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。     

哈南油田阿尔善组油藏剩余油分布规律及开发对策

哈南油田阿尔组油藏是一断层发育，构造复杂破碎多层油藏，其油藏流体类型属于黑油。该油藏１９８９年６月正式投入早期注水开发，经历了三次大的调整和不断加密，完善井网，至１９９７年１２月，基本形成了四套较完善的独立井网注采四套层系的局面。     

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     

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。     

剩余油分布规律的精细数值模拟

以胜二区沙二段８单元为研究对象,建立了该开发单元储层物性和原油物性随不同开发阶段变化的数值模型,并此基础上进行了精细油藏数值模拟研究。研究结果表明,渗透率、原油粘度和密度随不同开发阶段的变化对剩余油分布和油田开发效果影响均较大。对注水开发历史较长的油田,在进行精细油藏数值模拟时,应该考虑渗透率和原油物性随时间的变化,从而为进入注水开发的老油田的挖潜上产提供可靠的决策依据,通过对８单元的精细油藏模拟     

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。     

气顶底水浊流相油藏剩余油分布研究

浊流相油藏中存在气顶和底水时,因其特殊的沉积特点,内部油气水运动变化复杂,开发中后期剩余油分布研究难度较大。以欢17块大凌河油藏为例,应用油藏数值模拟方法,定量研究了气顶底水浊流相油藏开发中后期剩余油分布规律。通过研究,明确了此类油藏地质模型建立过程中的关键点在于隔夹层分布的正确描述。给出典型范例详解了隔夹层分布的修正过程;指出了此类油藏拟合过程中的重要拟合指标综合含水率和产气量的拟合关键点,并分析得出油侵气顶区及构造顶部区是该类油藏剩余油的主要富集区域。最后,基于剩余油数值模拟结果,提出了压水锥和侧钻水平井相结合的开发调整方式,为高效开发此类油藏提供了技术支持和决策依据。     

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。     

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。     

马岭油田南一区直3~2油藏剩余油研究

针对马岭油田南一区直32油藏含水上升加快、产量递减幅度加大的实际,利用数值模拟方法,详细分析研究了该区的生产历史、剩余油分布状况及控制剩余油分布的主要因素.研究结果表明,尽管该区目前采出程度较高,油井综合含水率高,但在单向水驱的边角区、多方受水的挤压区及局部低渗区还具有较多的剩余油,是下一步挖潜的重点区域;油藏边水及储层非均质性是影响剩余油分布的主要因素.     

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.     

应用数值模拟技术研究安塞油田王窑中西部剩余油分布

为了进一步摸清王窑中西部目前剩余油的分布情况,为下一步注水开发调整提供理论依据和指导,提高油田的产量和开发效果,对王窑中西部进行了数值模拟研究.对1988年到2002年的地质储量、含水率、注水量、累产量和压力等参数进行了拟合,拟合准确度比较高.并在此基础上得到了剩余油饱和度分布图,同时结合现场生产实际对剩余油饱和度分布图进行分析,对下一步的调整方案提出了针对性强的措施.     

古城稠油油田BQ10断块剩余油分布数值模拟研究

摘要：特超稠油油田进入蒸汽吞吐中后期后,预测剩余油分布是研究的重要内容。以油藏地质建模和数值模拟为核心,根据古城稠油油田储层特征,建立精细的三维地质模型和油藏数值模拟模型,并对区块地质储量、采液量、采油量、注汽量及单井生产历史进行了拟合,综合应用剩余油储量丰度、砂岩有效厚度、渗透率和沉积微相类型等4个指标,制定剩余油的分类评价标准,分析BQ10断块中部区块H3Ⅳ9层的剩余油分布状况,为下步调整挖潜提供充分依据。     

胜坨油田二区三角洲砂岩油藏剩余油形成的影响因素分析

胜坨油田二区三角洲砂岩油藏剩余油形成的影响因素是多方面的。研究表明,宏观影响因素主要有7种,其中有4种因素影响较大。侧缘微相带由于注水状况差,易于形成剩余油;小鼻状微型构造高部位剩余油相对富集,且向上驱油对油井生产有利;靠近断层的地带封闭性好,剩余油相对富集;注水井网不完善易于形成相对富集的平面剩余油潜力区。微观影响因素主要来自孔隙结构的非均质性、原油性质和注水压差,剩余油主要是在多孔隙网络体系条件下形成,其形态多以油珠、油丝、小油块和孤岛状分布。剩余油形成过程中,宏观因素对微观因素有4个方面的控制作用,它们决定油层孔喉结构及润湿性,提供水驱油动力,控制水驱油过程,影响水驱油的速度。此研究结果有助于研究区的剩余油挖潜。     

下二门油田中上层系剩余油成因及可动油定量分布研究

影响油田剩余油分布的因素很多,为了更合理地开采下二门油田,必须针对其地质开发特点,寻找影响剩余油分布的主控因素.根据精细油藏数值模拟结果,对下二门油田中上层系15个流动单元的剩余油饱和度进行了定量精细描述,结果表明:该油藏剩余油分布主要受断层封闭性和储层物性条件的控制.通过油藏数值模拟的结果到油藏三维地质建模的转换计算,获得了15个流动单元剩余油量和可动油量的定量统计值.     

三角洲前缘相储层剩余油分布特征及挖潜对策研究

针对以三角洲前缘相沉积为主的油藏,结合沉积微相特征对剩余油的控制作用,分析了层间、层面、层内剩余油分布特征,采用数值模拟方法研究了三角洲前缘相储层的剩余油分布规律,主要有水下分流主河道及主体席状砂体侧缘剩余油、断层遮挡型、注采不完善型、层间干扰型,并根据剩余油分布规律提出对应的挖潜对策,井网加密、注采系统调整、注水井调剖、酸化等。     

缝洞型油藏剩余油形成机制及改善开发效果研究

采用数值模拟方法研究了缝洞单元剩余油形成机制和改善水驱开发效果方法。研究表明：油水重力分异作用导致溶洞内残余油和束缚水含量决定于流出侧缝洞连接点位置,从而得到了残余相饱和度表达式;油水密度差、缝洞连接关系和缝洞单元压力系统是影响缝洞型油藏剩余油形成和分布的三个因素,油水密度差是根本原因,缝-洞连接关系是主控因素,而缝洞单元压力系统则属于次要原因;提出了水驱后续注气开发、高含水期转换注采关系开发、注水井提液开发三种提高采收率技术,可不同程度降低剩余油饱和度,但各种方式的优劣并不是绝对的,需要根据缝洞连接方式和注采井与缝洞单元连接位置进行优选。     

油藏数值模拟在剩余油预测中的不确定性分析

油藏数值模拟作为一种定量的剩余油饱和度预测方法 ,在油田开发后期剩余油分布研究中起着越来越重要的作用 ,但其预测精度也不可避免地受到多种因素的影响。对剩余油预测中油藏数值模拟精度的影响因素进行了分析 ,结果表明 ,地层对比的多解性、储层物性参数求取的不确定性以及储层非均质描述的局限性是影响数值模拟精度的主要地质因素。此外 ,相对渗透率曲线的选取、动态数据的获取及数值模拟软件本身都存在较大的不确定性 ,这些都会影响到油藏数值模拟的精度。因此 ,在剩余油研究过程中 ,不能过分依赖油藏数值模拟。应该综合运用地质、地震、测井、油藏工程、油藏数值模拟等多学科知识进行研究 ,以提高剩余油饱和度的预测精度。     

丘陵油田陵二区三间房组油藏剩余油分布规律

目的 对丘陵油田陵二区三间房组注水开发生产状态下的剩余油分布做进一步的分析研究。方法 以地质研究成果为基础，结合生产动态资料，运用动态分析等方法对丘陵油田陵二区三间房组油藏的剩余油进行研究。结果 受地质因素和生产状况双重作用的控制和影响，纵向上三间房油层组顶部动用程度差，剩余油相对富集，中下部动用程度高，剩余油饱和度低；平面上剩余油主要分布在主相带的侧翼、断层附近、注水井间压力平衡区和采油井之间的死油区。结论 为加密井井网调整提出理论指导，最终达到稳产、增产，提高采收率的目的。