复杂断块油藏高含水期剩余油挖潜调整技术研究

岔河集油田岔12断块东三段、沙一段油藏为中孔低渗常压高饱和压力非均质复杂断块油气藏,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,为改善油田开发效果,应用数值模拟方法,研究了该油藏高含水期挖潜上产合理的技术开发政策。通过方案优选,确定了该油藏的剩余油挖潜上产方案。今后油藏应立足于注水开发,但不应以补孔改层等为上产措施,而应以化学调驱为主要手段。实施效果表明,所取得的研究成果对油田开发具有较强的指导意义。     

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。     

孤南131断块油藏高含水后期剩余油挖潜

为提高孤南 1 31断块油藏的采收率 ,在加强油藏精细研究、深化油藏认识、搞清剩余油分布规律的基础上 ,通过应用复合解堵工艺、水力割缝技术、完善注采井网、优化生产参数等进行调整挖潜 .经矿场实验后 ,水驱开发效果得到了明显改善 ,采收率由 2 4 .8%提高到 2 9.0 % .该油田的成功经验对类似油田的后期开发具有一定的借鉴作用     

高含水期油藏精细数值模拟研究

传统的油藏数值模拟方法由于没有考虑高含水期油藏开发过程中储层岩石和流体参数的变化,常导致模拟结果的失真。为此对传统方法进行了改进。选用Eclipse数值模拟软件中的黑油模型,应用分阶段油藏数值模方法及垂直平分(PEBI)网格划分技术对胜坨油田二区沙二段第3砂层组进行了高含水期油藏数值模拟。结果表明,分阶段建立地质模型和流体模型,其模拟结果更符合油田开发实际情况。采用PEBI网格划分技术精确描述断层、砂岩尖灭、不规则边界等复杂地质现象,可提高数值模拟的精度。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以及井网方式所控制;而在水驱稳产开发阶段,注入水对储层物性的改造及对高含水期剩余油分布起到较大的控制作用。     

严重非均质油藏高含水期剩余油分布研究进展

目前，我国东部大多数油田在经过长期注水开发后已进入同－特高含水采油阶段，但油藏内仍然有约５０％的可采储量，它们的分布日趋分散，复杂，开采难度越来越大，其中一个最主要的原因是油藏的严重非均质性。文章对国内外剩余油分布状况进行了详细分析，针对我国东部老油田的开发现状，从开发地质的角度出发，详细论述了严重非均质油藏剩余油分布及其动态预测的研究内容和方法，并指出了相应的研究思路和技术关键。     

王场高温高盐油藏剩余油分布研究及综合挖潜措施

应用先进的地质建模、数值模拟软件以及自行开发的确定剩余油分布软件系统地对王场油田潜四段高温高盐高含水油藏的剩余油分布进行了深入的研究,实现了储层建模—数值模拟和剩余油定量研究一体化.通过完善井网、不稳定注水、采取新型抗盐凝胶堵剂堵水等技术进行综合调整,使水驱采收率提高了3.4%.     

孤南131断块油藏高含水后期剩余油控潜

为提高孤南131断块油藏的采收率，在加强油藏精细研究、深化油藏认识、搞清剩余油分布规律的基础上，通过应用复合解堵工艺、水力割缝技术、完善注采井网、优化生产参数等进行调整挖潜．经矿场实验后，水驱开发效果得到了明显改善，采收率由24．8％提高到29．0％．该油田的成功经验对类似油田的后期开发具有一定的借鉴作用。     

严重非均质油藏高含水期剩余油分布研究进展

目前，我国东部大多数油田在经过长期注水开发后己进入高－特高含水采油阶段，但油藏内仍然有约５０％的可采储量，它们的分布日趋分散、复杂，开采难度越来越大，其中一个最主要的原因是油藏（或储层）的严重非均质性，文章对国内外剩余油分布状况进行了详细分析。针对我国东部老油田的开发现状，从开发地质的角度出发，详细论述了严重非均质油藏剩余油分布及其动态预测的研究内容和方法，并指出了相应的研究思路和技术关键。重建适合开发后期的具有预测功能的储层地质模型，对稳定东部，改善油田开发效果，提高油田最终采收率具有重大的意义。     

复杂断块油藏高含水期挖潜技术

东辛油田中部是一个复杂断块油藏,在经历了近40年开发后,目前已进入高含水开发阶段,储层丰度变差,剩余油分布零散等矛盾日渐突出,油藏稳产难度越来越大,针对复杂断块油藏高含水期的开发特征及存在的开发矛盾,提出了九种挖潜稳产技术,现场生产实践证明,它对于减缓老区递减,实现断块油藏高含水期稳产效果显著.     

新民油田高含水期剩余油分布特征及控制因素分析

新民油田目前已经处入高含水开发后期,油水关系复杂,注采矛盾显著,采收率大幅降低,亟待开展精细剩余油分布规律研究。以新民油田民1区块扶余油层为研究对象,基于单砂体精细刻画工作,利用三维地质建模-油藏数值模拟一体化技术开展单砂体层次的剩余油分布研究,进而分析剩余油分布的控制因素。结果表明:剩余油分布特征体现在层间差异、层内差异和平面差异等方面;沉积微相、沉积韵律、单砂体叠置关系、废弃河道遮挡、断层封闭及注采井网不完善等因素单一或组合控制剩余油的分布;层间差异主要受沉积微相控制,层内差异主要受沉积韵律等因素控制,平面差异受控于单砂体叠置关系、废弃河道遮挡、断层封闭及注采井网不完善等因素。     

复杂断块油藏高含水期剩余油定量研究

为对我国老油田后期挖潜、尤其是特高含水低效开发油藏的战略调整等提供新的思路,拓展老油田挖潜的领域与方向,以胜利某油田A断块高渗透大厚层高含水油藏为例,对其开发效果、水淹特征与剩余油分布规律进行了综合研究。结果表明,该断块采收率仅11.9%,而预测采收率在23%以上,一半以上的可采储量没有采出;剩余油在平面上分布于区块的绝大部分区域,纵向上主要集中于7个主力小层,尤其是ES1-32 、ES2-13、ES2-22、ES2-23小层,剩余可采储量在3?04ｔ以上,是将来挖潜的主要对象。此外,在系统研究与总结基础上,提出了A断块两种主要剩余油分布模式。     

老井测钻技术在高含水期增油挖潜的研究

以东濮凹陷胡状－庆祖油田为例,介绍了利用老井测钻技术挖掘高含水期剩余油的方法,根据严重非均质性油藏高含水期开发特点,将剩余油分为储层,构造型及注采不完善型3种,基于胡状－庆祖油田地质构造复杂、断层多、断块小、剩余油分布大多呈零星片状分布,且多为中、低渗层,管几年井况恶化严重,油藏埋深浅等原因,确定侧钻的工艺主要为开窗侧钻和拔套侧钻两种,相应部署实施了换井底恢复储量、挖掘储层剩余油及挖掘构造剩余油型3种侧钻井类型,共实施了21口井,取得单井平均产液27．1t/d,产油10．6t/d,单井增油7．9t/d,实践表明,老井侧钻技术在挖潜增油应用中是有效的。     

辛1断块沙二砂层组油藏数值模拟研究

针对东辛油田辛1沙二砂层组油藏储层层间、层内非均质性严重,开采不均衡;井况差,井网完善程度低;地层能量低,压降大等情况,依据油藏类型和渗透机理建立了该油藏数值模型,在精细油藏描述的基础上,通过对开发动态进行历史拟合,分析了剩余油的分布特征及其控制因素,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.     

高含水期油藏精细数值模拟研究

传统的油藏数值模拟方法由于没有考虑高含水期油藏开发过程中储层岩石和流体参数的变化，常导致模拟结果的失真。为此对传统方法进行了改进。选用Eclipse数值模拟软件中的黑油模型，应用分阶段油藏数值模方法及垂直平分(PEBI)网格划分技术对胜坨油田二区沙二段第3砂层组进行了高含水期油藏数值模拟。结果表明，分阶段建立地质模型和流体模型，其模拟结果更符合油田开发实际情况。采用PEBI网格划分技术精确描述断层、砂岩尖灭、不规则边界等复杂地质现象，可提高数值模拟的精度。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以及井网方式所控制；而在水驱稳产开发阶段，注入水对储层物性的改造及对高含水期剩余油分布起到较大的控制作用。     

聚驱后剩余油分布规律及挖潜对策研究

油田经过聚驱开发,剩余油分布更加复杂零散,运用油藏数值模拟技术、地质综合分析技术,研究了下二门油田聚合物驱后剩余油分布规律,并提出了聚驱后配套高效挖潜对策:不均匀井网优化重组技术、平面液流转向技术、含油污泥深度调剖技术等,实现了对不同类型潜力区的挖潜,这些配套技术应用于现场实际中,取得了较好效果,对其他油田改善聚驱后开发效果和进一步挖潜地下剩余资源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。     

老井侧钻技术在高含水期增油挖潜的研究

以东濮凹陷胡状 -庆祖油田为例 ,介绍了利用老井测钻技术挖掘高含水期剩余油的方法 .根据严重非均质性油藏高含水期开发特点 ,将剩余油分为储层型、构造型及注采不完善型 3种 .基于胡状 -庆祖油田地质构造复杂、断层多、断块小、剩余油分布大多呈零星片状分布 ,且多为中、低渗层 ,近几年井况恶化严重 ,油藏埋深浅等原因 ,确定侧钻的工艺主要为开窗侧钻和拔套侧钻两种 .相应部署实施了换井底恢复储量型、挖掘储层剩余油型及挖掘构造剩余油型 3种侧钻井类型 .共实施了2 1口井 ,取得单井平均产液 2 7.1 t/d,产油 1 0 .6t/d,单井增油 7.9t/d.实践表明 ,老井侧钻技术在挖潜增油应用中是有效的 .     

别古庄油田京11断块剩余油分布研究

别古庄油田京１１断块自１９７９年正式投入开发以来，经过３次层系细分和几次井网加密，截止到１９９６年６月，油田已开发了１７年，注采井总数已达１８０余口，已形成了五套层系（Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ（Ⅴ）、Ⅵ）五套井网开的局面，油田的综合含水已达７３．２％，油田保持高产，稳产的难度愈来愈大。     

半封闭边水油藏特高含水期剩余油分布特征

双河油田437块Ⅱ4–6层系是一个典型的半封闭边水油藏,边水活跃,目前油藏进入特高含水期,单元采出程度45.82%,综合含水率高达97.8%。根据储层地质资料,采用协同克里金确定性建模方法建立了双河油田437块Ⅱ4–6层系的三维地质模型。利用三维地质建模成果,结合储层地质特征、地层流体性质以及油藏生产动态资料,采用油藏数值模拟的方法,得出目前双河油田437块Ⅱ4–6层系剩余油的分布特征及剩余油富集区域,为开发方案调整,高含水期剩余油挖潜提供了可靠的依据。