剩余油分布规律的精细数值模拟

以胜二区沙二段８单元为研究对象,建立了该开发单元储层物性和原油物性随不同开发阶段变化的数值模型,并此基础上进行了精细油藏数值模拟研究。研究结果表明,渗透率、原油粘度和密度随不同开发阶段的变化对剩余油分布和油田开发效果影响均较大。对注水开发历史较长的油田,在进行精细油藏数值模拟时,应该考虑渗透率和原油物性随时间的变化,从而为进入注水开发的老油田的挖潜上产提供可靠的决策依据,通过对８单元的精细油藏模拟     

剩余油分布规律的精细数值模拟

以胜二区沙二段８ 单元为研究对象,建立了该开发单元储层物性和原油物性随不同开发阶段变化的数值模型,并在此基础上进行了精细油藏数值模拟研究。研究结果表明,渗透率、原油粘度和密度随不同开发阶段的变化对剩余油分布和油田开发效果影响均较大。对注水开发历史较长的油田,在进行精细油藏数值模拟时,应该考虑渗透率和原油物性随时间的变化,从而为进入注水开发的老油田的挖潜上产提供可靠的决策依据。通过对８单元的精细油藏模拟,掌握了目前该单元的剩余油分布规律和水淹状况,并成功地指导了该单元开发调整方案的设计和实施     

古城稠油油田BQ10断块剩余油分布数值模拟研究

摘要：特超稠油油田进入蒸汽吞吐中后期后,预测剩余油分布是研究的重要内容。以油藏地质建模和数值模拟为核心,根据古城稠油油田储层特征,建立精细的三维地质模型和油藏数值模拟模型,并对区块地质储量、采液量、采油量、注汽量及单井生产历史进行了拟合,综合应用剩余油储量丰度、砂岩有效厚度、渗透率和沉积微相类型等4个指标,制定剩余油的分类评价标准,分析BQ10断块中部区块H3Ⅳ9层的剩余油分布状况,为下步调整挖潜提供充分依据。     

哈南油田阿尔善组油藏剩余油分布规律及开发对策

哈南油田阿尔组油藏是一断层发育，构造复杂破碎多层油藏，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。     

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。     

埕东油田注水开发厚油层渗流特征及剩余油分布研究

以埕东油田主力油层Ng34层为研究对象,应用油藏数值模拟技术,利用测井二次精细解释每米8个数据点成果,对单井小层内部储层参数进行非均质再划分,建立了层内超精细三维非均质油藏模型;通过对研究区开发历史的拟合,定量分析了厚油层在注水开发过程中层内油水运动规律、渗流机理及其在不同开发阶段的特征;并成功地对不同注水开发阶段储层物性变化进行了时变拟合,定量分析了高渗透、非均质、正韵律油层在特高含水后期剩余油分布规律,为进一步提高原油采收率奠定了基础.     

聚驱后剩余油分布规律及挖潜对策研究

油田经过聚驱开发,剩余油分布更加复杂零散,运用油藏数值模拟技术、地质综合分析技术,研究了下二门油田聚合物驱后剩余油分布规律,并提出了聚驱后配套高效挖潜对策:不均匀井网优化重组技术、平面液流转向技术、含油污泥深度调剖技术等,实现了对不同类型潜力区的挖潜,这些配套技术应用于现场实际中,取得了较好效果,对其他油田改善聚驱后开发效果和进一步挖潜地下剩余资源具有重要的指导意义.     

气顶底水浊流相油藏剩余油分布研究

浊流相油藏中存在气顶和底水时,因其特殊的沉积特点,内部油气水运动变化复杂,开发中后期剩余油分布研究难度较大。以欢17块大凌河油藏为例,应用油藏数值模拟方法,定量研究了气顶底水浊流相油藏开发中后期剩余油分布规律。通过研究,明确了此类油藏地质模型建立过程中的关键点在于隔夹层分布的正确描述。给出典型范例详解了隔夹层分布的修正过程;指出了此类油藏拟合过程中的重要拟合指标综合含水率和产气量的拟合关键点,并分析得出油侵气顶区及构造顶部区是该类油藏剩余油的主要富集区域。最后,基于剩余油数值模拟结果,提出了压水锥和侧钻水平井相结合的开发调整方式,为高效开发此类油藏提供了技术支持和决策依据。     

海上油田聚驱中后期井网加密剩余油分布研究

油田实现稳产需要考虑产液量、注水量、注水时机、含水率、井网密度等因素。海上油田受生产空间等因素限制,当现有井网适应性变差时,应进行井网加密调整来增加可采储量。在室内人造平板模型上对剩余油分布进行了物理模拟实验研究,利用饱和度监测技术测量物理模型含油饱和度的变化规律,进而从饱和度分布、采收率等参数来研究井网加密时机以及加密效果。实验采用一注三采的反九点井网注采方式,对比了注聚后含水率在65%和75%、70%和80%、75%和85%时分别进行一次和二次加密,研究发现在含水率65%时进行一次加密,在含水率75%时进行二次加密的方案提高最终采收率的程度最大,但不同井网加密时机条件下的最终采收率差别不大。在物理模拟实验数据的基础上,用数值模拟方法进行了分析预测,结果表明当井网不调整时,高渗带及中渗带是提高采收率贡献的主力条带,低渗带仍然存在大量未动用剩余油。井网调整后高渗带和低渗带是聚驱阶段提高采收率贡献的主力条带。不同的井网调整时机对于整体开发效果及最终采出程度的影响不大,但是井网调整时机越早,采油速度越高,能够在更短的时间内采出更多的原油,这与物理模拟实验结果基本吻合。     

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。     

井-地电位成像技术及其在孤东八区剩余油分布研究中的应用

利用传输线理论讨论了套管供大电流时井眼、套管内和套管外水泥环及地层中的电流分布。介绍了井地电位测量技术的方法及原理 ,重点分析了井地电位测量数据的成像方法。利用井地电位测量技术取得了孤东油田八区 2 6 J9井区的野外实测电位数据。用数值模拟和反演成像方法对实测电位数据进行了处理 ,得到了 2 6 J9井区目的层的电阻率和剩余油饱和度分布。对本区构造、岩性及反演得到的电阻率数据分析可知 ,近南北方向有一条渗透性较好的优势通道 ,注水水洗及聚合物驱较为充分 ,剩余油饱和度相对较低 ;在高渗透带的两侧非均质性严重 ,水洗不充分 ,这是今后注聚合物封堵和调整挖潜应考虑的因素。与测试、生产动态和其他开发地质资料对比表明 ,井地电位测量资料的结果与其他监测资料吻合较好 ,剩余油平面分布和层间分布与智能测试结果一致 ,显示了井地电位测量技术的良好应用前景     

基于新钻井对柴达木盆地东部石炭系分布及控制因素的再认识

通过钻井、野外地质考察、地震精细解释等资料,重新确定柴达木盆地东部石炭系残余地层的分布范围,并根据平衡剖面恢复和印支期应力场数值模拟分析柴达木盆地东部构造演化特征,探讨石炭系分布的影响因素。结果表明:石炭系主要分布于大柴旦凹陷、德令哈凹陷、霍布逊凹陷和大红沟凸起等地区,鱼卡凹陷、欧南凹陷基本无石炭系残留;石炭系残余分布受古地理格局和后期构造运动共同控制,古地理格局造成了东西方向石炭系分布的差异,柴达木盆地东部地区印支期褶皱抬升,形成近东西走向背斜凸起,造成石炭系抬升剥蚀;柴达木盆地东部在印支期以逆冲断裂和与之相关的断展褶皱为主要构造变形模式,在不均匀分布的最大主应力与右旋剪应力共同作用下,石炭系在各地区遭受不同程度的剥蚀。     

聚合物黏弹性提高驱油效率研究

通过室内物理模拟实验,在弱亲油人造物理模型上研究第一法向应力差N1(弹性)、第一法向应力差斜率SN1(弹性)和威森博格数We(弹性)对驱油效率和残余油饱和度的影响。在弱亲油的人造物理模型上研究相同黏度条件下甘油与聚丙烯酰胺(HPAM)的驱油效率,在此基础上,在大庆油田开展两个高浓度聚合物矿场试验。结果表明:随着第一法向应力差、第一法向应力差斜率和威森博格数的增加,驱油效率增加,残余油饱和度降低;具有弹性的聚合物溶液,驱油效率明显高于相同黏度下的甘油;高浓度聚合物所具有的高黏弹性使采收率有较大幅度提高。     

聚合物驱后微观剩余油分布的网络模型模拟

利用网络模型研究了储层特性（孔隙半径、连通性、均质性和润湿性）对聚合物驱后剩余油含量及微观分布形态的影响。在模型中考虑了聚合物的非线性粘性、吸附和捕集等特性。将微观剩余油分为孤立状、条带状和网络状3种不同的分布形态。模拟结果表明，随着孔隙半径的增大，孤立状剩余油增多，网络状剩余油减少。随着连通性的增强，孤立状剩余油增多，其他两种形式剩余油变化趋势复杂多样。储层均质性对孤立状和网络状剩余油的影响均比较明显。在3种影响因素下，网络状剩余油所占比例明显大于孤立状和条带状。随着储层润湿性的增强，剩余油饱和度降低的速度减慢。     

管流实验装置中原油温度分布研究

利用管流实验装置可以模拟原油在实际管道中的动态降温、静态降温以及再启动的全过程，然而，在模拟过程中管内油品温度场分布、管内油品降温速率与管外水浴降温速率的关系等问题仍未解决。在FLUENT平台上对管流实验中的动态及静态降温过程进行了数值模拟。结果表明，按照实验中设定的降温速率进行降温，动态降温过程中油壁温差在0．16℃以内，静态降温过程中油壁温差在0．05℃以内，可以认为实验过程中某一时刻管路截面上油温是一致的。     

基于核磁共振技术的储层含油饱和度参数综合测试方法

含油饱和度是储层评价的一个重要参数,各类含油饱和度参数的准确测试是储层评价的基础。为了综合性分析储层各类含油饱和度参数,基于核磁共振技术,进行了核磁共振三次测量实验、油驱水和水驱油离心实验,得到了同一块岩样各类含油饱和度参数的准确值,包括原始含油饱和度、剩余油饱和度、可动油饱和度、剩余可动油饱和度等。实验结果表明,23块岩样的原始含油饱和度平均值为70.16%,可动油饱和度平均值为41.49%,剩余油饱和度平均值为52.97%,剩余可动油饱和度平均值为24.30%。说明该储层原始含油饱和度较高,储层含油性较好,储层原油可动用性很好,剩余油挖潜潜力较大。各类含油饱和度参数的综合测试方法的提出,改变了之前把这些含油饱和度参数单独测试分析的现状,为油田剩余油的挖潜和制定下一步的开发措施提供了理论基础。