特高含水期马20断块剩余油分布的数值模拟

兴隆台油田马20断块兴隆台层组构造复杂,开发历史长,作业措施频繁,已进入特高含水开发阶段,剩余油分布状况异常复杂.为解决此难点,采取了优选主力目标层,精细储量复算,优化网格,建立精细地质模型,岩石流体物性控制,精细动态数据控制,精细历史拟合等数值模拟研究技术措施,建立了各小层砂体剩余油饱和度等值图,定量分析了平面、纵向的水淹状况和剩余油分布规律,探索出针对特高含水期老油田不同剩余油潜力区分布特点进行可行性挖潜对策调整模式.     

王102断块剩余油分布规律及挖潜方式研究

复杂断块油藏剩余油在平面、层间、层内的分布异常复杂，本工作综合应用油藏动态综合分析法、小层沉积微相法、油藏数值模拟等方法，从剩余油控制因素分析入手，对王102断块剩余油分布进行了研究，得出剩余油主要分布在局部构造高部位、断层附近、井间滞流区；并针对高含水期剩余油分布特点，提出利用侧钻、打新井等多种工艺措施手段挖掘剩余油潜力。区块开发取得了较好的开发效果，采收率提高3．6％，增加可采储量21万吨。     

牛16断块"双高期"油藏剩余油分布及挖潜对策研究

牛16断块经过长期高速开发和多次调整，剩余油分布较为复杂。本次结合油藏特征及开发现状，从沉积微相研究入手，开展剩余油分布规律研究，确定各单砂体剩余油富集区。通过综合挖潜工作，原油产量保持稳定，综合含水有所下降，采收率得到提高。     

苏北断块油藏高含水期剩余油分布及挖潜技术

一、剩余油研究方法 目前苏北油区多数油田陆续进入高含水开发期,针对小断块油田特点及开采现状,近年来在剩余油分布规律研究方面做了大量研究工作．逐步形成了一套适合苏北小断块油藏剩余油判识方法和技术,目前较为成熟的技术主要有：精细油藏地质建模技术、地质综合分析法、油藏数值模拟技术、饱和度监测技术、CO２混相驱及室内微观水驱油实验技术等。     

江苏复杂小断块高含水期剩余油分布规律及挖潜技术

对剩余油研究方法进行了总结，进而从剩余油的影响因素出发，研究了剩余油在平面、层间和层内三个方面的分布规律，提出了适合江苏复杂小断块高含水期剩余油挖潜的技术系列，实施后提高了复杂小断块高含水油藏的开发水平，取得了较好经济效益。     

王集油田剩余油分布规律及挖潜策略研究

王集油田为复杂断块油藏,受断块构造格局制约,注采井网完善程度低,并且储层非均质性严重,开发过程中平面调整难度大,致使王集油田处于低水驱控制程度、低采出程度、低采液速度、低采油速度。为改善开发效果,进行了剩余油分布规律研究,并提出了相应的剩余油挖潜策略,取得了较好的开发效果。     

Z2断块水淹特征及剩余油分布规律研究

恐断块为中低渗油藏，早期实施注水开发，目前已处于中高含水期。在对其水驱开发特征进行研究的基础上，利用动态测试、水淹层测井解释及数值模拟结果，详细研究了该断块的水淹特征及剩余油分布规律，为油田调整挖潜提供了地质依据。     

复杂断块油藏剩余油分布及配套挖潜对策

复杂断块油藏开发后期剩余油分散而难以识别，且其分布受多种因素的控制。在大港油区的港东开发区，根据以纵向1118个时间地层单元为对象的精细油藏描述，提出3类剩余油潜力：①已动用油层，即断层与微构造控制、注采井网不完善、层间非均质性、平面低渗透相带、层内渗流屏障、注采滞留区、边底水锥进等因素形成的剩余油；②新层，即以往未发现的低电阻油层和新发现油砂体；③滚动扩边。在潜力认识的基础上，以单砂体或流动单元为挖潜调整对象，在潜力富集区钻新井、更新井，改变非主力层的驱动方式，重组层系、井网，改变液流方向和间歇注水，并对潜力区配套实施补层、提液、压裂防砂、重复射孔、深度调剖等措施。港东开发区复杂断块油藏实施配套挖潜措施后，提高了高含水期的开发效益与水平。图1参17     

复杂断块油藏高含水期剩余油分布规律研究

对于复杂断块油藏注水开发后期,剩余油分布规律刻画难度大,如何寻找剩余油甜点区成为提高水驱采收率关键。以H区块为例,在分析不同韵律性储层水淹特征基础上,开展剩余油分布特征研究,剩余油主要分布在生产井间、断层附近剩余油富集以及正韵律和渗透率极差小的反韵律厚油层顶部,并对不同类型剩余油制定合理的挖潜对策,包括实施加密井、老井侧钻及厚层顶部部署水平井等,现场部署实施各类井23口,日注水量增加440方,日产油量最高增加170t,采油速度提高0.28%,阶段累增油5.7万t,预计可提高水驱采收率5%,实现水驱控制储量有效动用。     

断块油藏剩余油挖潜技术研究及实施效果

经过40多年开发历程,X区块开发中存在底水锥进严重、油井套损严重等问题,影响区块开发效果,为此在对区块剩余油潜力评价基础上,优选老井侧钻技术进行剩余油挖潜,取得较好效果,共实施10井次,阶段累产油3.5万吨,提高采收率0.46%,在低油价下实现降本增效目的,下步计划继续对12口套损井实施侧钻,预计增加可采储量6.2万吨。     

剩余油分布及其挖潜研究综述

介绍了国内外剩余油分布的研究现状，从微观规模和宏观规模2个角度对剩余油研究技术进行了综述，微观规模常用的研究技术主要有物理模拟、计算机模拟等，宏观研究常用技术有测井解释、三维地震、流动单元划分等。认为不同的地质环境和开发方式会导致不同的剩余油分布模式，不同油田、不同区块分布模式不同。影响剩余油分布的主要因素中，储层因素是内在的，开发因素是外在的。概括介绍了我国部分油田剩余油挖潜的一些常用技术，认为应主要从改善储层非均质性的地质角度和调整注采状况的开发角度入手，采用动态、静态结合和多学科结合的方法挖潜剩余油。     

缝洞型油藏剩余油分布预测及挖潜技术对策

塔河油田缝洞型油藏非均质性强,油井开发递减较快,油藏采收率较低.在缝洞型油藏地质特征和开发特征分析的基础上,提出在缝洞单元内部划分单井流动单元的概念,同时结合油藏开发方式,在地质认识上对剩余油富集区进行预测.物性相对较差能量相对较弱局部充填封隔部位,水淹部位侧翼和局部构造高位置,注水开发后油藏中低效替油部位,水驱死角区域以及各个单井流动单元之间连通程度较差部位是剩余油富集区.这些剩余油的开采,对于供液能力和能量下降油井,注水采油和可控性大型压裂仍是有效手段;针对水淹井或者初期注水失效井,实施排水采油或者水力扩容技术;注入N₂或CO₂是进行三次采油的经济且有效手段;部署侧钻和加密井可精确挖潜剩余油.     

河31断块特高含水期剩余油挖潜措施

为了进一步提高河31断块的采收率，从精细油藏描述入手，开展了特高含水期剩余油分布规律及挖潜对策研究。应用定向斜井及侧钻井技术、水动力学方法等进行调整挖潜。经矿场实施后，水驱开发效果得到了明显的改善, 采收率由42．2％提高到45．98％。实践证明侧钻井、定向井、水动力学方法是复杂断块挖潜的有效方法。     

法哈牛油田法21断块剩余油分布规律研究

在注水开发油藏中,当油藏达到高含水期时,确定剩余可采储量是油藏经营管理决策的重要依据.本文针对法21断块10多年生产过程中暴露出的开采矛盾,在分析其地质特征和开发特点的基础上,建立了该断块的地质模型,应用CMG油藏数值模拟软件的IMEX模拟器对该断块进行水驱历史拟合,从定性认识到定量分析,对各小层剩余油分布状况进行准确描述,对剩余油的影响因素进行了分析,对该断块开发调整提出了指导性建议.     

复杂断块油藏不同开采阶段井网调整与挖潜措施

文中油田是中原油区中部的一个典型复杂断块油田。针对其特点,在不同的开采阶段采取了不同的井网调整和挖潜措施。阐述了开发初期基础井网部署与实施,开发中期细分层与加密调整,开发后期井网重组与局部调整及现阶段三次采油试验的具体做法,成功地提高了采收率,且实施效果显著。     

双河油田江河区高含水期剩余油分布特征及挖潜对策

根据双河油田江河老区的构造特征及开发现状,系统分析了高含水期剩余油分布特征,并对该区的增储潜力做了系统分析,提出了多种挖潜对策。利用这些技术,在双河油田连续多年不断获得新的发现,并取得了明显效果。     

多层系油藏剩余油分布的精细数值模拟技术

针对东辛油田营8块沙河街组地质构造复杂，开发历史长，合采合注井多，作业措施频繁，已进入特高含水期待特点与难点，采取了优选主力目标层，精细储量复算，优选模型区，优化网格，三维角点地质建模，分层系岩石流体物性控制，精细动态生产数据控制和精细历史拟合等数值模拟研究技术措施，分析了老区断块油藏特高含水期平面、纵向水淹状况和剩余油分布规律，确定了影响剩余油分布的主要因素，提出了剩余油挖潜的可行措施。     

高浅南区复杂小断块油藏特高含水期剩余油分布规律研究

冀东油田高浅南区复杂小断块油藏特高含水期剩余油分布规律极其复杂,为提高开发效果,通过综合研究油水井在钻井、试油及生产过程中所录取的各项资料,采用动态分析法和常规水淹层解释法分析了其剩余油分布规律,结果表明,非主力层水淹程度相对较低,剩余油相对富集;平面上剩余油主要分布在油藏构造高部位、断层夹角含油区域、物性变化带、边水油藏水淹路径之间的滞留区、井网控制程度低以及井网控制和注采系统不完善的地区;构造、沉积微相、储层非均质性、水淹路径、大孔道及物性变化带、注采井网的完善程度是控制剩余油分布的主要因素。