柴达木盆地尕斯E_3~1油藏稳油控水的研究

油藏数值模拟技术利用计算机仿真模型预测油田开发动态、再现油田开发历史、预测油田开发压力饱和度分布、预测剩余油分布规率 ,是油藏工程研究的一个重要手段。应用油藏数值模拟技术 ,对柴达木E13 油藏进行开发生产指标的预测 ,研究E13 油藏油水分布规律 ,为提高油田的采收率及后期油田剩余油的挖潜及开发调整 ,提供理论依据。     

柴达木盆地尕斯E^13油藏隐油控水的研究

油藏数值模拟技术利用计算机仿真模型预测田开发动态、再现油田开发历史、预测油田开发压力饱和和度分布、预测剩余油分布频率,是油藏工程研究的一个重要手段。应用油藏数值模拟技术,对柴达木E^13油藏进行开发生产指标的预测,研究E^13油藏油水分布规律,为提高油田的采收率及后期油田剩余油的挖潜及开发调整,提高理论依据。     

柴达木盆地尕斯E13油藏稳油控水的研究

油藏数值模拟技术利用计算机仿真模型预测油田开发动态、再现油田开发历史、预测油田开发压力饱和度分布、预测剩余油分布规率,是油藏工程研究的一个重要手段.应用油藏数值模拟技术,对柴达木E13油藏进行开发生产指标的预测,研究E13油藏油水分布规律,为提高油田的采收率及后期油田剩余油的挖潜及开发调整,提供理论依据.     

高含水期油藏数值模拟技术和方法

高含水期油田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.高含水期油田开发层系多、开采历史长、井况变化大,精细油藏数值模拟要求网格细、模型大、模拟周期长.应用流线法和并行算法可极大地提高模拟速度,缩短模拟周期.提出了分阶段模拟的必要性和方法,阐述了动态跟踪模拟的意义及其特点.     

YJ油田剩余油分布规律研究

针对油田开发中油井产量低、含水高、注水不见效等问题,对YJ油田采用整体建模,并根据单井的生产动态修正地质模型,在建模基础上开展数值模拟研究.根据数值模拟结果,分析YJ油田平面以及纵向上剩余油分布特点,总结油藏剩余油分布规律,进一步认识目前水驱状况,提出调整措施.     

八面河南区高含水期开发技术政策研究

八面河油田南区目前进入了特高含水开发阶段,层间差异日益严重,剩余油分布零散,井网适应性逐年变差,影响整个油藏开发经济效益的提升。针对这些问题,综合应用油藏动态分析、物理模拟、数值模拟等方法,对南区开发进行技术政策研究,确定了油田高含水期层系细分的原则,同时在综合研究的基础上,对以面五块为重点的南区进行层系调整、井网重组研究,编制南区综合调整方案和面五块开发调整方案,取得了较好开发效果。     

钟市油田潜四段层系细分调整研究

钟市油田潜四段含油层组多、油砂体多,储层非均质性严重。针对钟市油田潜四段储层非均质性引起的平面、层间和层内矛盾,以油砂体为单元,利用油藏数值模拟手段进行了剩余油分布规律研究。总结剩余油在纵向和平面上的分布特点,根据储层非均质性对油田开发的影响和剩余油分布规律,对钟市油田潜四段进行了层系细分开发调整。研究成果表明:多层叠瓦状非均质性较强的油藏适合采用层系细分调整技术进行开发,对同类型油藏的研究具有指导意义。     

油藏数值模拟技术在砾岩油藏中高含期调整中的应用——以克拉玛依油田八区克上组油藏为例

砾岩油藏的非均质性特征决定了砾岩油藏总体开发效果较差,尤其是油藏进入中高含水期后常常出现＂两快＂、＂两低＂现象,即含水上升快,产量递减快,注水利用率低,剖面动用程度低。剩余油分布认识不清,剩余储量难以调动,油藏开发后期挖潜调整难度较大。根据砾岩油藏中高含水期特点,对克拉玛依油田八区克上组油藏进行了油藏数值模拟研究,量化了剩余油分布,并对影响开发效果的关键因素进行了指标预测和优选,提出油藏合理开发方式及开采技术界限。根据数值模拟跟踪研究成果实施二次开发调整,新井初期产能及剩余油与数模剩余油研究及预测结果符合率达90%,表明油藏数值模拟技术在砾岩油藏中高含水期控制含水上升、提高采收率、制定高效科学合理开发政策等方面具有重要的应用价值。     

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。     

苏丹Main Unity区块剩余油分布规律及挖潜策略

为了进一步提高研究区水驱采收率,应用Eclipse数值模拟软件,系统地研究了油藏中剩余油的空间分布.结果表明,在不同开发阶段油藏剩余油分布受不同因素的控制,在弹性开发阶段,油藏剩余油主要受储层物性的差异性所控制;在注水开发阶段,储层非均质分布以及井网方式对剩余油分布起到较大的控制作用,该区块目前的剩余油主要分布于渗透率较低的区域、注采井网不完善的油层或油层中的不完善区、注水井非主流线区域.通过井网局部加密、层系调整、注水保持压力可以有效地改善Main Unity油藏的开发效果,但对Main Ghazal这类具有良好物性,连通性好,而且面积不太大的断块油藏,边缘注水开发方式比含油区内部注水开发方式更为优越.提出Main Unity油藏下一步开发调整的优化方案,与现有井网相比可提高采收率4.73%.     

坪北油田延长组油藏剩余油数值模拟分析

鄂尔多斯盆地坪北油田延长组储层属于特低渗透油藏,由于特殊的原生孔隙结构和后期人为改造,导致剩余油分布极为复杂,运用常规油藏动态分析方法开展剩余油描述精度较低,不能满足精细开发的要求。以坪北油田A区块为研究对象,以油藏地质精细建模和非线性数值模拟技术为研究手段,分析剩余油的分布规律,认为剩余油主要受油井距、油水井排距和储层裂缝分布等因素的控制。这一结论与生产实际基本一致,为油田进一步调整挖潜提供了支撑。     

基于流管法低渗透油藏开发数值模拟研究

针对低渗透油藏普遍存在启动压力梯度这一特点,应用流管法进行油田的实际开发效果评价数值模拟研究。建立了一注一采概念模型,求解模型并且绘制了该概念模型的流管法渗流模板,给出了渗流模板进行油田开发动态分析的方法,进行概念模型饱和度场对比,验证采用流管法进行模拟研究的正确性。应用流管法分别进行常规油藏X6区以及存在启动压力梯度低渗透C55区数值模拟,验证流管法应用于油田实际数值模拟研究的适用性。研究表明,流管法适用于常规油藏以及考虑启动压力梯度的低渗透油藏的数值模拟研究,能够准确的评价小层的动用程度和反映剩余油分布情况,描述低渗透油藏因启动压力梯度而存在无法有效动用区域的特点。     

坪北油田井网综合调整潜力研究

坪北油田是典型的"三低"油藏,目前已进入高含水开发阶段,老区综合调整是今后高效开发的重要方向。基于对油田地质特征再认识和油藏开发特征分析,认为油田剩余油富集在物性较差储层的大中孔中,平面剩余油富集在油排井间、油水排排间及裂缝两侧,在储层叠合区开展纵向层系细分、平面井网重组的综合调整可进一步提高开发效果。     

复杂断块油藏高含水期精细描述技术及剩余油分布规律

本文介绍了江汉油区钟市油田油藏精细描述的主要技术 ,它包括构造精细解释、储层沉积微相、储层预测、储层物性参数解释模型及储层三维地质模型等具体研究方法 ,并结合油藏数值模拟技术研究油藏剩余油分布规律。依据研究成果 ,部署12口调整井 ,取得了显著的开发效果     

渤南油田六区剩余油分布研究

本文以渤南油田六区剩余油分布况为研究目标,在油藏地质,开发特征再认识的基础上,将流动单元研究与数值模拟相结合,成功地实现了油田开发历史的拟和,从而预测出渤南油田六区剩余油分布状况。     

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。     

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.     

利用数值模拟技术研究面12区剩余油分布

在注水的油藏中,尤其是当油藏达到高含水开发阶段时,定性或定量研究剩余油的分布规律,是改善油藏开发效果的一个有效途径。利用油藏数据模拟新技术,对面12区进行了剩余油分布的研究,从宏观上查明了油藏各小层的储量动用状况和剩余油分布规律。     

中高渗油藏开发流体势对剩余油分布控制机理

针对中国东部中高渗老油田开发中后期剩余油分布预测研究,采用受力分析、理论模型建立及实例研究的方法,对开发流体势控制的剩余油分布机理进行研究.以Hubbert流体势理论为基础,对已开发油藏流体进行受力分析,确定流体所具有的开发流体势能类型及地质意义,建立中高渗油藏不同开发阶段流体势理论模型,研发了开发流体势模拟软件,提出一种基于开发流体势场的剩余油表征方法.结果表明:不同类型开发流体势场对油水运动控制存在差异性,提出3类流体势低势区,即低位能、低压能及低界面能低势区,运用开发流体势原理对文33沙二下油藏进行实例解剖分析,提出3类低势区控制的剩余油富集区,即低位能低势区控制的"阁楼型"剩余油、低压能低势区控制的"动态型"剩余油和低界面能低势区控制的"边缘型"剩余油,相应低势区流体势分布为2.7×107~3.1×107 J/m3,有效预测了不同类型剩余油的空间分布.     

沈84-安12块特高含水期精细注水开发实践

静安堡油田沈84-安12块为复杂断块注水开发多层砂岩油藏,也是辽河油田储量规模和产量规模最大的高凝油油藏.该油藏经过5次加密调整,现已进入特高含水低速开发阶段.为有效改善开发效果,针对水驱"四大"矛盾加剧、剩余油高度分散等问题,运用油藏工程分析和数值模拟等方法,攻关形成了以"五个精细"为核心的特高含水期注水配套技术.结...