非均质复杂断块油藏沉积微相研究及应用

桥口油田位于东濮凹陷的中部，属典型的非均质复杂断块油藏，由于油藏主力高渗层见效水淹，低渗层水驱动用难度大，使得综合含水急剧上升，年产油量大幅度减少．根据沉积微相与储层岩性、物性及与剩余油分布关系的研究，采取开发对策，对有利的河道微相带(T)部署调整井挖掘水动力滞流区剩余油．对储层物性较差的河间砂及远砂微相带(Q，Y)剩余油相对富集的部分干层、未解层、油水层重新认识，从中优选后进行挖潜．对微相过渡带，引入“隔相注水”模式，提高了低渗层水驱动用程度，减缓油田自然递减．开发实践证实：以沉积微相研究为基础，对非均质油藏实施分微相带系统开发，可以较好改善油藏开发效果；沉积微相研究是挖掘非均质复杂断块油藏层间潜力，实现开发层系由高渗层向低渗层转移的一种有效途径。     

特低渗透砂岩油藏剩余油分布的主控因素及有利区块评价

根据特低渗透砂岩油藏储量动用不均衡的特点,提出了采用动态生产指标来对生产区块进行标定和分类,并通过动、静态相结合的方法分析特低渗透油藏剩余油的主要控制因素,在此基础上,再利用模糊数学评判的方法进行定量分析,指出有利的挖潜区块.对胜利油区五号桩油田桩74块特低渗透砂岩油藏的动、静态特征分析表明,该油藏沉积微相、微型构造及储层非均质性是特低渗透油藏剩余油分布的主要控制因素.其中,沉积微相的控制作用最强,微型构造次之,非均质性控制作用最弱.在沉积微相中,中扇亚相的辫状水道微相是最有利的微相带,中扇水道侧缘微相具有一定的可采储量,但由于相带狭窄不利于后期调整加密;朵叶体微相的井网稀,具有一定的生产开发潜力;顶凸底凸型和顶底均为鼻状凸起型微构造组合模式,水淹程度弱,既是高产区也是剩余油富集区.渗透率变异系数为0.3～0.9的区域,剩余油相对富集.最后以5砂组为例,采用模糊数学方法并结合剩余油控制因素分析结果进行了剩余油定量评判,指出了有利区域,经检验取得了良好的效果.     

特低渗透砂岩油藏剩余油分布的主控因素及有利区块评价

根据特低渗透砂岩油藏储量动用不均衡的特点,提出了采用动态生产指标来对生产区块进行标定和分类,并通过动、静态相结合的方法分析特低渗透油藏剩余油的主要控制因素,在此基础上,再利用模糊数学评判的方法进行定量分析,指出有利的挖潜区块。对胜利油区五号桩油田桩74块特低渗透砂岩油藏的动、静态特征分析表明,该油藏沉积微相、微型构造及储层非均质性是特低渗透油藏剩余油分布的主要控制因素。其中,沉积微相的控制作用最强,微型构造次之,非均质性控制作用最弱。在沉积微相中,中扇亚相的辫状水道微相是最有利的微相带,中扇水道侧缘微相具有一定的可采储量,但由于相带狭窄不利于后期调整加密;朵叶体微相的井网稀,具有一定的生产开发潜力;顶凸底凸型和顶底均为鼻状凸起型微构造组合模式,水淹程度弱,既是高产区也是剩余油富集区。渗透率变异系数为0.3~0.9的区域,剩余油相对富集。最后以5砂组为例,采用模糊数学方法并结合剩余油控制因素分析结果进行了剩余油定量评判,指出了有利区域,经检验取得了良好的效果。     

滩坝相低渗透油藏储层非均质性与剩余油分布

综合运用岩心分析、测井、生产测试等静态和动态资料，从多层次、多角度逐级揭示了平方王油田沙四中滩坝沉积特点。从层内非均质、层间非均质、平面非均质这三类储层的宏观非均质性入手，探讨了滩坝相低渗透油藏储层宏观非均质性的地质特征及其对水驱油开发和剩余油形成、分布的控制作用。研究表明，层间非均质和层内非均质主要控制了油层的水淹层厚度及垂向的剩余油分布；平面非均质和层内非均质主要控制了油层的水淹面积和平面剩余油分布。     

濮城油田东区非均质地质的开发与调整措施

以濮城油田东区沙二下储层的沉积相、沉积微相和储层物性解释模型为基础 ,从微观、层内、层间、平面非均质四方面建立了储层分布与储层非均质性三维地质模型 ,并对开发生产调整措施的有效实施提出了建议。由于以上四方面的非均质性总体中等偏强 ,沉积微相的垂向分布、平面展布大小及砂体储油物性的平面变化对非均质性的控制极为明显 ,所以对于不同的沉积微相所对应剩余油量情况采用不同开采方式。对于层间非均质性大的层系 ,可采用有效封堵技术 ,或调整注采压力系统。对平面非均质性大的层系 ,在采用周期性注水或转向注水时对砂体的连续性考虑十分重要     

细分沉积微相研究剩余油分布规律

通过细分沉积微相,揭示出不同沉积微相砂体,其岩石组成、储层物性、沉积构造及非均质特征等各方面都存在明显的不同,这是造成储层非均质性的关键因素。兴隆台油田马19井区东营组油藏是典型的河流—沼泽沉积相,其中包含着多种沉积微相,使储集层结构非常复杂,通过对沉积微相的研究,了解了储层砂体的分布状况和油气集聚特点,明确了剩余油的分布规律,从而采取有效挖潜措施,为老油田的进一步挖潜、提高最终采收率奠定了基础。     

基于岩石物理相研究特低渗透油藏宏观剩余油分布

对于低渗、特低渗透储层,由于其所受沉积、成岩和构造等一系列作用的影响,致使该类油藏的储集性能和渗流结构存在较大的差异,储层具有较强的非均质性,剩余油分布异常复杂;而储层的非均质性在一定程度上控制着该类油藏的剩余油分布。因此,以延长东部某特低渗透非均质油藏长6_1~1油层为例,提出利用岩石物理相研究该类非均质油藏宏观剩余油的方法。通过建立岩石物理相定量综合评价指标体系,将储集层分为几种不同类别的岩石物理相。针对不同类别岩石物理相分别计算单井储量、标定技术采收率以及研究剩余可采储量分布。研究结果表明岩石物理相是控制该类油藏剩余油分布的基本单元,同种岩石物理相内剩余油的分布规律相似,从而阐明了有利的岩石物理相剩余油潜力分布的特点,实现了宏观剩余油的研究从笼统研究到精细化研究的转化,为油区后期剩余油的挖潜提供了可靠的地质依据。同时也为同类型的特低渗透非均质油藏剩余油潜力分布的研究提供了新颖的研究思路和方法。     

低渗透非均质油藏水驱波及规律三维流动实验*

储层的非均质性是影响低渗透油藏采收率的重要因素。通过自主设计的三维流动实验装置,结合现场取芯以及实际井组分布,对研究区块储层平面、纵向非均质性展开综合研究。针对多层油藏开采动用界限进行分析,研究水驱前缘、见水时间,并评价波及系数采油速度等开发指标。结果表明,纵向非均质性严重的多层油藏,各单层的动用条件是渗透率级差小于3,在高渗层与中渗层实施堵水措施后,低渗层采收率明显提高。对实验井组注水井周围水驱前缘进行预测,注水优势方向为南北主轴方向与东西主轴方向,经过1年的注水开发,井组中W1井首先见水,在随后的开发过程中,经过6年的时间前缘波及到W3、W4、W5井。实验区块岩心见水后采油指数迅速下降,高渗部分作用最为明显,实验结束后低渗部分波及系数平均仅为0.2左右,剩余油大量赋存。     

孤东油田七区中馆4-馆6砂层组储层非均质性及其对剩余油分布的控制作用

根据孤东油田七区中馆 4—馆 6砂层组河流相疏松砂岩储层特征 ,将储层参数、流体性质的非均质性与生产动态紧密结合 ,分析了储层非均质性对注水开发效果的影响以及对剩余油分布的控制作用。研究结果表明 ,孤东油田七区中馆 4—馆 6砂岩储层非均质性强 ,对剩余油的分布具有明显的控制作用。在平面上 ,非主力相带砂体边缘和废弃河道的砂体以及高渗向低渗的过渡带形成了剩余油饱和度相对高值区。在垂向上 ,非主力小层砂岩分布局限 ,储层物性差 ,油层厚度薄 ,尽管其剩余油饱和度相对较高 ,但其剩余油储量有限 ;相反 ,主力小层的剩余油饱和度相对较低 ,但可采剩余油储量较大。储层层内非均质性包括简单正韵律、复杂正韵律、均质韵律、反韵律和复合韵律 5种形式。其中简单正韵律和复杂正韵律层内剩余油较富集 ,前者主要富集在层序中上部 ,而后者在层序内较多层段富集剩余油。     

孤东油田七区中馆4-馆6砂层组储层非均质性及其对剩余油分布的控制作用

根据孤东油田七区中馆4-馆6砂层组河流相疏松砂岩储层特征,将储层参数、流体性质的非均质性与生产动态紧密结合,分析了储层非均质性对注水开发效果的影响以及对剩余油分布的控制作用。研究结果表明,孤东油田七区中馆4-馆6砂岩储层非均质性强,对剩余油的分布具有明显的控制作用。在平面上,非主力相带砂体边缘和废弃河道的砂体以及高渗向低渗的过渡带形成了剩余油饱和度相对高值区。在垂向上,非主力小层砂岩分布局限,储层物性差,油层厚度薄,尽管其剩余油饱和度相对较高,但其剩余油储量有限;相反,主力小层的剩余油饱和度相对较低,但可采剩余油储量较大。储层层内非均质性包括简单正韵律、复杂正韵律、均质韵律、反韵律和复合韵律5种形式。其中简单正韵律和复杂正韵律层内剩余油较富集,前者主要富集在层序中上部,而后者在层序内较多层段富集剩余油。     

三角洲前缘相储层剩余油分布特征及挖潜对策研究

针对以三角洲前缘相沉积为主的油藏,结合沉积微相特征对剩余油的控制作用,分析了层间、层面、层内剩余油分布特征,采用数值模拟方法研究了三角洲前缘相储层的剩余油分布规律,主要有水下分流主河道及主体席状砂体侧缘剩余油、断层遮挡型、注采不完善型、层间干扰型,并根据剩余油分布规律提出对应的挖潜对策,井网加密、注采系统调整、注水井调剖、酸化等。     

高含水油田沉积微相至单砂体级精细研究——以大庆油田杏十三区太103井区PI油层组为例

以大庆油田杏十三区太103井区为例,通过岩心及测井资料分析,得出研究区PI油层组在河流-三角洲沉积背景下主要发育分流河道、废弃河道、决口水道、溢岸薄层砂和分流河道间等微相.通过沉积时间单元精细划分、对比、测井微相模式的建立以及沉积微相研究,揭示了单砂体的空间分布规律,为高含水油田剩余油预测、开发调整提供了可靠的地质依据.     

胜坨油田三角洲储层岩石物理特征

注水开发油田三角洲储层剩余油分布复杂 ,其主要原因是储层间不同微相及不同部位的岩石物理特征有明显差异。对胜坨油田二区沙河街组二段 7、8砂层组岩心及测井分析资料进行了研究 ,结果表明 ,随注水开发程度的提高 ,三角洲储层表现为强亲水性 ;不同微相及不同部位砂体的毛管压力差异明显 ,这种差异也是造成剩余油分布复杂的重要原因。储层的相对渗透率曲线交点平均值较大 ,形态不对称 ,油水两相共渗区跨度较小 ,这进一步印证了储层的强亲水润湿性。该研究结果对研究区剩余油的挖潜具有重要的指导意义     

五3东区上乌尔禾组油藏剩余油富集分布研究

本文针对五3东区上乌尔禾组低渗透储层非均质性严重、油田高含水、水驱动用程度较差的特点,以精细油藏数值模拟技术为基础,通过油水相对渗透率关系及分流量方程建立了计算水淹程度分布的方法;通过油水相对渗透率关系反求出含水率为98%时的残余油饱和度,建立了计算剩余水驱可采储量分布的方法。在上述研究的基础上,以剩余储量丰度和含水率小于75%的中等水淹程度作为筛选剩余油富集区的第一标准和第二标准,结合有利的地质构造和沉积微相叠合得到剩余油的富集分布,总结了该区块剩余油分布的五种模式,给出了挖潜的有利区域。研究的结果对于指导该区块的二次开发和挖潜调整具有重要的指导作用。     

高含水油田沉积微相至单砂体级精细研究

以萨北二区密闭取芯井区为例,通过岩心及测井资料分析,得出研究区PI油层组在河流-三角洲沉积背景下主要发育分流河道、废弃河道、天然堤微相、溢岸薄层砂和席状砂等微相。通过沉积时间单元精细划分、对比、测井微相模式的建立以及沉积微相研究,揭示了单砂体的空间分布规律,为高含水油田剩余油预测、开发调整提供了可靠的地质依据。     

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     

古城稠油油田BQ10断块剩余油分布数值模拟研究

摘要：特超稠油油田进入蒸汽吞吐中后期后,预测剩余油分布是研究的重要内容。以油藏地质建模和数值模拟为核心,根据古城稠油油田储层特征,建立精细的三维地质模型和油藏数值模拟模型,并对区块地质储量、采液量、采油量、注汽量及单井生产历史进行了拟合,综合应用剩余油储量丰度、砂岩有效厚度、渗透率和沉积微相类型等4个指标,制定剩余油的分类评价标准,分析BQ10断块中部区块H3Ⅳ9层的剩余油分布状况,为下步调整挖潜提供充分依据。     

二连盆地蒙古林砾岩油藏微相特征及对开发的影响

综合运用岩心观察描述、分析化验、测井等资料,探讨了二连盆地蒙古林砾岩油藏沉积微相特征,并深入研究了不同微相的沉积特征、电性特征、储集特征及展布规律;结合生产动态分析及油水运移规律研究,就沉积微相对油水运动规律的影响等进行综合研究,探索剩余油分布规律及其影响因素.研究结果表明,该区发育辫状河三角洲平原、前缘亚相的五种沉积微相砂砾岩体,不同微相具有各自特色的岩性及储集条件;储层的含油性、砾岩体的分布等,乃至油水运移规律、剩余油分布等,均明显受到沉积微相的控制.     

平行水平井网水驱剩余油分布规律实验研究

海洋油田狭窄的开发环境与高开发成本,促进了水平井开发方式在海上油田注水开发中广泛应用.针对中国海上油田储层多为三角洲碎屑岩沉积,储层非均质性强,目前采用平行水平井网注水开发效果欠佳,大量剩余油存在的实际情况,采用水驱油物理模拟实验方法,研究了驱替速度和储层非均质性对平行水平井网水驱剩余油分布规律的影响.实验结果表明,均...