孤岛油田河道砂储集层油藏动态模型及剩余油研究

对孤岛油田馆陶组河道砂储集层的研究表明,经长期注水开发,储层宏观、微观参数一般都随着油藏开发程度的加深而发生有规律的变化,但不同类型的参数有各自的特征和变化规律。孔隙度变化幅度较小,渗透率变化较大。从总体上来看,注水开发进入高含水阶段后相对变化较快。利用孤岛油田大量的测井及岩心分析资料,建立了孤岛油田河道砂储集层宏观、微观参数动态模型,研究了孤岛油田河道砂储层剩余油控制因素,建立了孤岛油田河道砂储层油藏不同含水期剩余油分布模式,为孤岛油田馆陶组油藏挖潜提供了地质基础。     

利用储层连通性评价剩余油分布

注水开发的油田，对剩余油分布的评价，是提高油田采收率的基础，尤其是油田进入高含水后期开采阶段。剩余油分布的评价，对优化加密井钻井井住，加强油藏管理都是十分重要的。本文提出利用测井信息和油藏工程信息，确定井间储层的连通性，进而利用储层连通性评价剩余油分布。     

兴隆台油田兴28块于楼油层Ⅳ砂岩组剩余油分布研究

在兴隆台油田兴２８块于楼油Ⅳ砂岩组构造和储层研究的基础上,用生产动态,测井,密闭聚心,注水存水率和含油岩微缩技术等五种不贩方法,对该块剩余油饱和度分布进行了分析,基本搞清了剩余油的分布,认为高剩余油饱和度区域主要分布在构造的高部位,剩余油饱和度大于３０％。     

胡状集油田剩余油分布规律及提高水驱开发效果方法

针对胡状集油田储层严重非均质的特点,将剩余油研究与储层微相研究紧密结合,总结了剩余油的分布特征及水淹层电测特征,通过地质工艺结合,选择与之相适应的工艺配套技术,以提高水驱波及体积,合理调整注水、产液结构,有效地遏制了油田的两大递减,实现了连续5a稳产,对严重非均质油藏的开发具有现实指导意义。     

油田高含水期评价剩余油分布的一种新方法

对注水开发油田剩余油分布的评价，是提高油田采收率的基础，尤其是油田进入高含水后期开采阶段。剩余由分布的评价，对优化加密井钻井井位，加强油藏管理都是十分重要的。本文提出利用测井信息和油藏工程信息，确定井间储层的连通性，进而利用储层连通性评价剩余油分布。     

注水油藏大尺度未波及剩余油的三大富集区

我国油田水驱油效率与采收率的差距很大,以河流相储层为例,对应含水率1.0和0.98的平均驱油效率为0.6664和0.5045,而平均采收率仅0.302,说明由于我国油田大都是陆相沉积,非均质性强,使注入水的波及状况仍较差。利用抽象地质模型及相应的典型油层参数加油藏数值模拟加油藏工程加数理统计的研究方法,研究出了“注水多层油藏小层层内与平面波及评价系统”,利用这个系统的计算,确定出了注水多层油藏“大尺度”未波及剩余油的三大富集区:①注水高粘正韵律油层顶部未波及剩余油;②边角影响未波及剩余油;③层系内由于各小层物性差异开采不均衡形成的未波及剩余油。概述了目前确定未波及剩余油的方法及其开采方法,指出这项研究的难度很大,是当前油田开发的核心技术之一,可以称得上是世界级的世纪难题。     

桥口ES2下非均质低渗油藏剩余油研究及挖潜对策

针对桥口油田ES2下低渗油藏储层物性差异大,非均质严重的特点,在储层综合评价、剩余油精细识别技术研究的基础上,实现开发层系转移。在试验理论指导下,结合储层砂体展布,井网变化,纵向水淹及采出的差异性,通过调整注采井网,改变注采井距,“高渗注水,低渗采油”、见效差层补孔完善、压裂不见效注水层段等集成挖潜对策,挖掘剩余油潜力,逐步提高Ⅱ、Ⅲ类层产能,达到提高分类储层采收率目的。
     

濮城油田沙一下砂岩油藏的注水高速开发

濮城油田沙一下油藏的注水高速开发取得了预期效果。其主要做法是：①选择合理方式早期注水，适时放大生产压差,使油藏开发初期赢得高速度；②进行油藏综合研究，制定合理开发政策；③开展储层精细描述研究，提高对储层和构造的认识水平；④应用新技术、新方法研究高含水期剩余油分布状况。     

油藏渗流地球物理新方法探索

老油田进入高含水开发阶段后,随着注水倍数即PV（Pore Volume）的增加,油藏储层物性如孔隙度、渗透率、泥质含量等均随之发生改变,导致渗流场发生变化,剩余油分布预测更为困难,难以给出提高采收率的针对性措施。为此,提出油藏渗流地球物理新方法。通过分析不同注水倍数下储层孔隙度、实际油藏不同开发阶段泥质含量、剩余油饱和度等的变化,论证了发展油藏渗流地球物理技术的可行性和必要性,并形成了一套技术流程,即在岩石物理实验基础上,应用时移地震、时移VSP、时移电磁、生产测井、多域试井等地球物理技术研究油藏渗流场,最终建立多维油藏渗流地球物理地质模型,反映油藏渗流变化。油藏渗流地球物理技术是油藏地球物理技术的延续和提升,将在老油田渗流场重构、提高采收率方面发挥重要作用。     

卫城油田卫22块剩余油挖潜技术研究

卫22块是卫域油田的一个被断层复杂化的断鼻构造。针对该油藏剩余油分布规律认识不清、层 间和层内挖潜方向不明确等不利因素,应用相控理论指导储层与剩余油分布研究,采用层拉平的分析方 法,精细地层对比,细化地质模型,突出数值模拟与油藏工程方法的结合,提高了对剩余油分布的认识; 并通过运用双靶定向钻井、分层改造、分层注水、调剖、打塞等工艺技术集成,探索出了一套适合高含 水期中渗透复杂断块油田剩余油挖潜治理的方法。     

减氧空气吞吐技术在鲁克沁深层稠油油藏的应用

鲁克沁三叠系深层稠油油藏经过多年的注水开发,出现了含水率上升快、水驱效率低、采出程度低等问题。为了解决水驱矛盾,提高单井产量,提出了减氧空气吞吐的方案。通过室内物理模拟实验和数值模拟研究,分析了减氧空气吞吐的机理,优化了注入参数。基于理论研究结果,在鲁克沁三叠系深层稠油油藏开展了减氧空气吞吐矿场试验,结果表明：减氧空气吞吐降水增油的机理是稠油注减氧空气后存在拟泡点,形成泡沫油流分散降黏,同时封堵水流优势通道,扩大波及体积。注气量、注气速度和焖井时间对减氧空气吞吐效果影响较大,建议单井注气量40×10⁴ m³,注气速度4×10⁴ m³/d,焖井时间8~10 d。鲁克沁三叠系深层稠油油藏共实施减氧空气吞吐400余井次,有效率82%,单井平均初期日增油量4.5 t,综合含水率下降42%,有效期达168 d,有效期内单井增油量480.0 t。因此,减氧空气吞吐是深层稠油的一种有效降水增油技术,对同类型油藏注水开发后提高采收率具有重要的借鉴意义。     

薄互层油藏水平井注采试验数值模拟研究

与水平井采油一样,水平井注水作为一种高效的油气开采技术,越来越多的应用于各类复杂油藏开发中。以特低丰度薄层油藏实际区块为实例,通过理论分析、数值模拟及矿场试验等方法,研究薄互层油藏水平井注采开发规律。研究结果表明:水平井注水可形成很好的线性均匀驱替,延缓注入水突破时间,提高水驱波及效率,达到增加注入量、降低注入压力、改善油田开发效果的目的。以肇州油田M井区为例,提出水平井见水后应以注水井为重点调整对象,合理调整注入量或封堵高渗吸水层位,可实现水平井单井含水率下降的目的。     

苏丹大型复杂砂岩油田水平井技术研究与应用

P油田是中石油在苏丹发现的特大型整装油田,开发初期采用大井距、大段合采、稀井高产等快速上产开发技术,造成含水上升快、储层动用程度不均、层间矛盾突出等问题。针对油田开发现状和油藏特点,在块状底水稠油油藏和层状边底水高凝油油藏分别开展水平井适用性研究,并优化水平井设计参数。根据研究结果部署的水平井在P油田应用后取得了很好的效果,既加快了稠油和高凝油储量动用,又抑制了边水指进和底水锥进,提高了单井产量和油田采收率。     

绥中36-1油田注水井堵塞原因分析及对策

绥中36-1油田注水井注入压力普遍偏高,导致注水量下降,地层能量亏空,油田开发受到影响。注水井注入压力上升的主要原因是地层受到堵塞,此文从注水水质、储层敏感性和工艺措施三个方面分析了绥中36-1油田注水井堵塞的原因,提出了解除注水井堵塞的对策,并以D17井和E7井为例论述了氟硼酸体系对绥中36-1油田注水井解堵的有效性。     

塔河油田缝洞型油藏注水替油井失效特征及其影响因素

塔河油田实施注水替油生产是单井缝洞单元提高采收率的主导技术,但是失效井比例逐步增大,极大影响了注水开发效果。在分析该油田注水替油改善开发效果作用机理的基础上,对注水替油井进入失效阶段的主要动态特征进行了总结。结果表明,溶洞型、裂缝—孔洞型、裂缝型3类储集体注水替油井失效特征存在明显差异,但整体上裂缝型储集体注水替油井较溶洞型和裂缝—孔洞型更易失效;注水替油井进入失效阶段的主要动态特征为周期含水率快速上升、注水指示曲线斜率明显增大、周期存水率逐渐减小、周期吨油耗水比急剧增大。影响注水替油井失效的主要客观因素为单井储集体类型和注水替油后期的底水入侵;主观因素为周期注水量偏大和阶段焖井时间短导致的周期注采参数不合理。     

应用同位素示踪技术研究油藏剩余油分布规律——以玉门老君庙油田M油藏为例

我国最早采用现代技术开采和最早注水开发的玉门老君庙油田，在67年的开发历史中先后采用测井、油藏工程、岩心、数值模拟、水矿化度分析等方法，研究不同开发时期的剩余油分布规律。这些方法各有特点，同时又存在各自的局限性。而同位素示踪技术对注水开发过程中的油水分布关系和剩余油研究针对性更强，其原理为：对注水井注入两种同位素示踪剂，根据对应油井产出示踪剂质量浓度曲线形态的变化，以及两种示踪剂峰值质量浓度产出的时间差，以色谱分离理论与对流扩散理论为基础，应用示踪剂解释软件，进行注采对应关系分析、储集层非均质性参数确定和剩余油饱和度研究。同位素示踪技术在老君庙油田M油藏4252井组的应用，为老油田后期注水开发剩余油研究提供了一种简捷直观的有效方法。     

腰英台油田储层裂缝特征及其对开发的影响

裂缝是腰英台油田储层的主要渗流通道之一,其复杂分布严重影响该油田的开发生产。通过区域地应力研究、岩心构造解析和成像测井观察,结合露头资料与油水井的生产动态,分析了区内裂缝的发育特征、成因机制及控制因素。通过预测腰英台油田裂缝发育程度及展布方向,分析了裂缝对注水的影响。指出随着开发的不同阶段应调整注采井网,防止油井的强烈水淹。     

安塞特低渗油田注水开发效果分析

根据安塞油田王窑区王１９－４ 井组的静态资料及生产动态资料,分析了油层吸水状况、油井见效及见水时间、产量、动液面及含水等动态变化情况,并进行了产能预测,分析了井组中存在的问题。研究表明井组内注水压力平稳,油层吸水状况良好,注水见效时间快,见效程度高,无水采油期长,大部分油井生产形势平稳,产量下降幅度不大,稳产期较长。王窑区油藏自然能量的最终采收率只有８％ ,而注水后水驱采收率提高到２１．９％ ,体现了长６１ 油层的注水开发效果较好。该研究结果对特低渗油田注水开发提高采收率具有指导意义。     

多组合找漏找窜测井技术在河南油田的应用

针对河南油田开发后期出现的套管漏失、管外窜槽等影响水井有效注水或油井正常生产的井下技术状况复杂问题,在分析单一油水井找漏找窜技术缺陷的基础上,提出了采用提取地层和井况信息多、测量范围大、精度高、工艺环保的井温、流量、示踪剂和氧活化水流等多组合找漏找窜测井技术。实际应用表明,该测井技术可准确评价判断油水井套管漏失或管外窜槽情况,为不正常注水井、采油井有效治理提供了科学依据,并在河南油田稀油油藏中被广泛应用,取得了较好的效果。     

低渗透油藏提高水驱效率技术对策——以胡尖山油田H区长4+5油藏为例

胡尖山油田H区长4+5油藏为鄂尔多斯盆地典型低渗透油藏,低孔、低渗、低压。长4+5油藏为多期河道叠加复合砂体储层,隔夹层发育、非均质性强,多层合采、多层分层注水。经多年开发及井网加密调整后,注水沿高渗带及诱导缝突进,油井多方向见水,水驱开发矛盾突出,水驱开发效率低。通过梳理影响H区长4+5油藏水驱效率提高的关键影响因素,有针对性地采取治理对策,达到提高低渗油藏水驱效率的目的。结果表明,影响研究区油藏水驱效率提高的主要因素为储层砂体连通程度、储层非均质性、水驱后诱导裂缝及高深渗带发育、水驱后储层物性变化及分注井分层注水有效性等。通过采取油水井补孔、单层增注、深部调剖调驱、均衡平面采液、优化分注工艺等治理技术对策,油藏水驱效果得到改善,油藏最终采收率提高,油藏向良性开发转变。