注水开发后期河流相储层流动单元特征

在利用岩心资料划分流动单元的基础上,用岩心刻度测井资料建立了流动单元储层参数评价模型。利用该模型对储层空间流动单元进行划分和综合研究,结果表明,根据流动单元的渗流特征、储层质量、渗流能力及沉积微相等方面的特征,可将流动单元划分为7种类型。流动单元空间分布主要受沉积微相控制,剩余油主要分布于流动能力中等的Ⅴ-Ⅶ类流动单元中。在开发过程中,由于不同流动单元的变化程度不同,使不同流动单元之间的渗流能力相差较大。该研究结果揭示了在注水开发过程中高孔、高渗疏松砂岩储层不同流动单元的变化特征以及流动单元对微裂缝的形成、剩余油富集规律的控制作用,为高含水时期油田的控水稳油方案的制定提供了依据。     

注水开发后期河流相储层流动单元特征

在利用岩心资料划分流动单元的基础上,用岩心刻度测井资料建立了流动单元储层参数评价模型。利用该模型对储层空间流动单元进行划分和综合研究,结果表明,根据流动单元的渗流特征、储层质量、渗流能力及沉积微相等方面的特征,可将流动单元划分为7种类型。流动单元空间分布主要受沉积微相控制,剩余油主要分布于流动能力中等的Ⅴ—Ⅶ类流动单元中。在开发过程中,由于不同流动单元的变化程度不同,使不同流动单元之间的渗流能力相差较大。该研究结果揭示了在注水开发过程中高孔、高渗疏松砂岩储层不同流动单元的变化特征以及流动单元对微裂缝的形成、剩余油富集规律的控制作用,为高含水时期油田的控水稳油方案的制定提供了依据。     

蒙古林砂岩油藏砂体微相特征及在开发中的应用

运用岩心观察描述、电性、生产测试及开发动态等动静态资料,综合分析了蒙古林砂岩油藏的沉积相,并在单井微相划分及各微相对应电性特征研究等的基础上,进行了油藏各沉积时间单元微相的划分。分析认为,各微相具有不同的岩性、电性、物性、产能特征以及不同的砂体与油层发育规律,纵向上不同微相结合、平面上不同微相注采井组合对油田开发以及开发中后期剩余油分布具有较大的影响,从而明确了油藏潜力的分布与挖潜方向。在以上研究的基础上,对已进入高含水开发期的蒙古林砂岩油藏施行了合理的纵、横向注采结构调整等调水增油措施,收到良好效果,确保了油田长期超开发方案指标运行。     

基于FZI的致密砂岩渗流特征分析

为解决致密岩性油气藏储层非均质强渗流特征复杂,剩余油富集规律不清的问题,以靖边油田为例,运用Amaefule提出的流动分层指标法,建立流动单元分类标准图版,进而确定出流动单元类型。通过岩心归位建立孔、渗透率的解释模型,求取各井点FZI值,划分平面流动单元,采用单井劈分法研究剩余油的分布规律,分析流动单元类型与剩余油分布响应关系。结果表明致密岩性储层的渗流特征体现流动单元类型与剩余油的响应关系,流动单元类型与井网完善程度对剩余油分布均有明显控制作用,井网完善程度较低时,流动单元指数越高,单井的剩余储量越大,井网完善程度较高时,在流动单元的过渡区剩余油的储量较大。利用FZI流动分层指标法研究致密岩性储层的渗流特征,可以更加有效地指导开发剩余油。     

蒙古林砂岩油藏砂体微相特征及在开发中的应用

运用岩心观察描述、电性、生产测试及开发动态等动静态资料 ,综合分析了蒙古林砂岩油藏的沉积相 ,并在单井微相划分及各微相对应电性特征研究等的基础上 ,进行了油藏各沉积时间单元微相的划分 .分析认为 ,各微相具有不同的岩性、电性、物性、产能特征以及不同的砂体与油层发育规律 ,纵向上不同微相组合、平面上不同微相注采井组合对油田开发以及开发中后期剩余油分布具有较大的影响 ,从而明确了油藏潜力的分布与挖潜方向 .在以上研究的基础上 ,对已进入高含水开发期的蒙古林砂岩油藏施行了合理的纵、横向注采结构调整等调水增油措施 ,收到良好效果 ,确保了油田长期超开发方案指标运行     

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。     

渤海SZ油田剩余油控制因素及挖潜策略研究

渤海SZ油田经首次加密调整后开发效果大幅提高,但随着油田逐渐进入高含水阶段,剩余油分布日趋复杂,进一步调整和挖潜的难度增大,需要探索新的技术手段和开发策略以实现油田的可持续开发。针对此现状,在三角洲相储层构型理论的指导下,综合利用岩芯、地震、测井等资料,详细刻画了单一成因砂体在垂向及平面的接触关系,并在此基础上分析了储层构型对油水运动的控制作用。结果表明,油田进入高含水期后,层间相带干扰、层内夹层及平面构型单元接触关系是控制剩余油分布的主要因素。为了进一步提高油田开发效果,提出了基于构型单元的层间水平井挖潜策略、基于构型单元的层内水平井挖潜策略、基于构型单元的平面小井距加密策略等,构建了一套海上三角洲相油田综合调整后的剩余油挖潜技术方法,并取得了良好的应用效果。     

洪积扇储层流动单元分布模式与控制因素综合研究

不同成因及物性的储层,对其流动单元的分析和合理划分,将有助于解剖油藏整体非均质性和渗流情况,预测剩余油分布并合理调整油藏后期开发方案。本文以克拉玛依油田五3中区克下组为例,研究低孔低渗洪积扇相砾岩储层,在储层细分对比以及渗流屏障和连通体的分析基础上,采用定性与定量相结合的方法将研究区流动单元分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ等4种类型。描述了各类流动单元的孔隙结构特征、分布规律、生产特征以及与沉积微相的关系,总结出洪积扇储层流动单元的分布模式。通过对流动单元平面、剖面分布规律的研究,认为洪积扇砾岩储层流动单元分布受沉积相、微构造、隔夹层分布、微观孔隙结构等8种地质因素控制。     

河流相砂体剩余油识别模型及其成因类型研究

纵向上细分单一河道沉积单元,平面上细分沉积微相及追踪单一河道砂体是认识和河流相储层高含水期剩余油挖潜及深化储层非均质性表征的关键.以模糊综合评判方法建立砂体剩余油解释模型,综合考虑动、静态因素及其影响因素的不确定性,是一种较为实用的剩余油模式识别方法.河流相储层剩余油成因类型丰富,可详细划分为5类成因类型,针对每一类剩余油分布形式应采取相应的挖潜措施.     

三角洲前缘砂体高含水期剩余油分布研究

渤海SZ油田发育典型三角洲前缘沉积,目前已进入高含水期,剩余油分布更趋零散,挖潜难度日益增大,有必要开展高含水期剩余油分布研究.研究表明,高含水期三角洲前缘砂体内部结构与注采井网的配置关系对剩余油的形成与分布具有直接的控制作用.在讨论研究区井间单砂体的注采连通性的基础上,按井间单砂体注采完善状况将研究区宏观剩余油分布模...     

微构造精细表征及在剩余油预测中的应用

提高剩余油的预测精度对进入开发中后期的油田是极为重要的,只有准确预测剩余油的分布,才能通过开发调整提高产量。微构造形态控制着剩余油的分布,其表征精度直接影响着剩余油分布预测的可靠性。海上油田井网不规则且密度较小,仅依靠井点信息难以表征油田的微构造形态。因此探索研究了海上中后期油田的井震,结合精细表征微构造技术。通过研究总结出包括井震精细标定、地震切片识别微构造、精细构造成图等在内的一系列微构造精细表征技术。在海上油田开发调整研究阶段充分应用该技术,对该油田的微构造进行了精细表征,结合生产动态动静结合分析剩余油形成机制,达到提高剩余油分布的预测精度的目标,指导了调整井位的设计。后续新钻调整井证明,微构造形态表征精确,剩余油预测准确,提高了油田的产量。     

缝洞单元注水开发物理模拟

结合现场资料,根据相似理论确定物理模拟模型参数及试验条件,制作缝洞单元井网模型;通过对该模型进行单相流动试验,研究模型各口生产井对应通道的阻力;通过对该模型进行的水驱油试验,研究不同注入流速下模型的采收率、含水率、注水压力及水驱后的剩余油分布。结果表明:注入流速越大,模型采收率越高,剩余油越少;井打在洞上部时,水驱过后,剩余油存在于溶洞上部的周边位置;渗流通道经过溶洞时,水驱过后,溶洞内几乎不存在剩余油。     

优势流场发育阶段定量确定方法研究

长期注水开发过程中,由于储层物性差异、水油流度差异、注采差异、注入水长期冲刷及剥蚀等因素影响,油层内逐渐形成优势流场。矿场生产证明,优势流场对流体的分布和运移起重要作用,对剩余油的形成和分布有较强影响。但是实践也证明,不同开发区块、不同油藏类型、不同井网类型以及不同工作制度等条件下形成的优势流场有很大差异。依据优势流场中流场强度大这一主要特征,引入流场强度指数作为定量的界定指标,并与PV 数指数、采出程度及注水效率等参数结合,定量界定了优势通道的形成及所处阶段。当流场强度指数大于1.5,注水效率高,采出程度低时说明这是优势流场的初期阶段;流场强度指数大于1.5,注水效率低,采出程度低时说明是狭窄的优势通道,为优势流场的中期阶段;流场强度指数大于1.5,注水效率低,采出程度高时说明是优势流场的后期阶段,即已成为优势通道。     

基于储层构型的流动单元划分及对开发的影响

三角洲沉积储层非均质性强,储层内部渗流特征复杂,制约油藏高效开发。以南湖油田E1 f 43 油藏为例,采用
基于储层构型的渗流屏障识别技术及基于多参数聚类分析和逐步判别的流动单元划分方法,结合开发动态资料,开展
了渗流屏障分布规律和储层流动单元发育特征研究,分析了不同类型流动单元组合模式的连通关系,总结了渗流屏障
和渗流差异对开发的影响。结果表明：（1）研究区发育连片状和条带状2 种储层砂体类型,其中,条带状储层因注采井
砂体分别存在于砂体和渗流屏障内而产生注水不受效,剩余油富集;（2）研究区发育5 类流动单元,以II～III 类为主;
（3）储层连通砂体内部存在5 种不同的流动单元组合模式,不同模式下的储层砂体连通关系存在差异,连通砂体内不
同流动单元间形成渗流差异界面,使连通体内形成弱连通或差连通关系,制约油藏开发,造成剩余油大量富集。     

双河油田Ⅵ油组剩余油分布及井网综合调整研究

针对双河Ⅵ油组地下剩余油分布零散、开采对象由主力油层转向非主力油层或小油砂体、现生产井网不完善、依靠单项措施难以改善单元整体开发效果的特点,在油藏精细描述、剩余油分布研究的基础上,对目前井网进行了全面分析,提出井网细分重组动态组合单元的调整思路.根据Ⅵ油组五类油砂体空间展布、叠合状况,结合储层物性、动用状况与井网现状等,细分重组为3套动态组合单元,分单元进行井网完善,提高水驱采收率1.61个百分点,对稀油老油田开发后期井网的综合调整具有一定的指导意义.     

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。     

基于流线数值模拟研究高含水后期油田的剩余油分布

剩余油分布研究是高含水期油田的难点问题。以济阳拗陷孤东七区西馆陶组Ng6~(3+4)层高含水开发实验区块为例,在地质分析的基础上,建立起小网格精细三维地质模型及参数模型;通过试验区储量、压力、含水率和单井含水拟合,85%的单井历史拟合误差5%。采用流线数值模拟技术显示出高含水后期密井网条件下流体推进特征及剩余油分布模式,得出:(1)流线显示目前地下储层形成大孔道高渗带,流体基本沿高渗带运移,驱油效率明显降低。(2)目标油层组剩余油分布明显受到沉积相、沉积韵律、层内非均质、生产井网等因素的控制;剩余油平面上主要分布在微构造高点、层内低渗透区及注采不完善区,纵向上主要集中分布在主力厚油层的顶部。     

利用矿场资料预测剩余油分布

根据平面径向流公式和物质平衡方程推导出可代表整个油藏的油水相对渗透率比值,以及含水饱和度与矿场生产资料的关系,从而确定二者之间的相关关系;根据水分流量公式,推导出含水饱和度与含水的关系,进而计算单井剩余油饱和度,预测整个油藏或单元的剩余油饱和度分布规律,为下一步调整提供可靠的依据。在实际应用过程中,取得了较好的效果。     

法哈牛油田法21断块剩余油分布研究

根据油水井的计算实例分析,可确定出法哈牛油田主力断块各油层所有层段的剩余油饱和度、剩余地质储量。将油层组各井点的剩余油饱和度标志在平面上绘制成饱和度等值线图,并结合各砂岩组孔渗资料绘制的等值线图可很直观的观察剩余油饱和度的分布状况。总结了以砂岩组为最小单位的油层、各层段的剩余油分布规律,并结合法21断块剩余油分布的影响因素对该区剩余油的挖潜提出了几项措施,为油田的增油上产服务。