数字油田展示了油气田开发将进入智能化、自动化、可视化、实时化的闭环新阶段。

数字油田的基本概念和发展方向就是将涉及油气经营的各种资产(油气藏等实物资产、数据资产、各种模型和计划与决策等)，通过各种行动(数据采集、数据解释与模拟、提出并评价各种选项、执行等)，有机的统一在一个价值链中，形成虚拟现实表征的数字油田系统。

1.数字油田的基础与核心建立数字油田是一个系统工程，而建立数据银行和信息平台是建立数字油田的基础。

数字油田的核心是将油气发现与开发工作从历史性分类资料的顺序处理改变成实时资料的并行处理，利用实时数据流结合创新型软件的应用和高速计算机系统，建立快速反馈的动态油藏模型，并将这些模型配合遥测传感器、智能井和自动控制功能，让经营者更直接地观察到地下生产动态和更准确地预测未来动态变化，以便提高产量和进行有效的油田管理，实现各种层次的闭环优化管理，最终实现令油田范围的实时闭环资产经营管理。

实际卜，数字油田并不是遥不可及，也是一步步发展与完善的。

目前国外数字油田也仅发展到第三级，逐步向第四、第五级发展。

图表数字油田发展分级2.数字油田的关键技术促进数字油田发展的关键技术主要包括：①遥测技术，主要包括四维地震监测、重力测量、电磁监测、永久型地面检波器网络和永久型光纤井下监测仪等；②可视化技术，包括综合勘探与生产数据的三维可视技术、虚拟现实技术等；③智能钻井与完井技术；④自动化技术；⑤数据集成、管理与挖掘技术；⑥集成管理体系等。

3.数字油田的发展前景2003年世界著名的剑桥能源研究所}（CERA)公布的一项最新研究成果指出，由多项新型数字化技术构成的数字油田，将在未来5一10年内使令球原油储量增加1250 x 108 bbl，这将超过伊拉克现有原油储量或拉丁美洲的原油总储量，同时能够提高油气采收率2%一7%，降低举升成本10%一25 % ，提高产量2%一4%。

数字油田技术将大大扩展石油工业的发展空间，为石油行业展示出了一个更广阔、更美好的发展前景。

数字化油田建设（产能评价和动态预测）产能评价和动态预测有什么用处：在塔里木气田打成一口深层气井，需要耗时1.5年左右的时间、耗费1.5亿元的资金。

不仅要钻井、完井，还得测井、试井，才能正式投产，建成一口井的成本是非常高的。

油田里流传着这样一句话：上天难，下地也难!要在坚实地层中钻下5000-7000米，才能有天然气，还要把它安全地引出到地面，而气井井底的压力可高达150兆帕(大约1500大气压)。

因此，塔里木油田采用“少井高产”开发模式，为了保证高产稳产，还要制定科学的技术对策和工作制度，包括配产(一定生产压力下的日产气量)为多大？稳产期有多长？期末废弃时的采出程度为多高？一般而言，为了保证必要的经济效益，日产量不能太低，要高于经济极限产量，但也不能无限制提高变成“掠夺性”开采。

油田工程师会综合期末采出程度、稳产期等各种指标，选择一个最佳配产。

这就是“产能评价和动态预测”要解决的问题。

对于塔里木气田的高温高压气井，如果仍采用常规方法来进行产能评估，存在着很大误差，甚至会导致重大决策失误。

油田一般是怎样进行产能评价和动态预测的：第一步是产能试井。

气井产能试井的基本方法是：首先关井取得静态地层压力,然后开井生产,在短期内多次(一般采用“三开三关”工艺)改变气井的工作制度, 测量不同工作制度下的产量(或称为流量)、井底压力及井口压力等, 然后结合地层压力通过整理资料求取产能方程并计算出无阻流量(就是气井完全打开时的最大产量), 合理的配产一般为无阻流量的1/3 到1/2。

产能试井基本理论的发展已较为成熟，行业内都是根据产能试井得到的测试资料给出产量和压差的关系, 此即所谓的产能方程。

目前通用两种产能方程形式：二项式和指数式。

但是, 这些方法在分析解释塔里木气井的产能测试资料时,遇到了诸多困难, 图1示出对某气井测试资料进行分析的情况，它表明根据常规方法无法将测试数据点(红色的符号+表示)拟合成产能分析曲线或产能IPR曲线。

力学所针对塔里木油田的具体情况，仔细分析出气井产能测试资料异常有六个原因, 例如：对于高产气井,气体产量大,地层压力下降快,所使用的地层压力偏大；由于高温高压气井井筒中温度压力变化大,使用常规井底压力折算方法所计算井底流压不准；等等。

他们中肯地指出：异常曲线并非一定是错误的，关键在于正确的分析、解释。

而且，他们给出了系统分析高压应力敏感气藏异常产能测试资料的方法, 这里以地层压力问题为例来说明新方法的要点。

从图1中可以看到，产能曲线的横坐标是流量，纵坐标却不是压力，工程师们定义了一个新的量，叫做“拟压力”。

对我们非专业人士，只要知道它是一个与地层压力有关的物理量就可以了。

基于他们的分析，力学所研究人员对塔里木气井情况重新定义了拟压力，其中引入了静压修正和应力敏感参数。

这样一来，仍然采用图1所使用的实测产能试井资料，就可以拟合出很漂亮的曲线来，如图2所示。

你们看：那些红色的实测点都落在了曲线上!这就是力学工作者提出的“参数修正法”之作用。

根据这样方法所得到的IPR曲线，工程师可以确定无阻流量为1500米3/日，合理的配产范围就可以知道，气井的工作制度就不难选定啦。

现在，我们可以简要地总结一下气藏动态描述技术的定义和功能：测井所获得的数据资料是关于气井的静态描述，动态描述技术则是要给出气井参数随时间的变化情况。

基于力学理论，提出概念模型，发展计算方法，编制分析软件，从而为塔里木盆地高压、超高压气藏的高产稳产起到技术支撑作用。

数字化油田建设（精细油藏描述）精细油藏描述在精细油藏描述中，油藏动态监测资料是精细油藏描述过程中重要的基础资料之一。

在精细油藏描述过程中，既要对油田生产过程中产生的大量监测资料进行动态分析，又要根据所描述的油藏在长期的开发过程中存在的问题和油藏类型，在精细描述前和精细描述过程中有针对性地录取大量的监测资料，一方面弥补由于监测资料少而不能满足精细油藏描述的需要，另一方面要对油藏描述的成果提供佐证。

油田动态监测重点是在油（气）井和注水井上所进行的测试。

油井的分层产油、水的产出剖面，注水井的分层注水、吸水剖面，油（气）水井的压力、温度剖面和井间地层连通状况以及开发过程中储层的剩余油饱和度、孔隙度、渗透率、水驱方向监测、井下技术状况监测，油、水流体性质监测等资料。

一、油气水井测压大民屯油田油气水井测压仪器使用上经历了CY613、JY-721弹簧管式机械压力计向存储式电子压力计的转变。

因其油品性质以稀油为主，油气水井常规测压技术、测压工艺与其它油田区别不大。

水力泵采油是大民屯油田的一种采油方式，针对水力泵抽油井的油层压力变化，1989年常仰文、占良等人开始研制水力泵系列测压泵。

该系列测压泵可以在普通水力活塞泵抽油井中使用，也可在水力喷射采油井中使用．应用它可测得油井流压、静压数据。

从1989年至1992年共进行66井次测压，成功率100%，用该系列测得油井静压、流压，精度高，利用压力资料进行动态分析和油藏研究，为油井选择合理的生产制度，实施有效的增产措施提供了准确的资料。

1997年大民屯油田开始应用拖筒测压工艺，作业修井时将压力计下到预定深度，压力计记录出各生产制度下的压力恢复与降落数据，测试结束后上作业起出压力计。

该测试工艺解决了抽油井压力恢复测试的难题，为掌握油藏压力及相关地层参数提供了有效的方法。

全油田用拖筒测压工艺共测试9口井，测试成功率100%。

二、产液剖面测井在油田开发伊始，不同的时期，根据不同的生产方式，有针对性的采用不同的测试工艺，及时开展了油井产液剖面测井。

大民屯油田开发初期自喷井产液剖面测井使用美国产DDL和国产五参数、七参数测井系列。

使用仪器测取的自喷井产液剖面，其资料能够准确地认识油井产层、各产层的液性和产量，其应用的效果较好。

随着油田开发的不断深入，大民屯油田油井含水不断上升，为适应油田开发的需要，2004年采用测井公司研制的高精度浮子流量计。

用于监测低产液、高含水井各产层的液性和产量。

该仪器精度高，适合低产液井；直径小，仅为24mm，可用于偏心测试。

当年测井3井次，并根据测井解释成果实施了堵水措施。

三、吸水剖面测井随着油田注水工作的开展，注水井吸水剖面测试工作，在不同时期、不同注水方式下，先后采用同位素、流量计、氧活化等测井技术，测试精度、手段也不断提高，测试仪器也更加先进。

@}FL;31998年在总地质师张建英的组织下，由测试大队白明轩、陈玉成、张景海亲自赴西安石油仪器厂，购进了DDL系列五参数测井设备，应用该设备重点完成了注水井流量计法吸水剖面测试，流量计法吸水剖面测试具有认识吸水层位清楚、准确的特点。

设备投产初期年测试工作量达200井次。

缺点是只适用于φ100喇叭口在油层顶部的笼统注水井，无法进行分层注水井的吸水剖面测试。

利用该套设备对多级分注井、小夹层的油井堵水进行接箍磁性定位测井，每年工作量约为30井次。

为解决同位素法吸水剖面测试存在的管柱沾污、不能反映井下封隔器密封性和管外窜槽等问题，2003年4月对分层注水井开展相关氧活化吸水剖面测井试验并推广应用。

2003年以来实施相关氧活化吸水剖面测井13井次。

该测井方法优点是精度高、直观，可以现场读取数据，成本低。

缺点是点测，对厚度在1m以下较薄的注水层无法测试。

四、井温测试油田开发以来，常规井温剖面测井采取下测方式用DDL系列测井仪器，测量井口－井底的连续井温。

温度恢复测试采用钢丝或托筒携带存储式电子压力计下到预定深度的方法测试，一般温度恢复测试与压力降落同时进行。

沈257潜山等区块井深、地温高，普通井温仪器（标定温度125℃）不能满足录取资料的要求，因此采用钻采研究院自行研制的MWC-Ⅰ型高温模拟微差井温测试仪（标定温度350℃）进行井温测试。

2003年至2004分别在沈262和沈257两口井上开展了高温井温测试，分别于3670m和3489m测得井温为123.6℃和121.6℃。

五、储层的剩余油饱和度测试C/O测井是目前在套管井实施含油饱和度测量行之有效的方法。

特别适用于油田开发到中后期的生产井，它可与裸眼电测资料一起对目前油层水淹等级进行划分，为实施封层、堵水、调层、补孔提供依据。

另外，在新井投产前进行测量，可提高射孔层的可靠程度。

1992年，大民屯油田沈67块进行大规模调整，由于对油层淡水水淹后的电性特征缺乏足够的认识，误将先期调整的十几口井中高阻中强水淹层解释油层，致使先期投产的6口井平均单井日产油12.8t/d，平均含水69%,高的达到98%,而当时该块综合含水仅为45.8%。

鉴于这种情况，地质研究所赵志彬等人提出了在部分井中进行C/O测井的建议，很快在6口井上实施C/O测井，测井公司将裸眼电测资料与之进行比较，通过综合分析，找到了这一区块油层遭淡水水淹后，其电阻率基本不变，有的还略有升高；自然电位负异常幅度减小甚至出现正异常的特征，有了这一认识，后期资料解释符合率大大提高，后来投产的31口井平均单井日产油20t，平均含水下降到37%，C/O测井解释在沈67块的原油上产中起到了重要作用。