不同规模地质体剩余油的形成与分布研究

针对非均质多层砂岩油田高含水期剩余油分布的复杂性，通过室内物理模拟实验、检查井资料分析、矿场剩余油综合分析，从宏观到微观对油藏规模级、油层规模级、层内规模级和孔隙规模级等4种不同规模地质体剩余油的影响因素进行分析，研究不同规模地质体剩余油的形成、分布特征及成因类型。针对不同规模地质体的剩余油类型，指出相直的挖潜方法。图4表2参39     

不同规模地质体剩余油的形成与分布研究

针对非均质多层砂岩油田高含水期剩余油分布的复杂性,通过室内物理模拟实验、检查井资料分析、矿场剩余油综合分析,从宏观到微观对油藏规模级、油层规模级、层内规模级和孔隙规模级等4种不同规模地质体剩余油的影响因素进行分析,研究不同规模地质体剩余油的形成、分布特征及成因类型。针对不同规模地质体的剩余油类型,指出相应的挖潜方法。图4表2参39     

剩余油形成与分布的研究现状及发展趋势

通过调研,将目前剩余油形成与分布的研究分为开发地质学方法;油藏工程方法;测井方法;数值模拟方法;高分辨率层序地层学方法和微观剩余油形成与分布的研究6个方面。介绍了每个方面国内外的研究现状,分析各种研究方法的优点和不足之处。剩余油形成与分布研究的发展趋势是继续深入探索开发地质学研究方法;综合多学科理论知识,探讨新方法;“微观”和“宏观”齐头并进,从本质上研究剩余油形成与分布的机理。     

剩余油形成条件研究

剩余油研究是高含水油田面临的重大课题,是实现“稳油控水”目标的重要手段。深入分析了地质条件和开发条件对剩余油形成的影响机理,认为,地质条件(储层非均质性)是剩余油形成最主要的控制因素,并从宏观和微观两个层次剖析了储层非均质性对剩余油形成的控制作用。地质条件是客观的、内在的主要矛盾;开发条件是主观的、外在的次要矛盾。二者相互作用、相互影响,加剧了对剩余油的认识难度。     

浅析断块油藏剩余油分布的地质研究思路

断块油藏具有构造异常复杂、油水关系复杂、油水矛盾突出等一系列特点,导致在开发后期剩余油的分布研究存在较大困难。本次研究在系统分析断块油藏自身特点的基础上,充分调研国内各大老油区在断块油藏剩余油研究的现状及存在的优缺点,针对我国当前断块油藏剩余油分布研究难度大的问题,提出了基于地质资料的微幅构造解析法、测井资料二测解释、断层剖析法以及油气成藏规律预测法等多种地质研究思路。研究证实,在生产动态资料分析以及油藏数值模拟的基础上,结合上述地质研究方法的综合分析可以避免断块油藏开发后期部署出现较大偏差,能有效提高剩余油分布研究的准确性,保证油藏在开发后期部署的有效性。     

钟市油田剩余油饱和度分布研究

主要对钟市油田剩余油饱和度分布规律从平面和纵向两方面进行了分析。（1）采用水驱特征曲线和物质平衡法计算分析了各井点剩余水驱地质储量和出口端饱和度；（2）通过测井资井和地质动态，分层测试资料结合研究了油层层内剩余油饱和度纵向分布；（3）完成了剩余油饱和度等值图绘制，并提出油田调整挖潜方向。     

关于剩余油研究的探讨

研究我国至１９９３年底动用的石油资源利用状况，指出今后挖潜的主要方向。认为剩余油研究的对象应和不同的油层体积规模相对应，即分为四级。总结了研究的方向和内容；１．剩余油宏观分布研究；２．剩余油微分分布研究；３．剩余油饱和度研究。指出这些研究所对应的油层体积规模。     

缝洞型油藏剩余油形成机制及分布规律

采用钻孔和熔蜡的方法分别制备了缝洞油藏定量模型和随机模型,并用两种模型进行全直径岩心驱油实验,研究缝洞型油藏中剩余油形成机制及分布规律。研究结果表明:驱替相与被驱替相的密度差异和缝洞连接点位置决定溶洞中流体分布规律;一次水驱结束后剩余油包括油水密度差异形成的"阁楼油"、油水置换非瞬时性造成的"封存油"、溶洞不规则性造成的"角隅油"、缝洞复杂连接关系或者低连通度造成的"盲洞油"以及岩石润湿性造成的"油膜"。连接点位置越高,"阁楼油"含量越少;注入速度越低、原油黏度越小,"封存油"含量越少;溶洞形状越规则,角隅数量越少,"角隅油"含量越少;缝洞连接关系越简单、连通程度越高,"盲洞油"含量越少;水湿岩石表面"油膜"含量较少。     

大庆油田剩余油的影响因素及分布

大庆油田现已进入高含水开发阶段,寻找和开发剩余油非常重要.大庆油田个密集井网区的实验结果表明,沉积微相是影响剩余油平面分布的主要因素,大型河道砂中的剩余油主要分布于砂体物性变差的部位,分流河道及水下分流河道砂中的剩余油主要存在于薄砂层或孤立的小透镜体中;沉积韵律层渗透性的差异控制剩余油的纵向分布,厚油层顶部是剩余油富集的有利区段.另外,开发因素对剩余油的分布亦有一定的影响.不同成因的砂体中,剩余油分布不同.分流河道砂体、分流间砂体及水下分流砂体因非均质性严重,故易形成剩余油.     

乐山—龙女寺古隆起构造演化及对震旦系成藏的控制

基于大川中地区近期地震资料构造解释成果,结合钻井与盆地周边露头资料,探讨乐山—龙女寺古隆起不同时期不整合发育特征,研究古隆起构造演化过程及其对震旦系天然气成藏的影响。乐山—龙女寺古隆起发育震旦系不整合、古生界不整合、中生界不整合等重要区域不整合,根据不整合发育特征和剥蚀量,将其构造演化划分为雏形期、发育期、稳定埋藏期和调整定型期4个阶段,在此基础上,分析古隆起构造演化对震旦系天然气成藏的影响。结果表明:不整合控制了与古风化壳有关的古岩溶储集层的发育;古隆起构造演化控制了有机质热演化及油气运聚过程;古隆起形态变迁控制了构造圈闭的形成与消亡。     

老油田剩余油分布——水下分流河道岔道口剩余油富集

中国老油田已陆续进入开发中后期,大量剩余油因储层强非均质性的影响而滞留地下,成为了实现老油田稳产的重要物质基础。高含水条件下剩余油潜力区预测是一项高度综合性的研究难题,此相关领域的理论与实践一直在持续向前发展,但在对剩余油分布规律的认识上出现了简单化的趋势。通过对松辽盆地大庆油田外围的葡北油田葡Ⅰ油组剩余油分布规律的研究,除了通常对剩余油潜力区的认识之外,发现并提出了湖泊三角洲前缘水下分流河道的岔道口是一种新型的剩余油的有利富集区这一新认识,并从处于岔道口位置的油井开发响应和挖潜效果进行了剩余油分布定量评价。研究结果表明,从岔道口剩余油富集机制来看,该处储层特征具有明显特殊性,主要表现在：①砂体厚度相对较大;②夹层较发育;③沉积结构及组合类型复杂;④水下分流河道岔道口与水下分流主河道的主体部位直接连通。水下分流河道岔道口是一种以前研究中未曾提及的剩余油富集新领域,在该处聚集的剩余油属于首次发现。作为一种新的剩余油类型的提出,对与河流三角洲储层相关的剩余油挖潜具有重要的理论意义和实际价值。     

大庆油田聚合物驱后微观剩余油分布规律

聚驱后微观剩余油分布规律是进行聚驱后剩余油预测和挖潜的基础。利用冷冻制片、紫外荧光和激光共聚焦扫描显微分析方法,对大庆油田聚合物驱后不同水洗程度岩样微观剩余油分布规律进行研究。分析认为,聚驱后弱水洗岩样剩余油以簇状和粒间吸附状自由态剩余油类型为主,中水洗样品束缚态剩余油所占比例达到42.9%,强水洗样品的剩余油以颗粒表面薄油膜状的束缚态分布为主。聚驱后随着驱油程度增加,轻质组分比例减少明显,而重质组分比例增加,重质组分呈连片型分布在岩石颗粒表面,轻质组分则呈小片状和较为连续的整体零散、局部富集的状态分布在粒间孔隙中。粒内微孔和粒间微小喉道处黏土矿物与轻质组分共存,在颗粒内被黏土矿物完全充填的粒内裂隙和微孔中没有原油分布。     

曲流河点砂坝储层水流优势通道及其对剩余油分布的控制

点砂坝储层经过长期注水开发易形成水流优势通道,导致水驱波及系数降低,并影响剩余油的分布。以吉林扶余油田S17-19区块为例,研究了点砂坝内部水流优势通道分布模式及其对剩余油分布的控制。岩心分析资料表明点砂坝内的水流优势通道的含水率大于95%,驱油效率大于35%。渗透率大于80 mD和非均质性越严重或越均质的储层更易形成水流优势通道。在现井网条件下,水流优势通道均发育于点砂坝的中下部,平均厚度为2.2 m,宽度约2~4 m。水流优势通道受注采井间的主流线、相对高渗透条带及点砂坝下部的高渗透段分布控制,形成了在空间上复杂的水流优势通道网络。水流优势通道水淹严重,而非水流优势通道区水淹较弱且剩余油富集。因此,通过重建井网结构、打水平井、调剖堵水、调整开发方式、实施周期注水等措施,打破目前的水流优势通道网络,扩大水驱波及体积,从而提高点砂坝油藏开发效果。     

多层砂岩油藏高含水期剩余油分布的数值模拟研究

通过建立M11块油藏的数值模拟地质模型,并在此基础上进行精细油藏数值模拟,拟合程度达到86.4%。分析了该油藏平面、纵向储量动用状况和剩余油分布规律,认为剩余油分布的主要类型有5种,统计各类型剩余油潜力及其在各砂组的分布,提出了剩余油挖潜的可行措施,取得了较好的增产效果。     

渤海X油田聚驱后不同化学驱注入段塞优选及剩余油分布研究

渤海X油田自实施聚合物驱以来,含水上升较快,注聚井的吸水剖面反转现象严重,为改善开发效果,模拟地质油藏特征和开发情况,应用三层非均质平板岩心模型,开展了不同类型化学驱室内实验研究和合理段塞注入方式优选,结果表明:聚表二元驱能够有效改善聚合物驱过程中的剖面反转现象,有效扩大波及体积;优选的段塞注入方式为:0.1 PV(0.25%表面活性剂+2 000 mg/L聚合物)+0.3 PV(0.2%表面活性剂+1 500 mg/L聚合物),优选的聚表二元驱段塞注入方式比聚合物驱提高采收率8.6%。     

硼中子寿命测井确定剩余油分布

硼中子寿命测井是中子寿命测井基础上发展起来的一种适合于低矿化度地层的动态监测新技术,该技术通过暂时改变井筒附近地层水的性质,采用“测－注－测”工艺获取地层剩余油信息,直观解释产层的油水比例关系,根据硼中子寿命测井资料实施措施的纯7－10井和中34－28井取得了明显的增油效果。     

应用数值模拟技术研究剩余油分布规律

沈95区块储层具有砂体结构复杂,非均质性强,注水开发效果差及剩余油分布规律认识不清等特点。采用地质建模和油藏数值模拟一体化技术研究思路,在构造特征研究、精细地层对比、沉积相研究的基础上,建立精细的三维地质模型。利用油藏数值模拟软件建立了该区块油藏数值模型,并对区块地质储量、压力、含水率及单井生产历史进行了拟合,地质储量拟合误差为4.2%,87%的单井历史拟合误差小于6%。研究结果表明,沈95区块剩余油主要受沉积微相、储层非均质性、断层的封闭性、井网不完善等因素的综合影响,从纵向上来看,剩余油主要集中在主力油层的Ⅱ4—Ⅲ2小层;平面上主要分布在现井网未波及区、断层封闭性较强地区及微构造高部位,多呈孤立状和条带状。