渤南油田五、六区油藏开发特征及剩余油分布研究

以渤海油田五六区为例，从钻井，地质，测井，开发动态资料入手，研究油藏的开发特征及其影响因素。以小层为单位，运用黑油模型进行数值模拟，并结合沉积微相分析了剩余油分布情况，提出挖潜区块。同时，利用所得认识，为低渗透油田开发提供参考。     

润湿性对砾岩油藏剩余油饱和度分布的影响

砾岩油藏二次开采结束后,其采收率较低,地下仍存在大量的剩余油。润湿性是控制这些剩余油分布的一个重要因素,它强烈影响着砾岩油藏水驱动态、毛管压力和相对渗透率。数值模拟方法着重研究了油藏水平上不同润湿情况下砾岩油藏剖面油饱和度的分布,以及夺层序韵律和油层厚度对油相饱和度分布的影响,并引入无因次变量对其模拟结果进行了分析。     

渤南低渗透油田污水回注可行性研究

根据渤南油田油藏物性差,低渗透、低饱和,注水井吸水能力较差的特点,研究了影响渤南油田注水效果的主要因素,分析了渤南油田污水回注的可行性。提出了渤南油田污水处理工艺,同时还对渤南油田污水回注的效果进行了评价。     

高含水期复杂断块油藏剩余油分布及挖潜

高含水期陆相复杂断块层状油藏剩余油分布复杂,油藏模拟难度大.马11复杂断块油藏在油藏精细描述基础上,利用动静态综合分析研究与密网格大规模数值模拟研究相结合,提高了剩余油研究精度和可信度;在此基础上,针对油藏剩余油分布特点并结合当前经济技术条件,部署实施了以调整井、调剖、堵水、油水井大修为主的剩余油挖潜方案,油藏含水上升率大幅度下降、采油速度上升、采收率提高了.     

复杂断块油藏流动单元与剩余油分布研究

QL复杂断块油藏目前已总体进入中、高含水开发期,剩余油分布更趋复杂.从影响剩余油分布的静态参数(地质因素)出发,根据储层沉积相带及其岩性、物性、非均质性、构造和砂体分布形态等建立流动单元的地质模型,准确、合理地划分出流动单元.结合动、静态资料,研究了不同流动单元的水驱油特征与水淹模式,对水淹后油气水分布规律进行了重新认识.在此基础上,研究了不同流动单元剩余油的分布规律,指明了挖潜上产的有利区域,指导油田挖潜实际效果显著.对同类复杂断块油藏高含水期剩余油挖潜,提高原油采收率具有一定的借鉴作用.     

聚合物驱后剩余油分布成因模式研究

聚合物驱后剩余油分布更加分散,认识其形成机理和形态分布是进一步提高采收率的关键.采用数值模拟技术,按照聚合物驱后剩余油的成因,将剩余油划分为岩性变化剧烈型、层间干扰型、局部高点型、厚油层顶部型、压力平衡滞留区型等5种模式,并提出了不同模式的定量计算方法.分析结果表明,聚合物驱后主要剩余油成因类型为"厚油层顶部型"和"压力平衡滞留区型",聚合物驱在注聚阶段主要是以"调剖"机理为主,在含水恢复阶段和后续水驱阶段都是以"增加平面波及面积"机理为主;相对于"虚拟水驱开发",聚合物驱主要在含水恢复阶段大幅提高原油采收率.     

渤海L油田储层韵律性对聚驱剩余油分布影响研究

渤海L油田是典型厚油层油藏,由于储层非均质性严重,并伴随早期注聚,在开发过程中存在明显指进和舌进现象,导致部分井含水突升,生产效果变差。为解决此问题,开展室内实验研究储层韵律性对油田开发及剩余油分布规律的影响。研究表明：对于不同韵律性模型,非均质性越强,见水时间越早。对于早期注聚后含水下降幅度,均质韵律、反韵律和复合正反韵律的含水下降幅度较大,而正韵律和复合反正韵律下降幅度较小;在纵向上,剩余油主要富集在高部位和低渗层,高部位以正韵律、复合正韵律、复合正反韵律为主,低渗层主要以复合正反韵律、复合反正韵律为主。开发结束,复合正反韵律纵向波及较低,其它韵律性较高。     

复杂断块稠油油藏剩余油分布规律及挖潜研究

哈萨克斯坦W油田为高孔高渗常压、非均质复杂断块稠油油藏,其断层发育、构造破碎,砂体横向分布稳定性差且分布范围较小,油层分布零散,目前油田开发已进入高含水期.研究应用数值模拟方法,建立地质模型,进行油藏数值模拟,通过整体及单井历史拟合,找到了油藏内流体运动变化规律及油水井层间的注采关系,明确了剩余油分布规律,进一步研究了挖潜调整措施并对今后14年的生产情况进行了预测.最后确定了油藏的主要挖潜手段.     

石南低渗油藏剩余油富集规律研究

石南21井区为低孔低渗油藏,目前处于高速开发期,储层非均质性影响了地下油水流动。为了能准确研究区块剩余油富集规律,应用相控地质建模及油藏数值模拟一体化技术,用已知的相模型约束属性模型的展布,得到的模型更符合地质实际。在此基础上进行历史拟合并分析区块剩余油分布可知,区块构造高部位及低渗透率区域为剩余油富集区,为区块的后续挖潜提供了依据。     

原油指进、剩余油分布的实验研究

利用自行开发的物理模型实验装置，测定了不同粘度比、不同驱替速度下，原油的指进和剩余油分布规律，不仅得到了有实际意义的实验结果，而且为渗流的网络模拟提供了依据，也为渗流实验定量分析引入了一种新方法。     

渤海S油田层内夹层控制下的剩余油分布模式

为分析总结层内夹层控制下的剩余油分布规律,开展了渤海S油田夹层构型解剖和数值模拟分析研究。研究表明:层内夹层以泥质夹层和物性夹层为主,呈现低密度、弱连续分布特征。层内夹层的延伸规模、发育位置及注采井钻遇率等因素控制着剩余油的分布位置和富集程度。层内剩余油分布模式主要有夹层顶部富集型、夹层上下富集型和夹层底部富集型3种。     

复合驱工业试验区剩余油分布研究

位于七东1区克下组油藏中南部的复合驱工业试验区已处于特高含水，低产油开采阶段,形势相当严峻，该文在油藏描述的基础上，分析了油藏的油水运动规律，通过油藏动态法，岩心分析法，数值模拟法及水淹层测井解释，结合地质特征与生产测试资料，从不同侧面描述剩余油的分布状况和量值大小，为复合驱工业试验方案编制，为三次采油，提高采收率服务。     

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。     

滨南火成岩油藏高含水后期提高采收率研究

滨南油田火成岩油藏为裂缝-溶蚀孔洞双孔隙介质非均质储层,主要依靠较强的底水驱动.低部位水淹严重,剩余油分布零散,影响了采收率的提高.通过开展地质模型研究、储层渗流规律、非均质性及剩余油分布规律研究,调整滨南火成岩油藏下一步开发方向,形成一套火成岩油藏后期挖潜的综合技术,提高该类油藏采收率.     

八面河油田面14区剩余油分布数值模拟研究

八面河油田构造位置处于渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷南斜坡东段的八面河断裂构造带上,其北东与广利洼陷相连;西北紧邻王家岗断裂构造带;西南为草桥断裂构造带;南部抵达广饶凸起附近,面积约1100km2。经过20年的开发,油田已经进入高含水阶段,产量开始递减。用数值模拟的方法,分析并挖掘剩余油的开采价值可以有效的缓解生产压力,这将是下一步稳产甚至增产的确实可行的方法之一。     

八区克上组油藏S4＋5层剩余油分布研究

针对八区克上组油藏S4＋5层长期注水不满足,地层压力持续下降,加之油水井井况变差,井网不完善,全区产量不断下降,油藏急需进行调整。2008年进行精细油藏描述,采用多种技术方法,定量描述油藏剩余油分布,研究剩余油分布规律。平面上,剩余油集中分布在克乌断裂附近、井网不完善且有效厚度较大的部位;纵向上,剩余可采储量主要集中在S51、S52-2、S41-1、S42-2层。根据剩余油研究,部署控制井及试验井组符合率高,为油藏整体二次开发,提高油藏采收率,提供了依据。     

王场油田潜三段北断块提高采收率数值模拟

油藏数值模拟作为一种成熟的技术,已经广泛用于各个油田进行油田开发评价,用于衡量油田开发水平、预测投资效应、提高采收率和对比开发方案。为了加深对王场油田潜三段北断块油藏现状的认识,确定其剩余油分布规律,提高原油采收率,近年来对王场油田潜三段北断块油藏开展了数值模拟研究,为江汉油区的持续发展提供有利的技术支持。     

影响剩余油分布的地质因素探析

卞东油田E1f32储层属于中孔、低渗裂缝-孔隙型储层,目前已进入高含水开发阶段,搞清剩余油分布模式是当前的主要任务.影响剩余油分布的因素有很多,主要对地质影响因素进行研究,包括裂缝发育规律、隔夹层分布、断层与微构造发育情况和储层非均质性4个因素.研究表明,卞东油田剩余油分布在平面上主要与裂缝、断层及微构造分布情况有关,剩余油主要分布在裂缝系统不发育、井网没有控制的断鼻构造断层边缘区域或微型正构造分布的区域；纵向上与隔夹层的发育程度相关,剩余油主要分布在被隔夹层包围的砂体边缘或透镜状砂体中；同时,储层非均质性无论在平面还是纵向对卞1、卞13断块剩余油的分布也有不可忽视的影响.