塔河低幅大底水油藏高含水期剩余油分布

为准确表征低幅大底水油藏高含水期剩余油富集特征,为油藏下一步调整指明方向。以塔河1区三叠系下油组为例开展精细数值模拟剩余油综合研究,目标油藏纵向上剩余油主要分布在油层顶部,平面上剩余油主要分布在构造高部位及井间。剩余油主要受构造、夹层、储层非均质、断层、井网、井型、沉积韵律等多种因素综合影响。针对低幅度大底水油藏剩余油的主要特点,氮气泡沫驱挖潜剩余油矿场试验取得了较好效果,未来可能成为此类油藏剩余油挖潜的主要方式。     

基于多层次模糊综合评价的剩余油分布研究方法

大庆油田杏六区油藏经过43 a 的注水开发,现已进入高含水开发后期,总体采出程度高,水淹严重,地下油水 关系复杂,亟需对剩余油分布进行精细研究。在对影响剩余油分布的地质因素和开发因素综合分析的基础上,结合杏 六区油藏的动静态资料,筛选出4 个地质因素、5 个开发因素共计9 个动静态因素构成剩余油潜力评价因素集。依据 二次加密后取芯井资料和各小层水洗资料,对各因素进行层次划分和权重统计,运用多层次模糊综合评价法研究剩余 油分布。将最终计算出的S2 7 小层各单井点剩余油概率评价结果绘制成剩余油平面分布概率图,并与数值模拟结果 和现场取芯分析结果对比,单层剩余油识别符合率达到86.7%。该方法能够精确预测剩余油分布,具有较高的实用性 和可靠性,为类似油藏的剩余油分布研究提供了依据。     

塔河低幅大底水油藏中高含水期剩余油分布

为准确表征低幅大底水油藏高含水期剩余油富集特征,为油藏下一步调整指明方向。以塔河1区三叠系下油组为例开展精细数值模拟剩余油综合研究,目标油藏纵向上剩余油主要分布在油层顶部,平面上剩余油主要分布在构造高部位及井间。剩余油主要受构造、夹层、储层非均质、断层、井网、井型、沉积韵律等多种因素综合影响。针对低幅度大底水油藏剩余油的主要特点,氮气泡沫驱挖潜剩余油矿场试验取得了较好效果,未来可能成为此类油藏剩余油挖潜的主要方式。     

底水油藏高含水期剩余油挖潜可视化驱油实验

C油田馆陶组油藏为强底水油藏,储层物性具有高孔、高渗特征,经过长期天然能量开采,整体进入高含水开发阶段,亟待探索新的补充能量方式,提高剩余油动用程度。研究为了实现油藏开发过程模拟的可视化,结合油藏实际情况,设计了满足几何相似条件的物理胶结模型和两组不同介质(活性水,气体和泡沫交替)驱替实验,利用X射线安检机直观了解岩层中流体渗流情况、底水锥进现象以及剩余油分布特征。研究表明：大尺寸平板模型实验能够直观地描述底水油藏水锥形态;2组实验在初始底水驱阶段水驱规律相同,水驱采收率达到42%,波及范围有限,井间和顶部剩余油富集;活性水驱阶段提高采收率0.73%,剩余油动用程度不高,顶部剩余油富集;气体和泡沫交替驱可有效动用井间和顶部剩余油,较水驱提高采收率2.14%。     

高含水阶段油藏储层构型和油滴尺度下的剩余油研究——以沧东凹陷扇中辫状河沉积为例

岩心是认识油藏最直接的实物资料,特别是水淹严重的注水开发油藏,剩余油分布复杂,应用密闭取心资料开展储层构型和油滴尺度下的剩余油研究,可为高含水阶段油藏下步开发提供科学依据。本文以沧东凹陷3口密闭取心井资料为基础进行了剩余油研究,总结了密闭取心井储层构型和油滴尺度下的剩余油研究方法,开展了储层构型和油滴尺度下的剩余油研究,总结了剩余油分布规律,并进行现场应用,取得较好效果。     

高含水期复杂断块油藏剩余油分布及挖潜

高含水期陆相复杂断块层状油藏剩余油分布复杂,油藏模拟难度大。马11复杂断块油藏在油藏精细描述基础上,利用动静态综合分析研究与密网格大规模数值模拟研究相结合,提高了剩余油研究精度和可信度;在此基础上,针对油藏剩余油分布特点并结合当前经济技术条件,部署实施了以调整井、调剖、堵水、油水井大修为主的剩余油挖潜方案,油藏含水上升率大幅度下降、采油速度上升、采收率提高了。     

半封闭边水油藏特高含水期剩余油分布特征

双河油田437块Ⅱ4–6层系是一个典型的半封闭边水油藏,边水活跃,目前油藏进入特高含水期,单元采出程度45.82%,综合含水率高达97.8%。根据储层地质资料,采用协同克里金确定性建模方法建立了双河油田437块Ⅱ4–6层系的三维地质模型。利用三维地质建模成果,结合储层地质特征、地层流体性质以及油藏生产动态资料,采用油藏数值模拟的方法,得出目前双河油田437块Ⅱ4–6层系剩余油的分布特征及剩余油富集区域,为开发方案调整,高含水期剩余油挖潜提供了可靠的依据。     

多层复杂断块油藏剩余油表征方法研究

深层多层复杂断块油藏因其地质、油藏的复杂性以及开发过程中长期多层合采合注的生产特点,开发后期剩余油分布极其复杂。本文以高深油藏为例,在油藏数值模拟的基础上,综合运用剩余油饱和度、储量丰度、水淹级别等指标表征了其剩余油潜力分布;同时,对各小层剩余油指标进行叠加得到砂组、油组及整体的潜力区分布,并绘制了各种指标的过井剖面。通过以上方法,从平面和纵向上精细描述了剩余油的分布,确定了油藏局部及整体剩余油潜力,为该油藏开发后期调整方案的设计奠定了基础,并为同类型油藏的剩余油分布研究提供借鉴。     

高含水期油藏精细数值模拟研究

传统的油藏数值模拟方法由于没有考虑高含水期油藏开发过程中储层岩石和流体参数的变化,常导致模拟结果的失真。为此对传统方法进行了改进。选用Eclipse数值模拟软件中的黑油模型,应用分阶段油藏数值模方法及垂直平分(PEBI)网格划分技术对胜坨油田二区沙二段第3砂层组进行了高含水期油藏数值模拟。结果表明,分阶段建立地质模型和流体模型,其模拟结果更符合油田开发实际情况。采用PEBI网格划分技术精确描述断层、砂岩尖灭、不规则边界等复杂地质现象,可提高数值模拟的精度。在不同开发阶段油藏剩余油分布受不同因素的控制,在弹性开发阶段,油藏剩余油主要受储层物性的差异性以及井网方式所控制;而在水驱稳产开发阶段,注入水对储层物性的改造及对高含水期剩余油分布起到较大的控制作用。     

王场高温高盐油藏剩余油分布研究及综合挖潜措施

应用先进的地质建模、数值模拟软件以及自行开发的确定剩余油分布软件系统地对王场油田潜四段高温高盐高含水油藏的剩余油分布进行了深入的研究,实现了储层建模—数值模拟和剩余油定量研究一体化.通过完善井网、不稳定注水、采取新型抗盐凝胶堵剂堵水等技术进行综合调整,使水驱采收率提高了3.4%.     

马2断块油藏形成的控制因素及勘探建议

通过对马2断块地层沉积相、构造及油藏类型的分析介绍,参考马2断块油藏储层基本特征、油藏开发动态、油气显示和数值模拟最新研究结果,根据马2断块区域石油地质条件,对马2断块油藏形成的控制因素进行了深入分析、研究,明确提出“储集沙体及断裂系统的发育和断裂性质是该区块油藏形成的主要控制因素”的观点。并结合剩余油分布特点,提出了进一步勘探的建议,为马2断块油藏的挖潜和勘探目标的选择指明了方向。     

孤南131断块油藏高含水后期剩余油挖潜

为提高孤南 1 31断块油藏的采收率 ,在加强油藏精细研究、深化油藏认识、搞清剩余油分布规律的基础上 ,通过应用复合解堵工艺、水力割缝技术、完善注采井网、优化生产参数等进行调整挖潜 .经矿场实验后 ,水驱开发效果得到了明显改善 ,采收率由 2 4 .8%提高到 2 9.0 % .该油田的成功经验对类似油田的后期开发具有一定的借鉴作用     

断块层状油藏剩余油分布数值模拟

准确预测剩余油分布的手段之一就是在油藏精细描述基础上进行数值模拟.针对断块层状油藏构造复杂和断层断棱的渗流遮蔽作用强烈情况,给出了一种正确建立储层构造模型和描述断块边界传导率的处理方法.基于断块层状油藏的生产史拟合在数值模拟中的重要地位,提出了先拟合断块生产史,后拟合单井动态的思路.以开发了20年的文25西区断块层状油藏的剩余油分布数值模拟为例对其剩余油分布规律作了论述.     

三角洲前缘相储层剩余油分布特征及挖潜对策研究

针对以三角洲前缘相沉积为主的油藏,结合沉积微相特征对剩余油的控制作用,分析了层间、层面、层内剩余油分布特征,采用数值模拟方法研究了三角洲前缘相储层的剩余油分布规律,主要有水下分流主河道及主体席状砂体侧缘剩余油、断层遮挡型、注采不完善型、层间干扰型,并根据剩余油分布规律提出对应的挖潜对策,井网加密、注采系统调整、注水井调剖、酸化等。     

复杂断块油藏高含水期剩余油定量研究

为对我国老油田后期挖潜、尤其是特高含水低效开发油藏的战略调整等提供新的思路,拓展老油田挖潜的领域与方向,以胜利某油田A断块高渗透大厚层高含水油藏为例,对其开发效果、水淹特征与剩余油分布规律进行了综合研究。结果表明,该断块采收率仅11.9%,而预测采收率在23%以上,一半以上的可采储量没有采出;剩余油在平面上分布于区块的绝大部分区域,纵向上主要集中于7个主力小层,尤其是ES1-32 、ES2-13、ES2-22、ES2-23小层,剩余可采储量在3?04ｔ以上,是将来挖潜的主要对象。此外,在系统研究与总结基础上,提出了A断块两种主要剩余油分布模式。     

哈南油田阿尔善组油藏剩余油分布规律及开发对策

哈南油田阿尔善组油藏是一断层发育、构造复杂破碎的多层油藏,其油藏流体类型属于黑油．该油藏 １９８９ 年 ６ 月正式投入早期注水开发,经历了三次大的调整（层系细分） 和不断加密、完善井网,至 １９９７ 年 １２ 月,基本形成了四套较完善的独立井网注采四套层系的局面,综合含水率已达 ６４％ ,而采出程度仅为 １６％ ,稳产难度越来越大．针对这种局面,利用三维三相黑油模型对哈南油田阿尔善组油藏８ 年半（到１９９７ 年１２ 月底）的开发历史分断块进行了精细历史拟合,纵向上深入到了小层,得到了 ４０ 个小层的剩余油分布规律及其影响因素,并在此基础上分层系提出了进一步挖潜的调整对策．     

阿尔善组油藏剩余油精细描述及稳油控水效果

哈南油田阿尔善组油藏是一断层发育、构造复杂破碎的多层油藏 ,其油藏流体类型属于黑油 .该油藏 1 989年 6月正式投入早期注水开发 ,经历了 3次大的调整 (层系细分 )和不断加密、完善井网 ,至 1 997年 1 2月 ,基本形成了 4套较完善的独立井网注采 4套层系的局面 ,综合含水率已达6 4 % ,而采出程度仅为 1 6 % ,稳产难度越来越大 .针对这种局面 ,利用三维三相黑油模型对哈南油田阿尔善组油藏的开发历史 ,分断块分层系进行了精细历史拟合 ,纵向上深入到了小层 ,得到了 40个小层的剩余油分布规律 ;分析了其影响因素 ,并在此基础上分层系提出了进一步挖潜的稳油控水调整措施 ,据此加密了 3口油井 ,效果良好 .     

高渗透大厚层油藏水淹模式及潜力研究

为对我国老油田后期挖潜、尤其是特高含水低效开发油藏的战略调整等提供新的思路，拓展老油田挖潜的领域与方向，以东营凹陷梁家楼油田沙三中纯47块高渗透大厚层高含水油藏为例，对其水淹特征与剩余油分布规律进行了，综合研究。结果表明，该块油层水淹程度仅80％左右，剩余油在平面上分布于区块的绝大部分区域，且与构造高低无明显关系，纵向上主要集中于层段的上部，尤其是位于该块西北区构造低部位的北断层区潜力单元，是与目前老油田潜力区主要局限于正向型微构造区所不同的新类型与新领域。在此系统研究与总结基础上，提出并建立了高渗透大厚层油藏水驱与水淹模式图，同时提出了剩余油动态富集形成再生油藏的新观点，并建立了剩余油动态运移富集形成再生油藏的成藏模式。     

高渗透大厚层油藏水淹模式及潜力研究

为对我国老油田后期挖潜、尤其是特高含水低效开发油藏的战略调整等提供新的思路,拓展老油田挖潜的领域与方向,以东营凹陷梁家楼油田沙三中纯47块高渗透大厚层高含水油藏为例,对其水淹特征与剩余油分布规律进行了综合研究。结果表明,该块油层水淹程度仅80%左右,剩余油在平面上分布于区块的绝大部分区域,且与构造高低无明显关系,纵向上主要集中于层段的上部,尤其是位于该块西北区构造低部位的北断层区潜力单元,是与目前老油田潜力区主要局限于正向型微构造区所不同的新类型与新领域。在此系统研究与总结基础上,提出并建立了高渗透大厚层油藏水驱与水淹模式图,同时提出了剩余油动态富集形成再生油藏的新观点,并建立了剩余油动态运移富集形成再生油藏的成藏模式。