丘陵油田陵2西区三间房组油藏注水运动规律

目的了解丘陵油田陵2西区三间房组油藏注水在平面上、纵向上的运动规律。方法在充分认识油藏静态地质特征的基础上，利用压力测试、油井产液剖面、注水井吸水剖面等测试结果，结合注水井和采油井生产数据的动态分析，认识各种地质及生产动态因素对注水效果的影响和控制作用。结果丘陵油田陵2西区三间房组注入水在平面上主要受沉积微相、砂体平面延伸方向及储层物性三方面因素的控制，纵向上受沉积韵律性及层间差异性的影响。结论提出平面上封堵、转注，纵向上封堵、补孔及调整注水压力与注水量等措施，以达到提高油藏采收率的目的。     

陵二西区三间房组油藏储层动用状况分析

目的 研究丘陵油田陵二西区三间房组油藏储层动用状况的影响因素.方法 利用油田的动静态资料、测井资料、录井资料等进行综合分析.结果 一般注采比越高,储层动用程度也越高;平面上砂体分布面积广、连片性好、钻遇率高的小层动用较好,反之则较差;辫状河道沉积的砂体动用程度好于溢岸沉积的砂体;剖面上的动用程度与沉积的旋回性及韵律性有关,一般正韵律的储层动用程度较差,复合韵律的储层动用程度较好,并且随着时间的推移动用好的小层会越来越好,动用差的小层会越来越差;渗透率大小较其非均质程度对储层动用控制作用更为明显,但当渗透率接近时,渗透率的非均质程度对流体渗流才会起到明显的影响;但也有相反的情况,还有待于进一步研究.结论 研究例区储层动用程度的好坏与多种因素有关.     

应用地质-动态分析法预测剩余油分布——以华池油田华78区为例

目的研究剩余油分布规律。方法以华池油田华78区为例,在充分利用注水井的吸水剖面资料、油井的产液剖面资料、注水见效和措施增油等动态资料的基础上,运用物质平衡原理,从地质与动态分析相结合的角度来研究剩余油的分布规律;绘制小层剩余油饱和度图,分析小层水淹状况,定性一半定量研究剩余油分布规律。结果受地质因素和生产动态双重作用的控制和影响,油藏边部、井网未控制及不完善区,储层渗透率较低的区域,储量动用程度较差,剩余油富集。结论根据地质-动态分析法预测剩余油分布,结果可靠,与实际生产情况吻合较好,从而为下一步调整开发方案,提高采收率提供了理论依据。     

数值模拟技术在渤南油田义99井区综合调整方案中的应用

利用地质建模与数模的一体化技术,建立更加精细的地质模型,深化研究构造、储层物性、储层非均质性、井网等因素对剩余油的综合控制作用,定量描述不同层位、不用井区、任意闭合区域的剩余油饱和度、剩余储量、剩余油储量丰度等指标,寻找剩余油富集区,通过编写渤南油田义99井区井网重组和综合调整方案,提高低渗透油藏水驱控制和动用程度,提高采收率。     

砂岩油藏剩余油分布地质研究

胜利油区多数油田总体上已进入中高、特高含水期，为了有效地控制产量递减和提高采收率，对部分油田进行了精细油藏描述和剩余油分布研究，总结出了一套行之有效的寻找剩余油的地质研究方法，认为构造、微型构造、沉积微相等是影响剩余油分布的重要因素。结合对胜利油区ＤＸ油田剩余油分布研究介绍了该方法。     

文13西低渗异常高压油藏数值模拟研究

油藏数值模拟作为油田开发的重要技术手段,在油藏开发调整、剩余油分布研究中发挥了重要作用.由于深层低渗异常高压油藏区构造复杂,注采不完善,储量水驱动用程度低,剩余油在空间分布上具有高度零散的特点,利用先进的网格技术及精细油藏数值模拟技术是寻找这类剩余油分布的最科学、最实用的技术手段.对文13西油田进行了油藏数值模拟研究,针对低渗油藏的特点,提出改进的大规模密网格油藏数值模拟方法,弄清了地下油、水运动和剩余油分布规律,提出了合理的调整方案,为高效开发该油田提供了技术支持和决策依据.     

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，三角液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。     

老君庙油田M油藏挖潜调整数值模拟研究

根据老君庙油田M油藏顶部区的油藏地质特征和开发生产历史,利用油田注水开发数值模拟软件研究其剩余油分布规律,在平面上和纵向上找到剩余油饱和度的相对富集区,提出了针对性的调整方案和选定新井井位,并预测其将来的开发生产动态,比较了开发效果;目前经生产实践证明此次数值模拟研究为该油田挖潜调整提供了科学的指导,达到了控水稳油的目的,产生了良好的经济效益和社会效益。     

扶余油田剩余油分布特征精细研究

综合应用密闭取心井的分析化验和生产动态等资料,采用岩心、测井等静态分析与实际生产动态分析相结合的手段,对研究区剩余油的分布特征进行了精细剖析。研究结果表明,剩余油层主要分布在油层中上部;各小层剩余可动油饱和度有明显差别,Ⅲ,Ⅳ砂组动用程度较高,剩余油饱和度较低,而Ⅰ,Ⅱ砂组动用程度较低,具有较高的剩余可动油;油井未控制油砂体部分的剩余油饱和度比较高。受沉积微相、岩性、物性等的影响,层间剩余油分布不均匀,主要集中分布在7-2,9-2,11-1和13等小层。废弃河道、天然堤、决口扇发育区由于砂体厚度小、物性差,致使含油饱和度相对较低;而分流河道、水下分流河道发育区水洗程度高且波及范围大,动用程度好,但因其油层厚、面积大、物性好,层内水洗程度存在很大差异,油层中上部仍具较大潜力。     

新民西垒民23区块剩余油主控因素分析

针对新民油田特低渗的特点,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,再利用地质建模的方法分析影响剩余油分布的静态因素和动态因素,得出主要静态影响因素为构造和沉积相;主要动态影响因素为注采井网类型和压裂射孔层位。利用动态生产数据分析、静态影响因素分析和储层三维建模技术相结合的研究方法对西垒民23区块剩余油分布进行详细研究,研究表明民23区块第4.2地质单元复查出未射孔井5口     

中山川油区储层物性及裂缝特征研究

通过大量的岩心观察、铸体薄片鉴定、岩心和薄片的古地磁定向分析,以及油井注水实验结果的分析,对中山川油区长4+5—长6储层的物性及裂缝特征进行了研究.结果表明:油区的主力油层以低成熟度的细粒—中粒长石石英砂岩为主,储层孔隙种类较多,原生的粒间孔及次生的溶蚀孔为储层的主要储集空间;储层水平和网状裂缝非常发育,具有张裂缝特征,构造型的NE向裂缝占主要地位.在区域最大主应力的控制下,人工压裂裂缝的方向主要为NE-NNE向.     

水驱油藏微生物群落结构及影响因素

我国主力油田多已进入开采中后期,其开采难度进一步增大,微生物采油技术具有成本低、效益高、绿色环保等优点,在剩余油进一步提高采收率中具有广泛的应用前景。由于对油藏微生物群落结构认识不足、激活剂配方筛选周期长等问题,限制了微生物驱油技术的现场推广应用。通过分析油藏中群落结构差异及环境因子与优势菌种间的相互作用关系,为定向激活油藏微生物提供基础数据及理论指导。本文通过物种组成分析、物种多样性分析、PcoA分析以及冗余分析方法对油藏高通量测序数据进行分析,结果表明A油田注水井和生产井间的物种组成差异较大,L油田的注水井和生产井间的物种组成差异不明显;在物种丰度、物种均度以及物种多样性上,A油田和L油田的均表现出差异不明显情况;但在基于属水平的注水井和生产井间的物种相似性上,A油田表现出较低的相似性,而L油田则表现出较高的相似性;环境因子分析中,L油田中的微生物群落与含盐量相关性显著,而A油田中的微生物群落组成则与温度、pH和SO42-浓度显著相关。     

储层综合评价方法在白豹油田中的应用

在储层综合评价中,评价参数的选择、权重系数的确定等均存在主观人为因素的干扰,如何合理、客观地对储层进行综合评价显得尤为重要.以白豹地区延长组长6储层为例,运用特征选择分析、灰关联分析、聚类分析等方法进行储层综合评价,将研究区长6储层划分为4类,其中Ⅰ类储层和Ⅱ类储层作为研究区的最好和较好储层,是寻找油气的有利区带.研究区预测井位的试油日产油量分析结果与通过储层综合评价方法预测出的结果一致.该评价方法确定储层分类方便、有效,并提高了该区块的解释符合率.     

下二门油田中上层系剩余油成因及可动油定量分布研究

影响油田剩余油分布的因素很多,为了更合理地开采下二门油田,必须针对其地质开发特点,寻找影响剩余油分布的主控因素.根据精细油藏数值模拟结果,对下二门油田中上层系15个流动单元的剩余油饱和度进行了定量精细描述,结果表明:该油藏剩余油分布主要受断层封闭性和储层物性条件的控制.通过油藏数值模拟的结果到油藏三维地质建模的转换计算,获得了15个流动单元剩余油量和可动油量的定量统计值.     

基于流线数值模拟研究高含水后期油田的剩余油分布

剩余油分布研究是高含水期油田的难点问题。以济阳拗陷孤东七区西馆陶组Ng6~(3+4)层高含水开发实验区块为例,在地质分析的基础上,建立起小网格精细三维地质模型及参数模型;通过试验区储量、压力、含水率和单井含水拟合,85%的单井历史拟合误差5%。采用流线数值模拟技术显示出高含水后期密井网条件下流体推进特征及剩余油分布模式,得出:(1)流线显示目前地下储层形成大孔道高渗带,流体基本沿高渗带运移,驱油效率明显降低。(2)目标油层组剩余油分布明显受到沉积相、沉积韵律、层内非均质、生产井网等因素的控制;剩余油平面上主要分布在微构造高点、层内低渗透区及注采不完善区,纵向上主要集中分布在主力厚油层的顶部。     

姬塬油田长4+5砂岩储层微裂缝与水驱油特征

目的对鄂尔多斯盆地姬塬油田长4 5砂岩储层微裂缝与水驱油特征进行综合研究。方法在研究区评价井、探井、生产井动态资料解释的基础上,通过岩心观察、薄片分析、真实砂岩微观模型水驱油实验的方法分析裂缝与水驱油特征。结果姬塬油田长4 5储层岩性主要为岩屑长石砂岩,岩屑平均含量17.1%;几乎在所有的岩石碎屑集合体中均发育有微裂缝,微裂缝的发育受控于3种因素:三角洲古坡度、成岩过程中的差异压实作用和构造运动。结论长4 5储层基质孔隙主要通过岩屑中的微裂缝相互连通,两者之间构成良好的网络连通系统;储层中微裂缝对储集空间的贡献作用不大,微裂缝能够降低注水压力,对于连通基质孔隙、提高储层的渗流能力起到重要的作用。     

喇萨杏油田水下分流河道砂体剩余油分布研究

喇萨杏油田已进入特高含水期开发阶段,剩余油高度分散,厚油层基本上层层见水,但是未水洗厚度比例仍占25%,剩余储量主要集中在河道砂储层,占水驱剩余地质储量的70%。水下分流河道砂体是典型的河道砂体,主要分布在大庆喇嘛甸至杏树岗的非主力油层。以喇萨杏油田水下分流河道砂体为主要研究对象,综合利用密闭取芯检查井、油水井分层测试、测井水淹层解释及生产动态等资料,采用密闭取芯检查井资料分析法、油藏工程方法、油藏数值模拟方法、物理模拟、综合分析法等方法,研究了喇萨杏油田水下分流河道砂体的剩余油形成机理及剩余油影响因素,并提出了剩余油分布模式。     

强底水砂岩油藏水平井含水上升模式及不同开发阶段下产水规律影响因素——以塔河油田九区为例

强底水砂岩油藏生产中后期,进入中高含水期,底水锥进现象突出,产量递减严重,需采取排水控锥等调流场措施维持正常的生产,明确油藏的含水上升规律的主控影响因素及含水上升模式能有效地指导调流场工艺措施的实施。基于塔河油田九区生产现状,对井区水平井产水情况进行了统计,总结了现阶段井区水平井含水上升模式图版;根据井区地质及工程特征,结合不同生产阶段条件下的含水上升规律模式,在时间与空间上定性分析了油藏含水上升规律的主控因素;结合灰色关联法及机器学习方法计算不同区域不同生产阶段各影响因素的关联度,在时间与空间上定量分析油藏含水上升规律的主控因素。结果表明：现阶段塔河油田九区水平井含水上升模式图版为：爬坡型、阶梯型、快速水淹型和开井水淹型四种。结合定性定量分析,生产初期含水上升规律的主控因素为：构造位置、避水高度水平井井段与古河道方向夹角;开采中期含水上升变化规律由层内夹层展布为主,储层非均质性为辅;后期流场调节主要受储层非均质性及夹层展布影响。为不同生产阶段条件下的提液控液及流场调节等工艺措施的实施提供一定的理论指导。     

三类油层压裂驱油技术设计及效果研究

大庆油田三类油层的高效开发技术研究是保障油田高产稳产的关键。针对萨中开发区三类油层砂体类型多、储层物性差，在开发过程中采出程度低、剩余油零散、吸附量大，化学驱难度大等问题，提出了"压裂驱油"技术，通过压裂造长缝形成高速通道，将高效驱油剂经裂缝快速送至剩余油富集部位，边压裂造缝边沿程上下滤失，减少化学剂与地层之间接触时间和接触距离，以降低注入过程中化学剂性能的沿程损失，提高利用效率，增强驱油效果。现场试验表明，三类油层工艺上能够实现压裂驱油注入，且试注井组见到驱油效果，可推广应用于萨中开发区萨葡三类和高台子三类油层，作为增产增注技术快速挖潜零散井点剩余油。