复杂断块砂岩油藏提高水驱采收率技术研究

结合中原油田复杂断块砂岩油藏开发实践,重点研究了复杂断块油藏的基本地质特征、采收率评价、剩余油分布研究、提高水驱采收率技术及技术经济界限等.探索出了一套复杂断块砂岩油藏提高水驱采收率的研究思路、方法和配套挖潜技术.对同类型油田中高含水期提高水驱采收率,实现高效开发具有一定的借鉴和指导意义.     

双河油田437块Ⅱ1-2油藏剩余油分布研究

注水开发油田进入高含水期后,开发矛盾日益突出,挖潜难度越来越大,认识高含水后期剩余油分布规律是油田开发调整和提高采收率的重要依据.在油藏地质综合研究的基础上,应用油藏工程法及动态监测、油藏数值模拟等方法对剩余油分布进行分析.油藏工程法、动态监测等方法可以时剩余油分布进行定性描述.油藏数值模拟方法可对该区块进行定量分析,...     

高孔渗强边水小规模砂岩油藏氮气人工气顶驱油矿场试验——以春光油田春22井区为例

春光油田高孔渗、强边水、小规模砂岩油藏采用天然边水驱动开发方式,进入高含水开发后期,在现有井网条件下,顶部剩余油、侧翼剩余油无法有效动用。为此,利用数值模拟技术,开展了氮气人工气顶驱油的油藏适应条件、注采方案设计优化等研究。该技术在春22井区进行了矿场试验,取得了较好的开发效果。对国内外类似高孔渗强边水小规模砂岩油藏高含水开发后期进一步提高采收率具有借鉴意义。     

高含水砂岩油藏降压开采数值模拟研究方法

中高渗砂岩油藏在注水开发高含水后期,利用油藏降压开采作为开采转换方式措施是提高水驱采收率的重要方法,关键是如何依据油藏的静、动态等条件与状况,量化给出降压开采的时机、地层压力降落的程度、含水率与采出程度的相关关系来最大限度的取得最高水驱采收率。在研究与综合分析国内外高含水油田油藏数据的基础上,分别按正韵律、反韵律、复合韵律建立计算模型,设计了42种数模计算方案,并以某油田断块为重点,应用CMG公司的IMEX黑油模拟器,设计并计算研究了26种数模计算方案,取得了一定的研究成果,为研究砂岩油藏高含水后期开发时实施降压开采措施提供了方法与认识,并对断块的生产历史和数值模拟研究计算结果与计算模型的计算结果进行验证比较,结果可以看出两者有很好的可比性。     

水驱特征曲线在东河砂岩油藏可采储量预测中的应用

水驱特征曲线是预测油藏开发动态和标定油藏采收率的一种重要方法。本文通过绘制东河砂岩油藏四种水驱特征曲线,结合上报可采储量、数值模拟预测,找出适合目前东河砂岩油藏开发的水驱特征曲线,并分区预测东河砂岩油藏可采储量、采收率、产水量、综合含水等开发指标,为东河砂岩油藏下步开发调整,提供理论依据。     

陆相高含水油藏提高水驱采收率实践

总结了以胜利油田为典型代表的我国东部高含水油田提高水驱采收率的技术实施经验,通过室内物理模拟水驱油实验和数学模拟计算,揭示了剩余油富集区的形成机理和分布规律。研究结果表明,低级序断层、夹层和储层优势通道是高含水油田剩余油富集的主要地质控制因素。利用低级序断层描述与预测、夹层描述与预测、河流相储层构型以及油藏综合地球物理等剩余油分布研究技术,在高含水砂岩油藏预测出了由低级序断层和夹层控制的剩余油富集区,辅以精细开发调整、复杂结构井等针对性的提高水驱采收率技术,取得了很好的应用效果。分析并指出了老油田提高水驱采收率研究所面临的挑战和技术攻关方向。     

龙虎泡油田高含水期注水开发调整技术

在阐述龙虎泡油田初期天然能量开采、转注后实施“三分、五清”精细油藏管理和提压注水效果的基础上,针对油田高含水期注水开发中存在的井网对砂体控制程度低、剩余油分布相对零散、注采系统不完善等问题,依据油藏数值模拟、油藏工程方法及高含水期开发调整矿场试验结果,研究形成了反九点转五点注采系统调整、以挖潜零散剩余油为主的局部井网加密调整、中渗透油层高含水期提液增产调整和多油层高含水期聚合物深度调剖技术.高含水期注水开发调整技术控制含水率、递减率和提高采收率效果显著,对类似油田的开发具有重要指导意义.     

砂岩油藏特高含水期的水驱特征

注水开发砂岩油藏进入特高含水期后,其生产特征和水驱规律都与高含水阶段有所不同,高含水阶段的水驱规律不能用于指导特高含水期的生产实践。为了做好特高含水期的油藏开发管理工作,基于DT油藏的生产数据,从生产特征和驱油机理出发,研究了特高含水期的水驱规律,取得了以下主要认识。特高含水期油藏呈现出了"一高两低"的生产特征,即高含水、低产量、低采出程度。产量递减率和含水上升速度也都较低。地下存在大量的剩余油可以挖潜。油藏存在水驱采油和水洗采油两个基本的开采机理,水驱采油的对象为连续型剩余油,开采效果较好;水洗采油的对象为离散型剩余油,开采效果较差。油藏开发初期以水驱采油为主,然后转变为开发后期以水洗采油为主的开发过程。高含水阶段的水驱曲线和水油比曲线近似为一直线,特高含水期的水驱曲线和水油比曲线出现上翘,表明水驱采油向水洗采油过程的转变,开采效果变差。用高含水阶段水驱规律预测的油藏采收率比用特高含水期水驱规律预测的采收率高,DT油藏平均高了5.24%。提高采收率的方法都是通过提高采出程度来实现的,具体包括3个方面:扩大波及、加深水洗、提高驱油效率。长期水洗也可以提高油藏采出程度。特高含水期的油藏开发仍应以扩大波及为主,并带动驱油效率一起提高。     

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。     

砂岩油藏不稳定注水技术及应用效果监测方法

胜利油区砂岩油藏的储层非均质性影响了水驱开发效果,特别是油田进入高含水期后,油藏层间、层内及平面矛盾突出,储量动用不均衡.20世纪80年代末至今,胜利油区逐渐加大了不稳定注水技术的研究和应用力度.结合实验、油藏数值模拟研究及矿场应用效果,阐述了不稳定注水技术提高采收率的机理及应用条件,提出了配套的评价应用效果的监测方法.不稳定注水技术可以改善油藏水驱效果,提高油藏采收率;利用开发测井、生产测井、试井分析、检查井取心资料分析等方法,可以半定量、定量描述油藏水驱动用状况及剩余油分布的阶段动态变化,为不稳定注水工程参数的进一步优化提供依据.     

特高含水油藏剩余油潜力评价及调整对策

水驱油藏进入特高含水高采出程度开发阶段,剩余油的分布更加复杂,开发难度逐年增大。以首次选取综合含水大于98%的特高含水断块油藏为研究对象,选取综合含水和采出程度等指标建立剩余油潜力评价的标准,将剩余油潜力分为四类。通过潜力评价,确定了特高含水期剩余油潜力方向,并进行分类调整对策研究。实施效果表明,在特高含油藏仍然存在低含水剩余油潜力区,具有进一步提高采收率的空间。该研究成果对同类油藏开发后期提高采收率具有重要的借鉴意义。     

油田高含水期开发方法研究取得重大成果

<正> 我国东部地区已开发油田多处于高含水期开发阶段,为确定挖潜稳产措施,总公司勘探开发科学研究院油田开发所油田高含水期开发方法研究项目组,剖析了我国13个改善开发效果显著的油藏,综合分析了改善高含水期油田注水开发效果的实例,并对高含水期油田开发方法、注水砂岩油田高含水期调整方法及油田产量递减规律等进行了研究,取得了一批科研成果。油田高含水期开发方法研究,包括油田开发分析、注水驱剩余油分布研究及油田高含水期调整原则和方法等研究,该套方法已在     

CURRENT STUDIES AND PROSPECTS OF THE REMAINED OIL DISTRIBUTION IN HIGH-WATER-CUT OILFIELD

大部分国内油田和海外开发油田已经进入高含水期,探索高含水油田剩余油分布规律对油田高效、可持续开发具有重大意义.在大量文献调研的基础上,综合国内外微观和宏观剩余油分布研究方法、主控因素及分布规律后认为,采取分层次、分规模剩余油分布研究策略有利于明确剩余油的优势潜力及挖潜技术方向,综合多学科定量化表征剩余油分布有利于降低预测的不确定性,为更精准表征剩余油需大力发展地震、测井及大型精细化数值模拟技术,微观上需建立更完善的仿真模型及更先进的饱和度测量方法,宏观上需加强天然能量驱动油藏及非常规油藏剩余油分布规律研究,完善以多层状砂岩油藏注水开发为主导的剩余油分布模式,以改善高含水油田开发效果.     

试析疏松砂岩油藏高含水期剩余油分布研究与挖潜

在我国油田生产过程中,在油田开始进入高含水期后,通过强化注水挖潜工作、精细油藏研究并对其进行三次采油调整挖潜后,地表下的剩余油便分布的更加隐蔽、分散。因此加强在疏松砂岩油藏高含水期剩余油分布状况的研究力度可以有效提升油田开采生产工作质量,并增加石油开采总产量。综上所述,本文将展开对疏松砂岩油藏高含水期剩余油分布的简单分析,旨在帮助我国油田企业抓住高含水期剩余油分布的规律,提升我国油田的开采质量。     

高含水期水动力学开发调整数模新技术应用

油藏数值模拟新技术是高含水期油田开发调整的有力工具。它提供多样化的图形，帮助油藏工程师迅速了解油田开发历史和分层水淹过程。饱和度图可以帮助发现剩余油分布富集地带，流线图是重要的流体力学研究手段。对于埕东油田，通过历史拟合确定剩余油分布，然后优化开发调，补充井，为变液流方向和转注高含水井，达到了改善油田开发效果和提高采收率的目的。     

老油田聚合物驱后剩余油分布规律及提高采收率对策研究——以北大港油田开发区明Ⅲ_2油组为例

大港油田大部分油藏已进入注水开发后期,油藏递减和含水上升难以控制,注采关系有待改善。为了提高地下原油采收率,应用油藏精细描述技术,对油藏动静态特征进行了准确认识,重建地质模型。针对油藏高含水期水淹水窜特征,采用聚合物驱三次采油技术手段,1986年在注采井网完善、构造简单、油层单一且连通性好、高含水期的××油藏开展了聚合物驱三次采油实验,提高原油采收率9%。并根据××油藏聚合物驱油的实际情况,通过聚合物驱油动态监测、示踪剂跟踪分析、聚合物驱油后密闭取心井岩心剩余油分布、水洗规律等特征综合研究,重新认识了该油藏实施聚合物驱后剩余油分布特征,为油藏进一步调整挖潜提供了依据,形成了一套老油田聚合物驱油后剩余油分布规律研究方法和进一步提高采收率的挖潜对策。     

高含水期油藏剩余油分布与挖潜研究取得新进展

由中原石油勘探局勘探开发科学研究院等单位承担的总公司“九五”科技工程攻关项目“高含水期油藏剩余油分布的描述、监测与挖潜技术”，顺利通过总公司科技局的中评估验收，被评为A级，为我局“九五”中后期多层砂岩油藏剩余油的挖潜开辟了新的途径。该项目以改善濮城油田特高含水期水驱开发效果、提高采收率为目标，形成一套完整的与多油层水驱油藏相适应的高含水期剩余油分布的描述、监测及挖潜技术，达到工业化应用规模。预计九五期间濮城油田总体提高采收率3％，增加可采储量300万t以上，九五后期推广应用于整个中原油田，增加可采储…     

油田开发后期砂岩油藏防砂工艺适应性分析

胜利油田疏松砂岩油藏埋藏浅 ,砂岩胶结物主要为粘土 ,因而在生产过程中极易出砂。在多年的注水开发下 ,油藏进入了高含水期 ,出砂日趋严重。对疏松砂岩油藏高含水期防砂工艺面临的问题及效果进行了调查分析 ,并分析了目前各种防砂工艺的适应性。     

复杂小断块油藏水驱辅助注气吞吐提高采收率研究

复杂小断块油藏单纯利用注水或注气措施难以兼顾整个剩余油区域,挖潜效果有限。为提高复杂小断块油藏高含水期剩余油采收率,运用数值模拟方法探索了水驱辅助注气吞吐的开发方式,同时利用经济和效率双重指标分析了其油藏适应性。依据不同措施方案下典型模型的开发效果,确定了该方法的最优开发模式为:补充能量—闷井增能—闷井阶段—开发阶段,进一步确定了其技术界限:气水注入速度比为6.5~8.5、阶段二与阶段一增压比为0.1~0.3、注采比为0.4~0.6。将研究成果应用于胜利油田a-7区块,模拟预测表明该方法相比基础水驱开发采收率提高12.96个百分点。研究成果对复杂小断块油藏高含水期调整开发措施、提高采收率具有重要的指导意义。     

渤海天然能量开发砂岩油藏采收率经验公式研究

采收率是评价一个油田开发效果的重要参数,目前,对注水开发砂岩油田、稠油热采及底水碳酸盐岩油藏的采收率预测方法做了较多的总结和较深入的研究,但是,对于天然能量开发的砂岩油藏采收率预测方法研究较少。分析了影响天然能量开发砂岩油藏采收率的主要因素,重点分析了油藏的流度、储层的变异系数及井网密度对采收率的影响,采用多元回归方法建立了采收率的预测公式,利用渤海砂岩油藏天然能量开发的实例对回归的经验公式进行了验证。结果表明:所建立的预测公式在计算海上天然能量开发砂岩油藏采收率方面具有较高的精度,将为今后海上天然能量开发砂岩油藏的开发评价、编制开发方案提供可靠依据。