ｈａｓ ｉｔｓ ｕｎｉｑｕｅ ａｄｖａｎｔａｇｅｓ ｆｏｒ ｔｈｅ ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ ｏｆｔｈｉｎ，ｌｏｗ ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙ ａｎｄ ｓｍａｌｌ ｒｅｓｅｒｖｅｓ ｍａｒ－ ｇｉｎａｌ ｏｉｌ ｌａｙｅｒ，ｗｈｉｃｈ ｇｒｅａｔｌｙ ｉｍ ｐｒｏｖｅｓ ｔｈｅ ｅｃｏｎｏｍ ｙ ｏｆ ｏｉｌ ａｎｄ ｇａｓ ｆ ｉｅｌｄ ｄｅｖｅｌｏｐｍ ｅｎｔ，ａｎｄ ｉｍｐｒｏｖｅｓ ｔｈｅ ｅｆｅｃｔ ａｎｄ ｂｅｎｅｆ ｉｔ ｏｆ ｏｉｌ ａｎｄ ｇａｓ ｆ ｉｅｌｄ ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ．Ｈｏｗｅｖｅｒ，ｉｎ ｔｈｅ ｄｅｖｅｌｏｐｍ ｅｎｔ ｏｆｄｉｆｅｒｅｎｔ ｔｙｐｅｓ ｏｆｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ，ｅｓｐｅｃｉａｌｌｙ ｉｎ ｔｈｅ ｂｏＲｏｍ ｗａｔｅｒ ｒｅｓ— ｅｒｖｏｉｒ，ａ ｓｅｒｉｅｓ ｏｆ ｄｉｆｉ ｃｕｌｔ ｐｒｏｂｌｅｍｓ ａｒｅ ｂｅｃｏｍｉｎｇ ｉｎｃｒｅａｓｉｎｇｌｙ ｐｒｏｍｉｎｅｎｔ ｉｎ ｈｏｆ ｉｚｏｎｍｌ ｗｅｌｌｓ，ｗｈｉｃｈ ａｒｅ ｍａｉｎｌｙ ｍａｎｉｆｅｓｔｅｄ ｉｎ ｔｈｅ ｒａｐｉｄ ｇｒｏｗｔｈ ｏｆｂｏｔｔｏｍ ｗａｔｅｒ ｒｉｄｇｅｓ，ｒｅｓｕｌｔｉｎｇ ｉｎ ｒａｐｉｄ ｉｎｃｒｅａｓｅ ｉｎ ｗａｔｅｒ ｃｏｎｔｅｎｔ ｉｎ ｈｏｆ ｉｚｏｎｍｌ ｗｅｌｌｓ ａｎｄ ｓｅｒｉｏｕｓ ｗａｔｅｒ ｃｏｎｅｓ． Ｔｈｅｒｅｆｏｒｅ，ｂｙ ｓｔｕｄｙｉｎｇ ｔｈｅ ｗａｔｅｒ ｅｏｎｔｒｏｌ ｐｒｉｎｃｉｐｌｅ ａｎｄ ｎｅｗ ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ ｏｆ ｔｈｅ ｂｏｔｔｏｍ ｗａｔｅｒ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ａｔ ｈｏｍ ｅ ａｎｄ ａｂｒｏａｄ，ａ ｎｅｗ ｔｙｐｅ ｏｆＡ ＩＣＤ ｗａｔｅｒ ｃｏｎｔｒｏｌ ｄｅｖｉｃｅ ｉｓ ｄｅｖｅｌｏｐｅｄ ｉｎ ｖｉｅｗ ｏｆｔｈｅ ｔｅｃｈｎｉｃａｌ ｐｒｏｂｌｅｍ ｓ ｆａｃｅｄ ｂｙ ｔｈｅ ｄｅｖｅｌｏｐｍ ｅｎｔ ｏｆｔ ｈ ｅ ｂｏＲｏ￣ ｗａｔｅｒ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｉｎ Ｃｈｉｎａ．Ｗ ｉｔｈ ｔｈｅ ｈｅｌｐ ｏｆＣＡＤ ｓｏｆｔｗａｒｅ，ＣＦＤ ｓｏｆｔｗａｒｅ ｉｓ ｕｓｅｄ ｔｏ ｃａｒｒｙ ｏｕｔ ｆ ｌｕｉｄ ａｎａｌｙｓｉｓ．Ｔｈｒｏｕｇｈ ｎｕｍｅｒｉｃａｌ ｓｉｍｕｌａｔｉｏｎ，ｔｈｅ ｄｅｖｉｃｅ ｈａｓ ｔｈｅ ｅｆｅｃｔ ｏｆｓｔａｂｉｌｉｚｉｎｇ ｏｉｌ ａｎｄ ｗａｔｅｒ ｃｏｎｔｒｏｌ ｉｎ ｔｈｅ ｄｅｖｅｌｏｐｍ ｅｎｔ ｏｆｈｏｒｉｚｏｎｔａｌ ｗｅｌｌ ｉｎ ｂｏＲｏｍ ｗａｔｅｒ ｒｅｓｅｒｖ ｏｉｒ，ｗｈｉｃｈ ｃａｎ ｉｍｐｒｏｖｅ ｔｈｅ ｅｆｅｃｔｉｖｅ ｗｅｌｌ ｓｅｃｔｉｏｎ ｏｆ ｈｏｒｉｚｏｎｔａｌ ｗｅｌｌ，ｔｈｕｓ ｉｍｐｒｏｖｅ ｔｈｅ ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ ｅｆｅｃｔ ａｎｄ ｉｎｃｒｅａｓｅ ｔｈｅ ｒｅｃｏｖｅｒｙ ｒａｔｅ． Ｋｅｙｗｏｒｄｓ ｂｏＲｏｍ ｗａｔｅｒ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ；ｈｏｒｉｚｏｎｔａｌ ｗｅｌｌ；ＡＩＣＤ；ｗａｔｅｒ ｃｏｎｆｏｌ
海上油田水平井控水油藏方案研究及实施效果评价——以Wen8-3-A2h井为例
Ｗ Ｃ８ ． ３ ． Ａ４
Ｗ Ｃ８ ． ３ ． Ａ１ ｂ
…
～
…
“
‘ ％
…
，
ｆ
、
ｊ／
篓 ｌ Ｊ １ — ３ ≤ 蜀 ＼ ／ ， ｚ ・ １ ≮ 一 Ｉ １
ｌ 专
｝ ｒ ＿ Ｉ 】 季 ： ＝ 一 ∥ 毒 ｜ ’ ｝ ｜
为 中高 孔 中 高 渗 ， 有效 厚度 ７ ． ２ ｍ。 测 井 孑 Ｌ 隙 度 ２ ２ ． ２ ５ ％ ～２ ３ ． ５ ５ ％， 平 均渗 透 率 ３ ３ ８ ． ４ ８ ｍ Ｄ～
段 。鉴 于此 ， 水平 井 控水 将 是 海 上 油 田水 平 井增 产 措施 的新举 措 ¨ Ｊ 。
＠ ２ ０ １ ３ Ｓ ｃ ｉ ． Ｔ ｅ ｃ ｈ ． Ｅ ｎ ｇ ｒ ｇ ．
石 油 技 术
海 上 油 田水 平 井 控 水油 藏 方 案研 究及 实施效果评价
— —
以 Ｗｅ ｎ ８ － ３ － Ａ ２ ｈ井为例
辉 李耀林 朱定 军 徐 海春
袁
（ 中海石油（ 中国） 有限公司湛 江分公 司， 湛江 ５ ２ ４ ０ ５ ７ ）
第１ ３卷 第 ４期
２ ０ １ ３年 ２月
科
学
技
术
与
工
程
Ｖ０ Ｌ １ ３ Ｎｏ ． ４ Ｆｅ ｂ．２０１ ３
１ ６ ７ １ —１ ８ １ ５ （ ２ ０ １ ３ ） ０ ４ — ０ ９ ９ ６ — ０ ７
Ｓ ｃ ｉ ｅ ｎ ｃ ｅ Ｔ ｅ ｃ ｈ ｎ ｏ ｌ ｏ ｇ ｙ ａ ｎ ｄ Ｅ ｎ ￣ ｎ ｅ ｅ ｉ ｆ ｎ ｇ
， 毛
： ；
，
： Ｊ １ 一 ＞ ● ｌ
底水气藏水侵物理模拟实验与数学模型
底水气藏水侵物理模拟实验与数学模型焦春艳;朱华银;胡勇;徐轩【摘要】应用实验与数值模拟相结合的方法对底水气藏衰竭开采过程中的水侵规律进行了研究.首先通过底水气藏衰竭开采的物理模拟实验,得出水侵规律及各参数随时间的变化数据,然后建立岩心尺度的水侵数学模型,该数学模型在实验条件下计算出的压力数据与实验结果具有很好的一致性,进一步通过数学模型计算,分析得到影响水侵规律的敏感因素.渗透率和产气速度,决定了稳产期采收率.水体可以为气藏提供一定的能量,水体大小对采出程度的影响很小.【期刊名称】《科学技术与工程》【年(卷),期】2014(014)010【总页数】4页(P191-194)【关键词】底水气藏;水侵规律;物理模拟;数学模型;活塞式【作者】焦春艳;朱华银;胡勇;徐轩【作者单位】中国石油勘探开发研究院廊坊分院,中国石油天然气集团公司天然气成藏与开发重点实验室,廊坊065007;中国石油勘探开发研究院廊坊分院,中国石油天然气集团公司天然气成藏与开发重点实验室,廊坊065007;中国石油勘探开发研究院廊坊分院,中国石油天然气集团公司天然气成藏与开发重点实验室,廊坊065007;中国石油勘探开发研究院廊坊分院,中国石油天然气集团公司天然气成藏与开发重点实验室,廊坊065007【正文语种】中文【中图分类】TE319.13对于均质气藏水侵规律的研究，目前主要是通过理论的推导或者是经验公式的方法［1—8］。
这些方法都是在研究油藏水侵过程中建立的，对于气藏，目前还是继续沿用油藏的计算方法。
但是众所周知，气水两相与油水两相间的密度差、黏度差和毛管力差别很大［9］。
如果仍然沿用油藏水侵的计算方法，可能就会与实际情况不符。
本文选择实验与数值模拟相结合的方法对气藏水侵规律进行研究。
1 实验及数值模拟1.1 实验流程实验流程主要包含3 个部分:水体;气藏;井口，如图1 所示。
分别进行了不同水体大小条件下的气藏衰竭开采模拟实验，监测了水体压力、气水界面压力、出口端压力、出口流量等数据随着时间的变化。
超深、高含硫底水气藏动态分析技术——以四川盆地元坝气田长兴组生物礁气藏为例
超深、高含硫底水气藏动态分析技术——以四川盆地元坝气田长兴组生物礁气藏为例詹国卫 王本成 赵 勇 张明迪中国石化西南油气分公司勘探开发研究院摘 要 四川盆地元坝气田上二叠统长兴组生物礁气藏（以下简称为元坝长兴组气藏）为高含硫、局部存在底水的条带状生物礁气藏，储层非均质性强、气水关系复杂，常规的动态分析技术并不完全适用。
为此，通过在该气藏开展井筒压力折算、动态产能评价、动态法储量评价以及水侵早期识别与水侵动态评价等研究，落实了气井产能、动态法储量以及水侵动态等关键问题。
研究结果表明：①所建立的井筒压力折算模型计算的压力误差小于1%，温度误差小于5%，满足现场要求；②建立了考虑硫沉积的稳态产能方程及一点法产能公式，在开发中期，对气井产能进行动态评价以指导气井的优化配产及气藏合理采速的确定；③建立了单井动态法储量评价图版，并针对同一连通单元内的气井，建立“虚拟井”以计算区域内动态法储量，并形成了相应动态法储量评价技术，平均单井动态储量为24.55×108 m 3；④综合考虑高含硫、双重介质、底水等因素，建立了气藏非稳态水侵量计算模型，并形成了生物礁底水气藏水侵动态评价技术；⑤该气藏目前水侵量整体较小，地层水相对不活跃，水体能量为弱—中等。
结论认为，所取得的研究成果不仅为元坝长兴组气藏的高效开发提供了有力支撑，还可以为其他同类型气藏提供借鉴。
关键词 超深气井 高含硫 底水气藏 动态分析 井筒压力 产能评价 水侵DOI: 10.3787/j.issn.1000-0976.2019.S1.028基金项目：国家科技重大专项“超深层复杂生物礁底水气藏高效开发技术”（编号：2016ZX05017-005）、中石化“十条龙”科技攻关项目“高含硫气藏控制递减与提高采收率对策”（编号：P18062-3）。
作者简介：詹国卫，1976年生，高级工程师；主要从事气田开发综合研究工作。
地址：（610041）四川省成都市高新区吉泰路688号。
水平井C-AICD复合型智能控水装置数值模拟研究
0.5428k h hΔp
q1 =
Δp ICD =
在数模软件中，可以通过调整井筒与地层之间的
2
2
0.5428k h h ( Δp + Δp ICD )
æ
ö
βh
ç 4r e
÷
h
÷÷
μo Bo çç ln
+ β ln
L
L
πa
ç
2πr w sin ÷
h ø
è
3
式中：
q1——裸眼井流体的流速，m /d；
产量公式，并依此来改变传导率，达到模拟 ICD 的目的。通过对比模拟 ICD 和改变传导率的方式，
日产油、含水率、累产油等生产参数基本一致，说明等效方式合理。在 L 油田中的 D1 采用了 CAICD 进行完井后，取得了较好的控水效果。
关键词：
C-AICD；AICD；控水；水平井；数值模拟
中图分类号：TE2 文献标识码：A 文章编号：1004-5716(2021)07-0080-04
和 AICD，但是在 Eclipse 等数值模拟软件中无法同时
μo——地层原油粘度，
mPa·s；
设置 ICD 和 AICD，因此需要根据其控水增油机理进行
Bo——地层原油体积系数，m3/m3；
等效处理。首先进行 ICD 的模拟，这里选取常用的喷
re——油井供液半径，m；
嘴型 ICD（NICD，nozzle inflow control device）。在 Pe⁃
1.050，地层原油粘度 4~11mPa·s，地面原油密度 0.90×
103kg/m3，油藏厚度 7m。
该油藏的 D1 井采用 C-AICD 完井后，生产曲线见
深海底水气藏控水工艺技术数值模拟研究
深海底水气藏控水工艺技术数值模拟研究1. 引言1.1 背景介绍深海底水气藏储量巨大，潜在开发价值巨大，但受限于深海环境的恶劣条件和水深的限制，如何有效地开发利用这些资源成为了当前研究的重点。
控水工艺技术是深海底水气藏开发的关键环节之一，通过合理地控制水的输入和排放，可以有效地提高气藏的开采效率和稳定性。
本文旨在通过对深海底水气藏控水工艺技术数值模拟研究，探讨如何提高深海底水气藏的开采效率和稳定性，为深海底水气藏的开发提供技术支持和决策参考。
通过对深海底水气藏的特点、控水工艺技术、数值模拟方法和结果分析的介绍，为研究者和工程技术人员提供参考和借鉴。
1.2 研究意义深海底水气藏是指位于海底深水区域的天然气储层，具有较大的开发潜力和重要的经济价值。
其开发具有挑战性，需要一定的技术支撑和工艺技术来进行控制和管理。
研究深海底水气藏控水工艺技术的意义在于：深海底水气藏的开发对我国能源安全具有重要意义，研究控水工艺技术能够提高开发效率，降低开发成本，确保能源供应稳定。
深海底水气藏的特殊地质条件和环境限制了传统的开发方式，有必要针对其特点研究和应用新的工艺技术，以保障开发安全和环保。
通过研究深海底水气藏控水工艺技术，可以提升我国在深海油气开发领域的技术实力和竞争力，推动我国海洋油气资源的合理开发和利用。
深海底水气藏控水工艺技术的研究具有重要的现实意义和战略意义。
1.3 研究目的本文旨在通过对深海底水气藏控水工艺技术的数值模拟研究，探索提高深海底水气藏开发效率与安全性的技术路径，为相关领域的工程实践提供理论支持和指导。
具体研究目的包括以下几个方面：通过对深海底水气藏的特点进行分析和总结，探讨深海底水气藏开发中存在的挑战和问题，为进一步研究提供基础和方向。
概述目前深海底水气藏控水工艺技术的发展现状和应用情况，了解现有技术的局限性和不足之处，为本文的研究提供背景和参考。
介绍数值模拟方法的基本原理和步骤，以及在深海底水气藏控水工艺技术研究中的应用，为后续的数值模拟研究打下基础。
海底水合物矿藏降压开采与甲烷气体扩散过程的数值模拟
海底水合物矿藏降压开采与甲烷气体扩散过程的数值模拟李小森;陈琦;李刚;陈朝阳;张郁;刘怡君【期刊名称】《现代地质》【年(卷),期】2010(024)003【摘要】在深海条件下采用单井降压法开采的天然气水合物矿藏中,利用TOUGH+HYDRATE软件对其开采过程和甲烷气体扩散过程进行数值模拟.物理模型由上至下依次为上盖层、水合物沉积层和下盖层.将上、下盖层外边界的温度设为恒定,与含水合物沉积层之间有热量和质量交换,数值模型采用二维圆柱坐标网格.模拟结果表明开采过程中井口产气速率是一个升高-降低-波动升高的过程,水合物分解产生的气体有一部分通过上盖层溢出,能在一定程度上增加大气中温室气体的量.开采初期水合物分解速率降低的主要原因是水合物分解产生的甲烷气体在地层中大量累积,开采后期水合物分解速率产生波动的主要原因是发生"气穴现象".井口附近由于压力变化较快水合物分解最为剧烈,其附近有个低温区存在.上、下盖层附近水合物分解速率也较快.【总页数】9页(P598-606)【作者】李小森;陈琦;李刚;陈朝阳;张郁;刘怡君【作者单位】中国科学院,广州能源研究所,广东,广州,510640;中国科学院,可再生能源与天然气水合物重点实验室,广东,广州,510640;中国科学院,广州天然气水合物研究中心,广东,广州,510640;中国科学院,广州能源研究所,广东,广州,510640;中国科学院,可再生能源与天然气水合物重点实验室,广东,广州,510640;中国科学院,广州天然气水合物研究中心,广东,广州,510640;中国科学院,广州能源研究所,广东,广州,510640;中国科学院,可再生能源与天然气水合物重点实验室,广东,广州,510640;中国科学院,广州天然气水合物研究中心,广东,广州,510640;中国科学院,广州能源研究所,广东,广州,510640;中国科学院,可再生能源与天然气水合物重点实验室,广东,广州,510640;中国科学院,广州天然气水合物研究中心,广东,广州,510640;中国科学院,广州能源研究所,广东,广州,510640;中国科学院,可再生能源与天然气水合物重点实验室,广东,广州,510640;中国科学院,广州天然气水合物研究中心,广东,广州,510640;中国科学院,广州能源研究所,广东,广州,510640;中国科学院,可再生能源与天然气水合物重点实验室,广东,广州,510640;中国科学院,广州天然气水合物研究中心,广东,广州,510640【正文语种】中文【中图分类】TE132.2【相关文献】1.水平井降压法和热激法水合物开采对海底边坡稳定性的影响 [J], 谭琳; 刘芳2.南海北部天然气水合物藏垂直井网降压开采数值模拟 [J], 陈朝阳;游昌宇;吕涛;李小森;张郁;徐立新3.近井储层改造对天然气水合物藏降压开采特性影响的数值模拟研究 [J], 齐赟;孙友宏;李冰;沈奕锋;张国彪;黄峰4.天然气水合物降压开采数值模拟研究 [J], 王文博;刘晓;崔伟;肖加奇5.天然气水合物原位补热降压充填开采方法三维数值模拟研究 [J], 徐涛;张召彬;李守定;李晓;陆程因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
海底油气储层模拟技术研究
海底油气储层模拟技术研究随着全球能源需求的不断增长，油气资源的开发和利用已经成为了现代社会中至关重要的一部分。
然而，由于油气储层存在于地下数千米深处，因此对储层的精确模拟和预测成为了技术难题。
尤其是对于海底储层，受到海洋环境复杂多变的影响，储层模拟技术更是挑战极大。
海底油气储层的特点海底储层与陆地储层相比有其独特的特点，主要包括以下几个方面：1. 海底环境复杂多变，包括海水压力、温度、盐度等因素。
2. 海底油气储层钻探困难，海洋环境的挑战使得钻探难度更大。
3. 由于海水压力会使得石油分子相互靠近，导致油膜扩散速率变慢，导致储层渗透性下降。
因此，对于海底储层的模拟技术更需要精密而准确的计算方法。
海底储层模拟技术的发展历程1970年代以前，储层模拟技术主要依赖人工地质模型，然而，由于过于简单和笼统的模型，预测精度不够高。
20世纪70年代，数值模拟技术开始被应用于储层模拟，其制定的模型更加精细，预测准确度更高，进一步推动了储层模拟技术的发展。
20世纪80年代，随着计算机技术的快速发展，储层模拟技术的速度大幅提升，储层模拟的精确度也大大提高。
21世纪以来，人工智能技术、机器学习技术等新技术不断应用于储层模拟技术中，为更加准确的储层模拟提供了更多的手段。
海底储层模拟技术的现状当前，海底储层模拟技术的主要模型包括黑油模型、淀粉质模型和物性模型，这些模型一方面可以模拟油气运移过程，另一方面可以预测沉积物性质和储层构造。
此外，叶片有限元法、组合模拟等方法的发展也在为储层模拟提供更多的选择和手段。
但是，海底储层模拟技术还存在着很多问题，例如常规模型过度简化、海底气水相沟通难以模拟、测井数据等不可靠等问题，这些问题影响着储层模拟技术的应用。
为了解决这些问题，未来需要继续深入研究海底储层模拟技术，将新的技术手段引入到模拟过程中，优化算法模型和运算方案，同时加强实验研究，使之更符合实际情况，提高预测精确度，为油气资源的开发利用提供更准确的预测基础。
底水油藏水平井ICD控水完井数值模拟研究
底水油藏水平井ICD控水完井数值模拟研究杨青松;刘露;汪志明;肖京男【摘要】从分析水平井开采底水油藏中存在的过早产水问题出发,提出了采用ICD(入流控制装置)控水完井的思路.根据渗流力学、流体力学、油藏数值模拟,建立了水平井ICD完井多段井模型,研究了底水油藏水平井ICD完井长期入流动态规律.对比分析了射孔完井和ICD完井两种条件下调控入流剖面的效果,以及对产能和最终采收率的影响规律.结果表明,在均质和非均质油藏中,ICD完井均有很好的入流控制效果,能够有效地延长稳油生产时间和延缓见水时间,起到稳油控水的效果,提高了目标井段的生产状况;但整体上均质油藏中ICD完井对于提高累计产油量和采收率的效果有限,而在非均质油藏中采用ICD完井可以极大地提高累计产油量和采收率.【期刊名称】《长江大学学报（自然版）理工卷》【年(卷),期】2015(012)032【总页数】8页(P47-54)【关键词】水平井;ICD完井;底水油藏;多段井模型;数值模拟【作者】杨青松;刘露;汪志明;肖京男【作者单位】中石油长庆油田分公司第一采气厂,陕西榆林718500;中石油长庆油田分公司第一采气厂,陕西榆林718500;中国石油大学(北京)石油工程学院,北京102249;中国石化石油工程技术研究院,北京100101【正文语种】中文【中图分类】TE319随着水平井完井技术的发展，完井方案日趋多样化，相应的水平井目标井段入流控制完井方式也迅速发展，国内外油田已有很多成功的应用案例[1~6]，其中在目标井段安装入流控制装置(ICD)是一种有效的稳油控水方法[7]，它能够有效调节入流或注入流动剖面，使生产剖面或注水剖面均匀推进，延缓生产中气、水过早突破，增加水淹油藏中驱替效率，达到提高采收率的目的。
由于ICD是一种自适应控水完井装置(图1)，一旦它们安装后，如果在采油或注水过程中油藏条件发生改变，就无法调节ICD来确保流动剖面的均匀；同时，它的性能主要受到流体参数的影响，随着油田的开发，油藏流体性质将会发生变化，因此，在整个采油生产或注水过程中，ICD无法维持其最初设计的优化性能，这将会使ICD的应用效果降低，所以其稳定性至关重要。