坪北油田动态分析法剩余油描述

坪北油田已进入高含水开发期,挖潜剩余油是目前及今后有效开发的重要方向。结合坪北油田实际,开展储层裂缝特征和注水开发见效见水特征研究,并利用矿场生产资料和动态监测资料对剩余油的成因进行了分析。分析认为平面剩余油分布受开发井网、储层物性和裂缝控制,剖面剩余油受射孔井段和纵向渗透性控制,建议在低渗透油藏部署井网排距时要充分考虑储层的渗透性,在注采井排建立有效驱替压力梯度,采取细分层的开发方式规避层间矛盾,提升开发效果。     

王场油田北断块剩余油研究

王场油田北断块经过多年注水开发,受储层物性差异,水驱状况的影响,不同区域剩余油分布规律不同,西北部剩余油主要集中在油层内顶底部位,东南部油层物性差异大,动用差,剩余油连片分布,通过有针对性的调整可提高其动用程度,提高采收率。     

新立油田V区块微构造特征对剩余油分布的影响

新立油田V区块已进入开发中后期,随着井网的多次加密,井点增多,油层对比的精度进一步提高,具备精细研究油层构造细微变化的有利条件.通过对研究区进行三维地质建模来反映地下的真实构造面貌,即研究油层微型构造,以加深认识地下油水运动规律及开发中后期的油水分布情况.研究区确定的有利剩余油分布构造类型有小高点、小鼻状构造和小断鼻构造.在三维地质模型的基础上,找准这些剩余油分布的有利地区,优化开发井网,调整注水方案,便于后期油藏开发工作顺利进行,提高油藏剩余油的采收率.     

海一块注水综合调整技术的研究与应用

海一块为层状边水普通稠油油藏,投入开发以来,不断加强注水工作,取得了较好的开发效果。随着油藏进入高含水开发阶段,受储层非均质性影响,平面、层间水淹状况差异逐年增大,剩余油分布日趋零散,注水开发调整难度逐年增大。通过分析开发矛盾,研究剩余油分布规律,在完善注采系统、注水井细分重组、整体调堵、动态监测、不稳定注水及合理量化采液强度等方面实施了有针对性的注水调整及配套稳产措施,保证了断块的持续稳产。     

凝析气顶油藏剩余油分布模式及挖潜对策——以让纳若尔油田A南和5南层系为例

让纳若尔油田的A南和B南油藏受开发方式、凝析气顶、储层物性及井网等影响,剩余油分布复杂。通过油藏数值模拟技术研究剩余油分布及受不同因素控制的剩余油平面和垂向分布模式,并提出具有针对性的挖潜对策,同时为减少A南难动用型剩余油（主要为凝析油）的损失,建议合理开发气顶。     

凝析气顶油藏剩余油分布模式及挖潜对策——以让纳若尔油田A南和Б南层系为例

让纳若尔油田的A南和Б南油藏受开发方式、凝析气顶、储层物性及井网等影响,剩余油分布复杂。通过油藏数值模拟技术研究剩余油分布及受不同因素控制的剩余油平面和垂向分布模式,并提出具有针对性的挖潜对策,同时为减少A南难动用型剩余油(主要为凝析油)的损失,建议合理开发气顶。     

面14区沙三上综合调整研究

八面河油田面14区沙三上属于浅层、特高孔中高渗、普通稠油Ⅰ类油藏。储层的精细研究发现,物性展布纵向上以5砂组储层物性最好,其次是34,41+2最差,注水特征主要受强非均值性和流体性质的影响,平面上波及效率低,纵向上水驱状况不均衡。综合应用动态监测资料、动态分析法总结出剩余油分布规律:纵向上采出程度较低砂体剩余油富集;平面上剩余油主要分布在驱动水主流线间及井网不完善、储量未动用区。采取纵向上细分层开采,潜力区分类调整,在优化井网井型及防砂工艺的基础上配合提液等手段改善水驱开发效果。经过调整治理,采油速度由0.28%提高到0.35%,水驱采收率提高2.3%。     

双河V上层系特高含水期提高采收率技术实践

双河油田V上层系综合含水高达95．21％,已进入特高含水开发后期,层间层内非均质性严重,层间动用状况差异大,主力油层水淹严重。分析了V上层系开发中所面临的主要问题：油水井井距大,井网不完善,注水利用率低,注水井吸水剖面不均匀。利用油水井测井测试资料和油藏数值模拟方法,明确了特高含水开发后期剩余油潜力分布。指出下步的调整方向是油层边角部位、断层附近的剩余油富集区和剩余储量高的部位。提出了井网完善调整、调剖封堵大孔道、三次采油等技术,应用于现场实际中,取得了明显的降水增油效果,提高了水驱采收率,形成了一套特高含水开发后期提高采收率技术,对非均质油藏改善开发效果有借鉴作用。     

特低渗透油藏单砂体研究及注采调整实践——以安塞油田王窑区为例

安塞特低渗透油田进入中高含水期后,主力油层普遍遭到水洗,多井低产,剩余油挖潜方向不明。以王窑区为例,基于现代沉积学、高分辨率层序地层学、测井及开发地质学理论基础,结合野外露头、检查井取心及开发测试资料,揭示了单油砂体尺度储层非均质特征、注采连通状况及剩余油分布规律。研究表明,单砂体非均质性对低渗透油藏水驱过程具有重要影响,对开发层系划分组合、井网形式及井排距选择、注水开发调整具有重要启示。通过开展缩小井排距加密调整、单砂体注采对应关系完善、精准压裂、调驱调剖等综合调整,预测采收率提高4%~6%,对同类油田中后期稳产意义重大。     

八面河油田面四区沙三中高含水油藏综合治理

面四区沙三中经过多年开发,目前处于高液高含水开发阶段,开发效果逐年变差。基于开发特征分析和剩余油分布规律研究,进行储层分类治理:Ⅰ类区域完善开发井网,根据区域能量保持状况实施提水提液研究,Ⅱ类区域评价注水开发效果,进行提高单井产能以及稠油区域水驱转热采研究,同时对沙三中老区开展调整潜力研究。将研究结果应用于生产,收到较好的开发效果,为八面河油田高含水稠油油藏的有效动用提供借鉴。     

稠油底水油藏地质研究及水平井调整实践

我国东部油田由于受沉积环境的影响,油藏类型大部分为复杂断块油藏,物性差,非均质性强.羊三木油田三断块NgI油组是一个复杂断块稠油底水油藏,投入开发近30年,目前采出程度不足8%,开发效果一直较差.通过精细油藏描述及剩余油分布研究,搞清储层及剩余油在三维空间展布的基础上,提出三断块NgI稠油底水油藏,采取钻水平井加密与钻直井加密相结合,并配合一定的油水井措施整体挖掘油藏潜力的井网调整策略.羊H1井的钻探成功,为下一步的调整、挖潜打下了坚实基础,并对同类油藏的开发调整将具有一定的借鉴意义.     

聚合物驱合理井距优选及其适应性分析

葡Ⅰ2-3油层经过多年注水开发目前已处于特高含水开采阶段,截止2016年,研究区综合含水率为92.5%。在水淹测井解释成果、密闭取心资料的基础上,应用数值模拟法对剩余油分布规律进行了研究。结果表明,研究区综合采出程度为43.02%,剩余油主要分布在河道砂内,仍具有较大的聚驱潜力。通过矿场试验数据分析和室内实验研究表明,注聚时机越早,越有利于提高采收率。最后在地质建模和数值模拟的基础上,开展了井网适应性研究(注采井距、经济效益评价),确定了合理的注采井距。     

岔河集油田水下分流河道砂体特征及对开发的影响

通过对岔河集水下分流河道砂体的特征以及对开发的影响进行详细的分析和研究,根据钻遇砂体统计,岔河集油田水下分流河道砂体表现为纵向厚度小,河道宽度窄的特点,单砂体厚度集中分布在1~5 m之间,河道宽度普遍小于100 m。加密钻井能新增钻遇砂体和油砂体,砂体和油砂体的连通率也有所增加;但即使井距加密到100 m左右后,井网对砂体的控制程度仍然较低。大部分油砂体难以形成注采关系,表现为有采无注或有注无采;有注采关系的油砂体也以两点法和三点法注采系统为主,难以形成完善的注采井网系统。油井和水井的多向见效关系主要是由于合层开发造成的假象。由砂体特征影响而形成的剩余油类型主要为:现有井网没有控制的透镜状油砂体,有采无注弹性开发形成的剩余油,和水驱单向受效形成的剩余油等。     

哈得油田薄砂层油藏双台阶水平井注水开采数值模拟及剩余油分布规律研究

哈得油田薄砂层油藏产层为泥盆系(关于该区地层有两种认识:石炭系和泥盆系,本文采用泥盆系这一认识).Ⅰ、Ⅱ油组的上下两个厚度1～2m左右的薄砂层油层,深度在4500m,是典型的深薄油藏,适合于采用水平井注采井网进行开发.然而,自投产以来,两套薄砂层油藏双台阶水平井注水开采存在的两套油层的流体渗流规律认识不清晰,为此,本文...     

聚合物驱结合井网调整技术剩余油实验研究

过室内物理实验模拟研究聚合物驱结合井网调整技术的开发效果,从宏观和微观两方面分析了改变井网的聚合物驱油的开发效果及剩余油分布。宏观室内物理实验应用微电极技术,研究改变注采井网系统的聚合物驱调整技术的开发效果和剩余油分布。微观室内物理实验应用核磁共振技术,研究聚合物驱前后剩余油在高低渗岩心孔隙中的微观分布规律。结果表明,通过改变注采井网系统的聚合物驱调整技术,一方面可以有效的改善驱替前缘推进不均匀的情况,扩大波及体积;另一方面可以改善吸水剖面,在聚合物后续水驱阶段提高中低渗层大孔隙产量。同时,由于井网调整后减小了注采井距,可以在减少注入量的同时提高产油量。驱替结束后,剩余油主要分布在中低渗层未波及到的区域,以及低渗层中、小孔隙。     

Remaining oil distribution in Ng3^3 bottom water reservoir of Lin 2-6 fault-block in Huimin depression and potential tapping in horizontal well

Oil reservoirs with secondary bottom water in Ng33 members (in Guantao formation, Paleogene system) of Lin2-6 fault block in Huimin depression (Bohai Bay Basin) have entered the late stage of ultra-high water-containing-exploitation. Oil exploita-tion from vertical wells is becoming more and more inefficient. The reservoir type, with water displacing oil and the remaining oil distribution are specifically studied in order to improve the efficiency of the recovery ratio. An integrated scheme for adjusting horizontal wells has been designed and the key technique of the scheme optimized. The study shows that: 1) the positive rhythm of fluvial depositional features is the internal cause of the flooding of oil reservoirs while water injection, injection-production patterns and accumulative petroleum production are the external causes; 2) oil-water driving patterns have transferred from edge water ad-vancing to bottom-water-coning; distribution of the remaining oil mainly concentrates in the upper rhythm and top of the middle rhythm in Ng33 members; 3) a great deal of remaining oil is enriched in high positions of faults, in axes of tiny structures, in stagna-tion areas among water-injection wells and oil-wells and in tectonic saddle areas with sparse wells. Compared with vertical wells, horizontal wells have advantages such as high recovery, high off-take potential, high critical output, large controlling areas and long time of bottom-water breakthrough.     

B区块主力油层聚驱后变流线井网调整研究

B区块主力油层经过水驱和聚合物驱开发以后,仍有一定程度的剩余油未采出,需要进一步挖潜。通过数值模拟、密闭取心井资料及水淹层测井解释资料分析,对区块聚合物驱后剩余油分布状况及特征进行了研究,发现剩余油在平面上主要聚集在分流线附近,其含油饱和度高于主流线2.35%;纵向上主要分布在葡Ⅰ2和葡Ⅰ3单元。为此,开展了变流线提高采收率机理研究,分析了不同变流线方式对提高采收率的影响,认为分流线加密为最佳调整方式。在此基础上,根据B区块地质特征和井网现状,设计了3个井网调整方案。经过对比分析,优选加密调整转变流线方案。数值模拟预测表明,调整可提高采收率1.26%,结合高浓度聚驱可提高5.17%。     

剩余油潜力再评价技术在河南油田的应用

高含水后期,地下含油状况及渗透率等主要参数已发生很大的变化,这些变化的参数不仅关系到油藏储层与开发水平评价的指标,而且决定了今后开发方式的选择及调整方向的确定.由此,河南油田陆续引进了剩余油饱和度-RMT、PND-S、硼中子寿命测井新技术.现场应用表明,它们在不同油藏的应用及定量识别和描述剩余油富集区域和层段方面各具特色,为油田的措施挖潜和增油降水提供了技术支撑.     

大庆油田典型注聚区块开发效果评价与分析

通过认真收集整理了大庆油田萨中地区三个典型的已经完成注聚区块的历年开发及调整方案、检查井资料、水淹层解释资料,在精细地质研究成果基础上详细解剖了三个区块井网井距对储层的控制程度,全面跟踪分析了注聚全过程区块及完善中心井聚合物驱开采动态及受效特征,利用驱替特征曲线法、流管法与归一化三种方法对三个工业注聚区块聚合物驱提高采收率进行了整体评价;利用吸水剖面、数值模拟及聚驱后检查井和水淹层解释资料,分析了聚合物驱后剩余油潜力和分布．本文全面系统地评价与分析聚合物驱的开发效果,旨在指导后续注聚区块的合理有效开发,以及为聚驱后进一步提高采收率提供技术数据．     

考虑边水影响的蒸汽吞吐参数优化研究

XQ⁃45区进入多轮次蒸汽吞吐阶段后,受边水、断层、储层性质等因素的影响,剩余油分布复杂,吞吐效果越来越差。结合油藏动态数据,依据剩余油饱和度参数的不同将该区块79口油井划分为不同类型稠油井。其中,受边水影响的稠油井较多（22口）,边水沿高渗层向油井推进过程中,油井含水率上升较快易造成水淹。为进一步改善蒸汽吞吐开发效果,针对边水影响型油井中未水淹层段,采取单层蒸汽吞吐的方式来研究边水影响的蒸汽吞吐参数优化。通过提取单井地质模型,对比不同注汽方案,优选出最佳方案,即：注汽强度为100 t/m,油汽比将保持在0.2 t/t以上,可获得最大采油量。结果表明,周期注汽强度为100 t/m时,周期产油量在第3轮次达到峰值,蒸汽波及半径达到最大值。吞吐5个轮次后,累注汽量3 700 t,累产液量4 500 t,累产油量738.65 t,方案实施效果较好。