老君庙油田M油藏剩余油分布规律研究

老君庙M油田因为经历了多年的开发与调整,地下油、气、水分布十分复杂,因此,高含水期油田开发与调整难度比处于低、中含水期的油田要大得多。剩余油研究是中高含水期油藏改善开发效果的重要工作,是开发调整、综合治理的依据。本次研究除运用动静态综合分析法定性—定量对宏观剩余油分布作出描述研究,也运用油藏数值模拟技术结合宏观剩余油描述结果定量地精确研究剩余油分布规律。     

"三低"油田中高含水期剩余油分布研究及综合调整挖潜技术

油田开发中高含水期的油藏管理和剩余油分布规律的研究,是油田挖潜上产的重要基础,这对于低孔、低渗油田更为重要。温米油田是一个早期注水开发的中低孔、低渗、地层水矿化度低的“三低”油田,目前已进入中高含水采油期。在油田开发调整中建立起了适合“三低”油田地质特征及剩余油分布特点的有效的油田中高含水期综合调整挖潜模式,即通过深化油田地质特征认识,精细油藏管理,结合数值模拟技术,研究地下油、气、水的运动规律,进而研究剩余油分布,并根据这些成果进行挖潜上产,取得了显著的效果。这对于其它低孔低渗油气田也有一定的借鉴作用     

准噶尔盆地砾岩油藏数值模拟及剩余油分布规律研究——以一东区克上组砾岩油藏为例

针对克拉玛依油田一东区克上组砾岩油藏在中高含水后期存在的诸多问题,提出利用油藏数值模拟技术,模拟地下油藏在注水开发过程中的油水运动情况,分析剩余油的分布规律,为下一步油藏开发方案的部署做出了指导意义。从而对准噶尔盆地砾岩油藏的注水开发提高采收率及如何高效开发该类油藏提供了可靠的理论依据。     

大庆长垣外围低渗透油藏开发调整技术

随着注水开发的深入,大庆长垣外围低渗透、低丰度、低产油藏的开发矛盾逐渐暴露出来:中高含水区块采出程度高,剩余油分布零散,注水开发调整挖掘剩余油难度大;特低渗透裂缝发育区块含水上升快、产量递减快,控水稳油难度大;超低渗透裂缝不发育区块启动压力梯度大,注水受效程度低,开发调整提高有效动用程度难度大.为此,借鉴大庆长垣喇萨杏油田油藏精细描述及其剩余油分布研究技术思路和方法,结合长垣外围已开发油田地质特征和注水开发特点及开发调整实践,研究形成了包括低渗透油藏分类评价、油藏精细描述、剩余油描述、井网加密调整、注采系统调整及微生物驱油和蒸汽驱油在内的综合调整技术,为外围油田注水开发调整提供了技术支持.     

油藏数值模拟法预测剩余油分布及调整挖潜措施--以临南油田夏32块油藏为例

以临南油田夏32块油藏为例，叙述了边水活跃油藏中高含水期油田调整模式。在精细油藏描述的基础上，利用油藏数值模拟技术研究剩余油分布规律是较为直观的好方法。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，针对不同的剩余油分布形式，提出控水稳油的挖潜调整措施。     

边底水油藏开发效果及调整对策研究

马北一号油藏规模小、含油带窄、边底水发育,早期开发采取一套不规则基础井网控制主力油层、边认识边布井的开发模式,油井投产后普遍出现地层能量较弱、含水上升快、产量递减迅速等问题.针对油田开发现状,应用灰色综合评价技术对油田水驱开发潜力地质影响因素和开发效果进行评价,在油藏剩余油、加密调整潜力分析基础上,基于数值模拟技术,有针对性地转变油藏开发模式,调整层系井网,充分动用挖潜油藏剩余油.研究表明,调整对策能有效减缓含水上升和产量递减速度,改善油藏开发效果.     

濮城沙二段油藏高含水期剩余油分布及挖潜研究

濮城Es2段油藏为复杂断块油藏,进入高含水开发期后,油藏产量递减大,含水上升快,注采系统适应性差,应用测井资料,油层平面非均质性分析,沉积相分析,数值模拟及测井－沉积微相法,对该油藏剩余油分布规律及开采方法展开研究,剩余油挖潜措施实施后,增油效果十分明显,该研究对高含水期同类油藏的开发具有一定的借鉴作用。     

五里湾长6油藏剩余油分布特征及挖潜技术研究

靖安油田属于典型的低渗透油藏,具有典型的三低特征,油藏进入中含水期,水驱规律、剩余油分布特征较为复杂,调整难度大,因此研究剩余油对低渗透油藏进入中高含水期具有较为重要的意义。本文以靖安油田最具有典型代表的五里湾长6油藏为例,深入研究进入中高含水期剩余油分布特征。五里湾长6油藏已进入中高含水开发阶段,由于不同开发阶段的生产制度、开采速度、注采矛盾、开发特征等原因影响,剩余油分布认识不清,致使剩余储量动用难度增大,严重影响了采收率的提高,本文主要从动态分析法、数值模拟法、沉积相法、动态监测法等国内外成熟的剩余油研究方法有机的结合研究五里湾长6油藏剩余油富集规律,并通过认识的规律指导挖潜剩余油,取得了良好的开发效果,对其它类似油藏的后期开发有较强的指导意义。     

复杂断块油藏开采中后期剩余油分布规律研究

复杂断块油藏是现河与东辛油田的主要油藏类型,经过长期高速开发和多次调整,剩余油分布较为复杂。应用动静态综合分析法、沉积微相法和油藏数值模拟技术定性定量描述油藏剩余油分布,并分析了地质,油藏水驱油机理和开发等因素对剩余油分布的影响。研究成果应用于主力断块油藏综合调整挖潜,产量上升,综合含水下降,采收率提高4.2%。     

水平井技术在太平边底水稠油油藏的应用

为了改善开发效果,提高采收率,针对太平油田边底水稠油油藏直井开发含水上升快、采收率低的问题,在沾18块边底水稠油油藏开展了水平井整体调整技术的研究及应用,取得较好效果。初步形成了边底水油藏剩余油分布规律研究、隔夹层研究、水平井技术等水平井整体调整技术,对太平油田边底水稠油油藏及同类油藏的开发具有较好的指导和借鉴意义。     

非均质复杂断块油藏渗流规律与挖潜研究

砂岩油藏高含水期提高采收率问题具有普遍意义。茨601区块目标油藏储层具有中孔、中高渗物性,但18年开发的采收率仅为8.5%,明显低于一般类似油藏。在精细地质研究和油藏工程分析的基础上,建立了三维地质模型和油藏数值模拟模型,借助历史拟合和典型井网单元模拟,研究分析了油藏内渗流规律和开发特征,搞清了非均质复杂断块油藏砂体分布不连续,井间连通性差是油藏采出程度低的主要原因。基于以上认识并结合剩余油分布研究结果,提出了合理的开发调整建议,对于高含水期砂岩油藏开发具有代表性。     

蒙古林常规稠油砾岩油藏高效开发技术

蒙古林砾岩油藏属于低饱和底水油藏。由于油层厚度薄，油水粘度比大，储集层非均质性严重，油藏开发难度大，开发过程表现出油藏无水采油期短，综合含水上升快，产量递减快的特点。在深入研究油藏地质特点和动态特征的基础上，根据不同阶段的开发特点，采取了各种针对性强的开发技术和调整措施，达到了减缓含水上升速度，提高注入水波及体积，抑制底水锥进的目的。10年来，经过各项开发技术的综合运用，使油藏达到了较高的开发水平。较详尽地总结了该油藏的开发调整技术，为我国其它同类型油藏开发提供了经验。     

低渗透油藏中高含水期储层改造技术优选及参数优化研究

低渗透油藏压裂投产和后期措施增产是获取较高生产能力的有效手段,但随着油藏进入中高含水期,措施效果逐渐暴露出措施后含水上升,效益差等问题。为此本次以多学科剩余油成果为基础,通过有效驱动体系评价、措施改造工艺优选,取得了较好的效果,为低渗透油藏中高含水期高效开发和提高采收率提供了依据。     

中高含水期油藏剩余油潜力定量化评价新方法及其应用

针对目前中高含水期剩余油定量化表征存在的问题,基于三维精细数值模拟模型,提出了利用优势生产潜力定量化表征中高含水期剩余油分布潜力的方法。该方法计算简单,且考虑了油藏储量丰度、油藏压力、地层渗透性、距边界距离和油气水关系位置对产能的影响。实例计算表明,相对于剩余油储量丰度法和剩余油优势潜力丰度法,使用该方法能够较为准确地找到剩余油优势潜力部位,制定较好的剩余油调整挖潜方案。     

底水油藏水平井含水上升规律影响因素研究——以临盘油田某底水油藏水平井为例

针对底水油藏水平井见水后含水上升速度快,治理难度大的问题,本文以临盘油田某底水油藏的30口典型水平井为研究对象,基于该油藏实际地质资料,以生产动态分析与数值模拟相结合的手段,采用灰色关联度模型和理论数值模拟方法,分析底水油藏水平井见水后含水上升规律,并对含水主控因素进行分析及排序,从而为同类底水油藏的含水上升规律预测、水平井调整治理以及后期剩余油挖潜对策等提供技术指导。研究表明:(1)底水油藏水平井含水上升规律主要受避水高度、夹层类型、油层厚度以及水体厚比的影响;(2)不同因素对底水油藏水平井含水上升的影响程度不同,油田现场需根据实际情况有针对性的进行调整;(3)本文研究以典型油田丰富的实际数据为基础,现场可操作性和适用性强。     

安塞油田中高含水期剩余油有效动用技术研究

安塞油田是典型的低渗透油藏,经过20多年的开发,目前已进入中高含水期,开发矛盾也日益突出,主要存在油井见水后产量递减快、储层天然微裂缝发育、剩余油分布更加复杂、套损及水淹关井逐年增多等问题。结合安塞油田多年开发实践效果,在研究剩余油分布规律的基础上,开展了井网调整、重复压裂、堵水调驱、套损井治理工艺技术研究,形成了安塞油田中高含水期剩余油有效动用技术。该技术在安塞油田推广应用1 100余井次,累计增油20余万吨,采收率提高了1.8%,油藏整体开发形势较好。     

文92南块油藏数值模拟及剩余油分布规律研究

针对文东油田文92南块断块小、构造复杂等地质条件和高含水的开发现状,依据油藏类型和渗透机理建立了数值模型,应用美国GCC公司先进的第三代油藏数值模拟软件SURE5.2对该区块进行了油藏数值模拟和剩余油分布规律研究.通过油藏地质储量和生产历史拟合,预测了模拟层剩余可采储量与剩余油的分布规律.     

油藏数值模拟在油田开发调整中的应用——八面河油田面4区面3块开发调整方案研究

针对油藏现状,在油藏描述的基础上,进行网格划分,建立地质模型;根据生产历史资料建立动态模型;通过对油藏模型参数的分析,建立油藏数值模拟模型;应用数值模拟软件对面3块进行了三维三相油藏数值模拟研究。根据拟合成果提交了含水饱和度分布图、单位面积剩余储量分布图和各砂体储量状况表,分析了剩余油分布规律和油藏开发潜力,对面3块进行了调整方案设计和调整后的效果分析。     

王30井区普通稠油油藏高含水期开发调整研究

通过油藏工程法结合综合地质精细描述技术,对王场油田王30井区油藏在纵向和平面的分布特征及剩余地质储量进行了详细研究,总结了其地质上具有地层倾角大、油藏非均质性严重、平面上原油粘度变化大的特点;开发上具有典型普通稠油油藏开发特征:油水初期含水上升快,没有无水采油期,油水分异作用明显、平面指进现象严重且层间出力不均;该区剩余油主要集中在储层物性差的层及井网控制程度低的区域,计算了剩余地质储量。针对剩余油分布特征,提出了调整部署建议,将王30井区分为主力层和非主力层进行开采,为高含水后期稠油油田挖潜提供参考依据。     

数值模拟技术在中含水期油藏开发调整中的应用

D5油藏进入中含水期后,随着采出程度的增加,主力油层普遍见水,含水上升速度加快,采液、采油指数下降,油田递减加大,同时水驱油效率降低,局部剩余油富集程度仍旧较高,依靠单一的注采调控手段挖潜难度增大。结合油田动态响应,应用油藏数值模拟技术,实施分区域注采调整、剩余油分布规律研究、井网加密调整预测等油藏开发试验方案,对比方案结果指出,D5油藏应调整分区域注采比,在油藏北部剩余油富集区域实施对角井网加密,可以有效提高采收率。