严重非均质油藏高含水期剩余油分布研究进展

目前，我国东部大多数油田在经过长期注水开发后己进入高－特高含水采油阶段，但油藏内仍然有约５０％的可采储量，它们的分布日趋分散、复杂，开采难度越来越大，其中一个最主要的原因是油藏（或储层）的严重非均质性，文章对国内外剩余油分布状况进行了详细分析。针对我国东部老油田的开发现状，从开发地质的角度出发，详细论述了严重非均质油藏剩余油分布及其动态预测的研究内容和方法，并指出了相应的研究思路和技术关键。重建适合开发后期的具有预测功能的储层地质模型，对稳定东部，改善油田开发效果，提高油田最终采收率具有重大的意义。     

孤南131断块油藏高含水后期剩余油控潜

为提高孤南131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24．8％提高到29．0％．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。     

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。     

严重非均质油藏高含水期剩余油分布研究进展

目前，我国东部大多数油田在经过长期注水开发后已进入同－特高含水采油阶段，但油藏内仍然有约５０％的可采储量，它们的分布日趋分散，复杂，开采难度越来越大，其中一个最主要的原因是油藏的严重非均质性。文章对国内外剩余油分布状况进行了详细分析，针对我国东部老油田的开发现状，从开发地质的角度出发，详细论述了严重非均质油藏剩余油分布及其动态预测的研究内容和方法，并指出了相应的研究思路和技术关键。     

复杂断块油藏高含水期挖潜技术

东辛油田中部是一个复杂断块油藏,在经历了近40年开发后,目前已进入高含水开发阶段,储层丰度变差,剩余油分布零散等矛盾日渐突出,油藏稳产难度越来越大,针对复杂断块油藏高含水期的开发特征及存在的开发矛盾,提出了九种挖潜稳产技术,现场生产实践证明,它对于减缓老区递减,实现断块油藏高含水期稳产效果显著.     

基于J函数的低饱和油藏数值模拟及水平井含水模式研究

针对北部湾A油田低饱和油藏开发过程中水平井投产初期含水复杂问题,根据单井动静态特征细分含水类型,利用油藏数值模拟方法探讨低饱和油藏水平井投产初期见水特征及形成机理,确定低饱和油藏水平井含水上升模式。结果表明,北部湾A油田低饱和油藏水平井具有3种含水上升类型,即一般型、先升后降再升型、初期突升-平稳型,油藏产水包括边水、底水及储层可动水;利用J函数法成功解决了异常含水上升规律的拟合难题。在油藏数值模拟的基础上,确定了低饱和油藏中水平井含水上升模式,即边水推进型、可动水产出型和底水脊进型。     

砂砾岩油藏特高含水期储层参数变化规律

以典型的砂砾岩油藏—双河油田为例,运用特高含水期油井密闭取芯、长岩心水驱油实验等室内实验资料,对油层水淹状况变化规律、物性参数变化规律孔隙结构参数变化规律、储层渗流特征变化规律等进行了分析研究;结果发现,随着储层水淹程度加剧,储层物性参数、孔隙结构参数与渗流特征均发生了根本变化,由此认为,油田开发后期调整挖潜对策应相应变化。     

葡萄花油田高含水期开发技术政策界限研究

通过对低渗透窄小砂体油田目前面临的开发形势的分析 ,针对油田存在的主要问题 ,运用油藏工程方法、数理统计学方法及数值模拟方法 ,对油田在高含水期的主要开采技术政策界限进行分析 ,确定了主要开发指标的合理政策界限 ,分析预测了在“十五”期间的变化趋势 ,为油田发展的决策提供科学的依据     

高含水期利用指进现象调整油藏注采结构

注水开发油藏时,储层各小层之间的物性差异会引起水驱前缘的不均匀推进,即形成指进现象。储层渗透率差异、油水黏度差异和储层倾角等都会影响指进的程度。储层渗透率差异和油水黏度差异的增加会加剧孔道内油水流动速度的差异,进而加剧指进现象;而储层倾角的增大则使水驱前缘的含水饱和度增大,移动距离变小,有利于削弱指进现象。在油藏高含水阶段,指进现象十分明显,会严重影响油田水驱的开发效果。通过对指进现象的研究,分析形成指进现象的原因,进而利用指进现象调整油田开发的注采结构模式,为改善高含水期水驱油藏的开发效果提供理论指导。通过实验,进行注采结构调整时,采收率提高2.97%,说明利用指进现象调整油田开发的注采结构模式具有可行性。     

ZJ4油藏水驱开发效果评价

ZJ4油田1995年开始投入开发以来,已经累积产油2.4603×104t,目前采出程度9.88%,综合含水66%。本文通过含水率上升率评价、存水率动态、水驱指数变化特征评价、水驱储量控制程度分析、油藏注水量评价等手段,对该油田进行开发效果评价,总结油田开发过程中存在的主要问题和经验,为油田在高含水期挖潜提供依据。     

低渗透复杂断块油藏高含水期稳产技术研究

百49油藏属典型的低渗透复杂断块油藏,地层倾角较大,开发难度大,含水上升快,目前已进入高含水期。针对影响油田开发生产的不利因素,充分利用新理论、新技术、新方法,油藏先后经历了压裂、酸化、补孔以及注水等措施,在高含水期实施了大修扶躺、封堵换层、周期注水等措施。现场实践取得了较好的效果,对油田增产、稳产发挥了较大作用。实现了低渗透复杂断块油藏高含水期的增储上产,有效控制了含水上升率,增加了可采储量,改善了油田开发效果。对其它同类低渗复杂断块油藏高含水期开发具有一定的借鉴作用。     

高含水油藏“二三结合”关键技术研究进展

中国陆上老油田大多数已经进入高含水期,面临迫近经济极限产量的危机,亟需转变传统开发模式。在汲取二次开发“重构地下认识体系,重建井网结构,重组地面工艺流程”,即三大重构的成功开发理念与经验的基础上,“二三结合”开发理念应运而生。“二三结合”是指将二次开发精细水驱采油与三次采油层系井网协同优化部署,立足当前水驱方式精细挖潜,适时转入三次采油,追求精细水驱与三次采油衔接最优化、各类油层转换有序化,实现总体采收率最大化和经济效益的最优化。以“二三结合”开发理念作指导,条件各异类型多样的不同油藏,具有相对应的开发模式,既有针对性也有普遍性。“二三结合”技术主要在于油藏适应性评价,立体井网层系重构,以及转化时机技术的研究。高含水油藏“二三结合”关键技术,为油田实现经济有效开发提供有力技术支撑。     

力学所攻克底水油藏开发中关键技术难题

中国科学院网2007年1月11日报道底水油藏在国内外各油田中具有普遍性,我国的华北油田、渤海油田、新疆塔河油田、塔里木油田等均存在大量的底水油藏,然而底水油藏的开发是目前世界范围内油田开发中的难题之一。近日,中国科学院力学研究所针对底水疏松砂岩油藏的开发提出梯级筛管水平井及     

深水浊积砂岩油田开发指标预测新方法:以尼日尔三角洲盆地Akpo油田为例

深水浊积砂岩油田开发成本高,调整空间小,风险及不确定性大,开发指标预测对于深水油田的开发决策至关重要。以西非尼日尔三角洲盆地Akpo油田为研究对象,利用该油田丰富的地震、地质及生产动态资料,综合考虑沉积相、砂体叠置关系、储层连通程度及储层非均质性等因素的影响对该油田生产井展开分类研究,结合油藏工程理论建立考虑储层因素的生产井含水上升及产量递减规律定量预测方法。结果表明:①深水浊积砂岩油田储层构型复杂,生产井动态规律差异明显,储层特征是影响生产动态规律的关键因素;②所建立的方法首次将深水浊积油田储层研究与生产动态规律相结合,预测精度高,现场适用性强;③研究思路与工作流程对其他油田具有很好的指导意义,为海外深水油田开发提供技术支持。     

常规砂岩稠油油藏开发技术应用及成效

M油田是典型的常规砂岩稠油油藏,油层物性好,平均孔隙度31%,平均空气渗透率1475×10-3μm2;原油性质较差,平均地面原油密度0.9536g/cm3,平均脱气原油粘度(50℃)为706mPa.s,地下原油粘度为102.26mPa.s。针对高渗砂岩稠油油藏开发的主要影响因素,该油田在不同开发阶段采取了相应的技术措施,取得了良好的开发效果,油藏水驱采收率可达37.1%。从采油速度、稳产年限、采收率等油藏开发主要指标分析,M油田接近或好于国内同类型稠油油藏开发水平。其做法及经验可供同类型油藏开发参考借鉴。     

低渗透油田超前注水技术研究

随着越来越多的低渗透油藏投入开发,超前注水技术在我国很多油田得到了广泛应用。根据低渗透油藏的开发特点,在总结各油田超前注水的经验和认识的基础上,对超前注水技术开发低渗透油藏的渗流特征、开发机理以及如何确定技术参数等进行了阐述。研究及实践表明通过实施超前注水技术,在低压、低渗透油藏开发中能取得较好的开发效果,对此类油田的开发具有一定的指导和借鉴意义。     

高含水疏松砂岩油藏聚驱后活性高分子驱方案优化研究

国内某高孔、高渗、中高粘度的疏松砂岩亲水油藏,在经历了弹性驱动、水驱及聚驱的开采方式后,目前已经进入高含水、高采出程度开发阶段,剩余油分布零散,采油速度低。研究表明活性高分子体系在相同条件下比聚合物驱提高采收率幅度大,因此在该区聚驱开发效果明显的基础上,进一步开展活性高分子驱开发方案优化设计研究。在活性聚合物驱油藏室内物理模拟试验和数值模拟研究的基础上,考虑主要技术、经济指标综合影响,基于模糊综合评判原理和正交设计方法,对活性高分子驱开发进行了优化设计,进而确定出最佳的注采参数。通过研究,总结出一套高含水和高采出程度油藏后续提高采收率注采方案优选方法,为该油田乃至其他类似油田经济有效的开发提供有益借鉴。     

低渗透油藏暂堵酸化工艺技术研究及应用

油房庄油田属典型的低渗透油藏,储层非均质性严重,层间渗透率变异系数较大。针对油井酸化措施后,出现在增油的同时油井含水大幅度上升的问题,提出了暂堵酸化工艺技术,通过现场试验及应用,取得了较好的控水增油效果,丰富了低渗透油藏油井酸化工艺技术,对于开发低渗透油田,延长油田低含水采油期,具有重要意义。     

低阻低饱和油藏早期见水机理探讨

WZA油田为低阻低饱和油藏,和常规油藏对比有不同见水特征。从成藏机理着手,分析油气成藏时浮力和毛管附加力的关系,结合密闭取芯实验,提出低阻层“复合油水藏”模式。研究认为WZA油田构造幅度低,地层倾角小,储层孔喉较细,油水密度差小,成藏时毛管附加力作为阻力起主导作用,影响油气充注,较细孔喉存在“可动原生水”。在开发早期时“可动原生水”快速进入油井导致含水率迅速升高,最终稳定时的含水率取决于初始平均含水饱和度。“复合油水藏“模式对正确认识低阻油藏和含水规律具有重要意义。     

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。