应用示踪剂监测技术评价油藏井组动态变化

油藏连通性研究是油气藏评价的重要内容,也是制订油田开发方案的重要依据。随着油藏的不断开发,油藏参数已经发生了很大变化,原始的静态参数已经不能准确反映地层性质。本项目应用示踪剂监测技术评价注水开发油藏井间动态连通性、注入水流动方向,以及油藏剩余油分布规律,同时对监测结果应用最先进的综合解释技术进行数值模拟分析,得出了储层井间连通状况,物性分布特征等参数,为油藏的注采调整提供了重要的依据。     

分层示踪剂测试技术在合采合注油藏开发中的应用

针对单一示踪剂测试技术存在的只能计算出水淹层的厚度、渗透率及孔道半径等地层参数,而不能对剩余油定量化研究做出精确计算,以及复杂断块油藏层系多的特点,采用微量物质水相示踪剂测试技术,考虑油水两相的油组份、水组份、分配性示踪剂、非分配性示踪剂等4个组份,建立两相4组份数学模型,然后采用黑油模型中的隐压显饱法来求解分小层压力和剩余油饱和度;通过增加示踪剂的类型,实施分层注水测试和多向受效的监测,建立油藏地质模型,利用数值法求解油藏各层压力和流线分布,最终定量描述剩余油的分布规律.通过在辛68-66井组现场应用取得了很好的效果,说明这种方法简单实用,解释精度较高,具有较高的推广价值.     

井间示踪剂测试剩余油饱和度分布技术在卫95块的应用

通过对示踪剂产出曲线的数值分析,即可求得任意时刻的剩余油饱和度分布,从而对油藏进行精细描述,为油田开发生产提供指导。卫９５块油田是一个极复杂的断块油田,经过十几年的注水开发,层间矛盾越来越突出,水驱动用程度低,油藏中剩余油潜力大,应用井间示踪剂测试技术的目的就在于摸清卫９５－１２７井组地下剩余油的大小及分布状况,从而确定挖潜的主攻方向。结果表明,低渗层剩余油饱和度较高,主要集中在井组西部,大小为５     

高含水期油田剩余油分布研究

对高含水期油田剩余油分布进行研究是油藏晚期开发工作的重要内容,本文从高含水期油藏的渗流特点出发,充分利用试井技术能求取地层径向渗流参数的特点,结合油藏工程学有关原理,提出了研究剩余油分布的新方法,并在双河油田437块进行了精心的试井方案设计、组织实施及油水井试井资料的精细解释,研究了该区块的剩余油分布情况,结果表明,剩余油富集带位于井间一定区域。通过本课题的研究工作,得到了对于高含水开发后期井间剩余油分布规律的新认识,对老油田调整挖潜和三次采油具有重要意义。     

井间示踪监测确定水驱油藏剩余油饱和度技术应用

长期注水开发的老油田,由于主力砂体非均质性严重、水淹程度高、剩余油分散,常规方法难以预测和评价井间高渗通道和剩余油饱和度的分布,因此开展了以示踪剂井间监测为主,与油藏数值模拟有机结合确定井间剩余油饱和度综合评价技术.阐述了井间示踪监测确定水驱油藏剩余油饱和度技术方法原理,以及这项技术在港西三区二断块注水井组的应用,并根据测试结果进行了注水井调剖、油井提液和打调整井等措施.综合调整后的生产动态表明,示踪剂测试结果和调整井测井结果及动态特征吻合,各项措施均取得明显效果,为老油田开发中后期应用井间示踪监测技术,指导三次采油的综合调整找出了一条新路.     

应用同位素示踪技术研究油藏剩余油分布规律——以玉门老君庙油田M油藏为例

我国最早采用现代技术开采和最早注水开发的玉门老君庙油田，在67年的开发历史中先后采用测井、油藏工程、岩心、数值模拟、水矿化度分析等方法，研究不同开发时期的剩余油分布规律。这些方法各有特点，同时又存在各自的局限性。而同位素示踪技术对注水开发过程中的油水分布关系和剩余油研究针对性更强，其原理为：对注水井注入两种同位素示踪剂，根据对应油井产出示踪剂质量浓度曲线形态的变化，以及两种示踪剂峰值质量浓度产出的时间差，以色谱分离理论与对流扩散理论为基础，应用示踪剂解释软件，进行注采对应关系分析、储集层非均质性参数确定和剩余油饱和度研究。同位素示踪技术在老君庙油田M油藏4252井组的应用，为老油田后期注水开发剩余油研究提供了一种简捷直观的有效方法。     

老油田聚合物驱后剩余油分布规律及提高采收率对策研究——以北大港油田开发区明Ⅲ_2油组为例

大港油田大部分油藏已进入注水开发后期,油藏递减和含水上升难以控制,注采关系有待改善。为了提高地下原油采收率,应用油藏精细描述技术,对油藏动静态特征进行了准确认识,重建地质模型。针对油藏高含水期水淹水窜特征,采用聚合物驱三次采油技术手段,1986年在注采井网完善、构造简单、油层单一且连通性好、高含水期的××油藏开展了聚合物驱三次采油实验,提高原油采收率9%。并根据××油藏聚合物驱油的实际情况,通过聚合物驱油动态监测、示踪剂跟踪分析、聚合物驱油后密闭取心井岩心剩余油分布、水洗规律等特征综合研究,重新认识了该油藏实施聚合物驱后剩余油分布特征,为油藏进一步调整挖潜提供了依据,形成了一套老油田聚合物驱油后剩余油分布规律研究方法和进一步提高采收率的挖潜对策。     

聚驱井示踪剂确定剩余油饱和度的数学模型

运用并间示踪剂监测原理,在水驱井间示踪剂确定剩余油饱和度数学模型的基础上,充分考虑了聚合物对示踪剂产出曲线监测的影响,建立了聚驱井示踪剂确定剩余油饱和度的数学模型,研制出聚驱井示踪资料解释的数值模拟软件,并成功应用于大庆油田北1-6井.该软件可使从示踪剂测试中获得信息的准确性大为增加,适用于二次采油、三次采油期间聚驱井地下示踪剂的矿场试验解释.     

利用单井控制储量研究非均质油藏剩余油分布特征

针对G油田XX井区非均质油藏参数变化难于适应剩余油分布富集描述的问题,利用单井控制计算储量,将油层有效厚度、物性和原油性质接近的油砂层控制在一个单井计算单元内,考虑非均质油砂层参数平面和纵向上的差异及其油气采出量,计算出了各油砂层单井控制地质储量、技术可采储量和剩余可采储量。利用单井控制可采储量,分析单井剩余可采储量和剩余油分布图表,阐明了剩余油平面和剖面分布富集井区、层位及其相应位置和形态,提供了目的层段剩余油挖潜规模、范围及其具体井位和富集量,为剩余油挖潜和高效开发指明了方向。     

低渗透油藏高含水期技术极限井距计算方法

低渗透油藏开发到高含水期阶段,钻加密井和调整井距是挖潜剩余油、提高原油采收率的重要措施。技术极限井距是挖潜剩余油的一个重要指标。针对低渗透油藏存在启动压力梯度的特征,以油水两相稳定渗流理论为基础,通过引入视粘度和拟势的概念,采用势的叠加原理推导建立了低渗透油藏技术极限井距计算公式,并以实际油藏参数为例,分析了储层渗透率、含水饱和度和注采压差等技术极限井距的影响因素。结果表明,技术极限井距随着储层渗透率、含水饱和度和注采压差的增加而增大。将计算结果应用到实际油藏井网部署中,储层物性较好、剩余油饱和度较低的区域,技术极限井距最大约为350 m;储层物性较差、剩余油饱和度较高的区域,技术极限井距最小约为250 m。调整后的井网对剩余可采储量的控制能力增强,预测提高采收率4.1%。