水下分流河道单砂体剩余油分布规律与挖潜对策

依据层次分析法,对升平油田葡萄花油层葡Ⅰ油组水下分流河道单砂体的层次及平面展布形态进行研究,并通过油藏工程分析及数值模拟,研究各类单砂体的剩余油分布规律、影响因素及相应的挖潜对策。结果表明:研究区单砂体相当于复合河道砂体层次,可分为连片式、交切条带式、孤立条带式3种展布样式,单砂体宽度和厚度逐次降低;砂体越连片,厚度越大,受平面非均质性和沉积韵律影响越严重;砂体越分散,厚度越小,受注采不完善影响越严重;高含水期的剩余油挖潜对策为连片式砂体调整为五点法注采井网,交切条带式调整为枝状分散河道注水、交切区采油的注采井网,孤立条带式调整为点状交错注采井网,同时注水井采用周期注水方式,采油井采取放大生产压差提液,对薄差砂体部位的水井实施酸化改造,油井实施压裂改造。     

大庆喇萨杏油田三类油层开发方式探讨

大庆油田目前已进入特高含水期的开发阶段,但检查井及动态监测等资料结果表明三类油层还有相当一部分储量动用差或不动用.由于这部分剩余油在空间上分布比较复杂,且目前薄差层的水淹层解释精度远远不够,使三类油层三次加密选井选层难度加大,加密井初期含水高,经济效益不理想,因此提出三类油层开发不能单纯靠水驱加密调整,有必要采取加密与三次采油技术相结合的开发方式,高效开发三类油层.同时针对目前复杂的层系井网现状,确定该方式下三类油层层系组合、井距和井网部署方式.     

水下分流河道单砂体剩余油分布规律与挖潜对策

依据层次分析法,对升平油田葡萄花油层葡Ⅰ油组水下分流河道单砂体的层次及平面展布形态进行研究,并通过油藏工程分析及数值模拟,研究各类单砂体的剩余油分布规律、影响因素及相应的挖潜对策。结果表明:研究区单砂体相当于复合河道砂体层次,可分为连片式、交切条带式、孤立条带式3种展布样式,单砂体宽度和厚度逐次降低;砂体越连片,厚度越大,受平面非均质性和沉积韵律影响越严重;砂体越分散,厚度越小,受注采不完善影响越严重;高含水期的剩余油挖潜对策为连片式砂体调整为五点法注采井网,交切条带式调整为枝状分散河道注水、交切区采油的注采井网,孤立条带式调整为点状交错注采井网,同时注水井采用周期注水方式,采油井采取放大生产压差提液,对薄差砂体部位的水井实施酸化改造,油井实施压裂改造。     

扇三角洲水下分流河道砂体注采井网优化

高含水老油田经过长期注水开发,油水关系分布进一步复杂化,随着油气藏开发的不断深入,剩余油分布越
来越分散,相关地质研究越来越细。剩余油分布不但受储层物性、砂体分布、构造的影响,同时也受注采井网与砂体配
置关系的影响,因此注采井网与砂体如何进行配置的研究成为老油田进一步提高采收率的关键因素之一。以冀东高
深南某断块为例,建立了扇三角洲前缘砂体地质模型,在搞清扇三角洲前缘水下分流河道的基础上,应用数值模拟研
究了水下分流河道砂体与储层物源方向对注采井网、井位的影响,提出了扇三角洲前缘水下分流河道储层类型的注采
井网部署优化方案。     

井震结合顺直、低弯曲分流河道储层研究

在密井网条件下,利用井震结合储层研究方法对顺直型、低弯曲型分流河道的沉积环境和砂体展布特征进行了研究。对砂体认识更接近客观实际。顺直型水下分流河道形成了许多分叉小水道和窄河道的侧向摆动现象。较宽河道内部存在零星河间砂,低弯曲型水下分流河道形成了许多宽河道间小型过水道等情况。根据注采完善程度以及新钻井水淹状况对剩余油进行了分类研究,在目前高含水开发阶段对指导油田二次开发调整具有重要意义。     

复合河道砂体叠置样式与剩余油主控因素研究

针对复杂多变的陆相曲流河沉积砂体,以储层构型研究理论为指导,综合运用岩心、密井网、测录井、开发动态等资料,深入剖析复合河道砂体空间配置关系。按单河道期次和隔夹层发育程度,从沉积速率与可容纳空间比值角度,对港西油田三区复合河道砂体叠置样式分析,结果表明,本区共有孤立型、桥接型、叠加型、切叠型和复合型5种砂体接触类型,其中孤立型和桥接型又按期次细分为2种样式。除孤立型砂体外,其余接触类型砂体均有不同程度的剩余油富集,受沉积韵律与隔夹层的影响,点坝内部隔夹层附近和切叠型砂体成为复合河道砂体内部剩余油的主控因素。     

高含水油田剩余油分布研究

萨北开发区经过46年的注水开发,目前已进入特高含水开发后期。选取萨北开发区中具有代表性的试验区块进行研究,为下一步开发调整提供依据。研究结果表明:试验区目前井网的适应性差,层间干扰严重,注采关系复杂,不利于有效地开展注采控制。在严格的历史拟合基础上,应用数值模拟方法,最终提出了目前试验区块实际剩余油饱和度图,为下一步油田开发提供了可靠依据。     

渤海特高含水期油田剩余油分布规律及挖潜策略

油田进入特高含水期后,受储层韵律性、平面非均质性、断层边界及纵向夹层等影响,油层水淹规律及剩余油分布十分复杂。为进一步提高油田采收率,结合新钻井水淹层测井解释成果、密闭取心、生产动态及油藏数值模拟等资料,对渤海Q油田水淹特征和剩余油分布规律进行深入研究,并提出相应的调整井挖潜策略。认为油层底部、井点附近及边水油藏注采主流线水淹严重,油层中上部、井间区域、遮挡带附近和底水油藏边部水淹较弱或未水淹,纵向上井间区域水淹层占比为8%～65%,平面上生产井有效动用半径为70～150 m。提出利用水平井进行井间加密、边部完善井网、垂向穿夹层动用屋檐油及井网调整等挖潜策略。结果表明:利用水平井挖潜特高含水期剩余油,可有效改善开发效果,提高油田采收率,并为海上类似油田的调整挖潜提供借鉴。     

喇萨杏油田特高含水期最低允许流压界限研究

针对喇萨杏油田特高含水期注水开发的特点,将注水系统、油藏系统和采油系统作为一个整体,结合注采平衡原理,给出了给定注水压力条件下最低允许流压的经验公式。应用该公式,结合注水井吸水能力及采油井产液能力的变化规律,可对不同注水压力、不同地层压力保持水平及不同含水率时的最低允许流压进行测算,为油田开发调整和规划编制提供依据。研究表明,最低允许流压随含水率升高而降低的传统认识只是一个特例,其变化规律还与注采能力、油水井数比等有关。对喇萨杏油田SZ开发区来说,为满足特高含水期的提液要求,须通过注采系统调整进一步降低油水井数比,增加注水井注水量。过度降低采油井井底流压将导致地层压力下降,影响最终水驱开发效果。提出的最低允许流压经验公式形式简单,参数易于收集,对特高含水期开发调整政策的制定具有很好的指导意义。     

水下分流河道砂体中夹层的识别及定量分析--以靖安油田盘古梁长6油层为例

目的利用测井曲线资料识别水下分流河道砂体中的夹层。方法以靖安油田盘古梁长6油层为例,通过观察分析岩心及对水下分流河道储层砂体夹层在自然电位、自然伽马、声波时差、微电极等电测曲线的精确读值,进行岩性特征和电性数值拟合。结果建立了盘古梁长6油层砂体中泥质、钙质夹层的测井曲线定量识别模型。结论经实际应用,该夹层识别模型对划分盘古梁长6油层砂体中夹层时可操作性较强,应用效果良好。     

辫状河储层内部建筑结构及剩余油分布研究

储层内部建筑结构是影响开发效果的决定性因素,对剩余油分布具有控制作用。基于河流相建筑结构分析理论,在辫状河沉积模式指导下,采用层次分析法,从开发角度对砂体内部结构进行精细解剖,识别和确定出辫状河道、心滩坝、废弃河道和落淤层等结构要素,弄清各级次、各期次结构要素的接触关系,完成辫状河储层内部结构的精细表征;基于内部结构表征成果,结合不同时期水淹层测井解释结果和生产动态资料,恢复不同开发调整时期的水淹特征,动态表征辫状河储层内部结构控制下的水淹过程,并依据小井距密闭取芯井精细水洗结果验证,总结不同储层结构控制下的剩余油分布模式。结果表明,辫状河储层整体以高含水为主,水淹呈不均匀立体式、随机式特征,不具有分段水淹的特点,未水淹部位分布非常零散,局部物性变差部位、落淤层和低渗屏障遮挡部位直接控制了剩余油的分布。     

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 .     

大港油田埕海一区馆陶组剩余油分布规律研究

大港油田埕海一区馆陶组为构造砂岩底水油藏,储层发育受辫状河道控制,内部发育多条小断层和隔层。开发过程中底水锥进严重,使得井间分布大量剩余油。通过油藏精细地质模型和油藏数值模拟,准确描述剩余油的分布规律,部署了调整井,预测了开发效果。     

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。     

南海B油田夹层特征及其对剩余油分布影响

为有效指导油田高含水阶段剩余油挖潜,综合运用岩芯、测井、地震和生产动态等资料,开展夹层成因与展布特征研究,及其对剩余油分布影响研究。结果表明,油田夹层可分为泥质夹层、钙质夹层和物性夹层3种类型,建立了夹层测井识别标准;平面上夹层可分为零星发育式、局部连片发育式和全区发育式3种类型,建立了各类型夹层平面分布标准;垂向上均质储层内部多发育单一类型夹层,非均质性较强储层内部多发育复合类型夹层;并分析了不同类型夹层对剩余油分布影响,其中,局部连片夹层和全区发育夹层下部剩余油相对富集,是油田开发后期挖潜重要方向。     

别古庄油田京11断块剩余油分布研究

别古庄油田京１１断块自１９７９年正式投入开发以来,经过３次层系细分和几次井网加密,截止到１９９６年６月,油田已开发了１７年,注采井总数已达１８０余口,已形成了五套层系（Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ（Ⅴ）、Ⅵ）五套井网开发的局面,油田的综合含水已达７３．２％,油田保持高产、稳产的难度愈来愈大．因此,本文应用黑油模型对别古庄油田京１１断块１７年的开发历史进行了精细历史拟合,得到了２２个小层的剩余油饱和度分布图和影响剩余油饱和度分布的诸因素,为保持京１１断块的高产稳产提供了可靠依据．     

多种技术在厚油层剩余油精细研究中的集成应用

在地震属性预测砂体约束条件下,利用老油田丰富的钻井、取心、测井、试油试采及多年的生产动态数据,对Ⅳ2层沉积结构再认识,纵向上细分流动单元,平面上划分沉积微相,修正原来的窜层现象,运用陀螺资料开展顶面微构造认识,建立油藏精细地质模型．在合理劈分油水数据的基础上,利用Eclipse油藏模拟软件定量研究剩余油分布,再结合生产动态进行修正,从而提高剩余油认识深度．结果表明：高含水期厚油层仍有较大潜力,可分区分类采取井网调整、提液、改变液流方向等综合调整,预计采收率可提高54．个百分点．     

胜坨油田二区三角洲砂岩油藏剩余油形成的影响因素分析

胜坨油田二区三角洲砂岩油藏剩余油形成的影响因素是多方面的。研究表明,宏观影响因素主要有7种,其中有4种因素影响较大。侧缘微相带由于注水状况差,易于形成剩余油;小鼻状微型构造高部位剩余油相对富集,且向上驱油对油井生产有利;靠近断层的地带封闭性好,剩余油相对富集;注水井网不完善易于形成相对富集的平面剩余油潜力区。微观影响因素主要来自孔隙结构的非均质性、原油性质和注水压差,剩余油主要是在多孔隙网络体系条件下形成,其形态多以油珠、油丝、小油块和孤岛状分布。剩余油形成过程中,宏观因素对微观因素有4个方面的控制作用,它们决定油层孔喉结构及润湿性,提供水驱油动力,控制水驱油过程,影响水驱油的速度。此研究结果有助于研究区的剩余油挖潜。     

新民油田高含水期剩余油分布特征及控制因素分析

新民油田目前已经处入高含水开发后期,油水关系复杂,注采矛盾显著,采收率大幅降低,亟待开展精细剩余油分布规律研究。以新民油田民1区块扶余油层为研究对象,基于单砂体精细刻画工作,利用三维地质建模-油藏数值模拟一体化技术开展单砂体层次的剩余油分布研究,进而分析剩余油分布的控制因素。结果表明:剩余油分布特征体现在层间差异、层内差异和平面差异等方面;沉积微相、沉积韵律、单砂体叠置关系、废弃河道遮挡、断层封闭及注采井网不完善等因素单一或组合控制剩余油的分布;层间差异主要受沉积微相控制,层内差异主要受沉积韵律等因素控制,平面差异受控于单砂体叠置关系、废弃河道遮挡、断层封闭及注采井网不完善等因素。