基于投影寻踪模型的特高含水油藏剩余油可采潜力评价方法

影响特高含水油藏剩余油可采潜力的因素极其复杂，且各因素的影响程度差异明显，常规方法多以剩余油饱和度或剩余油储量丰度等单一指标评价剩余油潜力，难以有效指导特高含水油藏剩余油挖潜。在充分考虑特高含水油藏剩余油可采潜力影响因素的基础上，综合表征储层非均质性、剩余油可采储量规模、水淹状况以及油水分流能力的差异，构建了特高含水油藏剩余油可采潜力量化评价指标体系，并考虑不同指标对剩余油可采潜力控制程度的差异，将加速遗传算法与投影寻踪模型相结合来确定各评价指标的客观权重，从而构建了剩余油可采潜力指数，形成特高含水油藏剩余油可采潜力量化评价新方法。以渤海Q油田南区主力产层N mIL砂体为例，开展特高含水油藏剩余油可采潜力量化评价，结果表明，新方法可综合表征不同区域位置的储层物性、可采储量丰度和油水分流能力对剩余油可采潜力的影响，实现了主力产层N mIL 砂体剩余油可采潜力分布的差异化定量评价，优势可采潜力区域刻画明显，将其作为N mIL砂体下一步井网加密调整潜力区域，以精准指导加密水平井的部署，为特高含水油藏剩余油挖潜提供了一种全新的分析方法与思路。     

特高含水期油藏平面分区调控方法

针对特高含水期平面剩余油分布复杂,不同区域开发对策不同的特点,提出了基于油藏数值模拟计算结果的油藏分区调控方法。首先通过极限含水率对应的含水饱和度值作为水淹区与潜力区的划分依据;其次以建立的考虑经济因素的剩余可采储量丰度界限和渗流速度界限,将潜力区进一步划分为低速新井调控区、低速注采调控区、高速新井调控区、高速注采调控区4类。综合考虑各分区分布特征,采用连通区域标记算法统计各分区连片区域网格数,计算连片区域的面积和剩余可采储量,确定不同连片区域开发政策。实际油藏的应用结果表明,调控后低速新井调控区和低速注采调控区面积大幅度减小,调控5年油藏采出程度增加3.1%。     

复杂断块油藏潜力分析与挖潜对策研究

精细构造研究是完善注采井网的基础。对断块油藏而言,构造的认识不可能一次完成。随着技术的进步和各项资料的积累,构造认识得以不断深化,注采井网得以不断完善,开发效果得以不断提高。研究内容主要分三个过程:首先是精细油藏描述,进行地层及小层对比与划分研究、构造精细研究、沉积微相研究、储层研究和建立三维可视化油藏模型;然后,研究剩余油分布规律,进行油藏开发状况分析、剩余油定性研究、油藏数值模拟和剩余油分布规律综合评价;最后,根据剩余油分布规律,进行剩余油潜力分析,结合油田开发所做的主要工作及效果,明确下步挖潜方向。     

双河油田Ⅳ5-11层系复合驱剩余油分布与井网重组研究

应用精细油藏数值模拟、密闭取心等方法,研究了双河油田Ⅳ5-11层系剩余油分布特征,利用典型模型开展了层系细分及井网调整技术界限研究。根据研究结果,对双河油田Ⅳ5-11层系进行了层系细分重组。模拟结果表明,调整后的井网显著提高双河油田Ⅳ5-11层系平面、纵向波及效率,为复合驱油体系充分发挥作用提供了适应的井网条件。     

旦八区块南部长6油藏描述

目前旦八区南部产量递减快较快,各小层剩余储量、注采对应程度低,关、停井数多,低产、低效井多。针对这种情况应该在旦八区油藏的研究上加大投入,而且应以当今先进的地质、地球物理、油藏工程等技术方法和手段,进行精细油藏地质、油藏工程、剩余油分布综合研究。     

胡状集油田胡5块剩余油宏观分布研究

通过利用静动态资料,分析了小层沉积微相对注人水运动规律的影响和断层、注采井网、储层非均质性对剩余油分布的控制,从储量的水淹状况、剩余油主要分布类型、小层动用状况三方面研究了胡状集油田胡5块剩余油宏观分布形式.结果表明,影响胡状集油田胡5块剩余油分布的主要因素是受地质构造控制,水驱未控制油层型和受控而未见效的差油层型都有一定的潜力,采出程度在5%-20%间的小层是现阶段的主要潜力层.通过实施调整挖潜措施,油藏开发效果得到了明显好转,注采井数比和水驱控制程度都得到了很大提高.     

特高含水期厚油层层内剩余油研究方法——以济阳坳陷史南油田梁11断块为例

高含水期厚油层层内剩余油的分布异常复杂。针对史南油田梁11断块沙二段8油组2层反韵律厚油层非均质性严重的特点,细分层内沉积微相,划分均质段,建立厚油层层内三维静态模型,对单砂体进行了多层段的数值模拟,搞清层内建筑结构及剩余油分布,利用侧钻水平井、侧钻井、补孔改层、完善注采井网、间歇注水等措施挖掘厚油层剩余油潜力,提高了油藏采收率,实现区块控水稳油的目标。     

夏盐11井区剩余油分布特征与挖潜对策研究

针对新疆油田夏盐11井区层内、层间非均质性强,产量持续下降,注水开发后油藏剩余油分布规律不清楚,持续稳产能力较差的问题,利用数值模拟、油藏工程方法及动态监测资料开展了非均质性强油藏不同类型剩余油分布规律研究,明确了下步挖潜对策。研究结果表明:夏盐11井区剩余油挖潜潜力区可分为3种,Ⅰ类为注采井网不完善控制型剩余油,剩余油饱和度高,平均大于45%,油层厚度不小于4.5 m,主要发育水下分流河道,挖潜对策为储层改造提高低渗区域的物性;Ⅱ类为井间滞留型剩余油,剩余油饱和度较高,平均为20%～45%,油层厚度为3.0～4.5 m,主要发育河口坝,挖潜对策为油水井补孔、完善注采井网;Ⅲ类为水淹程度较高型剩余油,剩余油饱和度较低,平均小于20%,油层厚度不超过2 m,剩余油分布零散,挖潜对策为老井补孔和水井分注,同时进行注水井调剖,对低产井进行重复压裂、补孔。该研究可为同类型非均质性油藏开发提供参考。     

注采耦合技术提高复杂断块油藏水驱采收率——以临盘油田小断块油藏为例

复杂断块油藏具有断块小、纵向上小层多的特点,注水开发后期剩余油分布受控于平面和层间非均质性,常规注水提高采收率较为困难.应用注采耦合技术可提高复杂断块油藏剩余油的动用程度,以临盘油田三角形封闭断块油藏为数值模拟研究模型,结合其地质特点及剩余油分布将其划分为7个特征区,研究注水和开采过程中各特征区的压力、剩余油饱和度以及液流速度的变化特征.结果表明,注采耦合技术注水阶段在压差作用下,中心区剩余油被水驱至夹角区和夹角间区,并在开采阶段随压力降低而采出;中心区的剩余油饱和度动用程度最高,为5.2％.利用数值模拟方法对注采耦合周期内的压力恢复水平、压力保持水平以及注采比等参数进行了优化,优化结果为油藏压力系数保持在0.8～0.9,采用注采比为1.5恢复压力.注采耦合技术通过复杂断块油藏内压力的交替变化,改变油藏内流场,扩大油藏水驱波及面积,从而提高复杂断块油藏的剩余油动用程度和水驱采收率.     

港西开发区西5X-3复杂断块油藏高效开发方法与对策

针对港西开发区西5X-3断块规模小,断层多且较为发育,井距较大,注采井网欠完善,层间非均质性较强,开发效果欠佳的状况,通过储集层沉积微相研究、低电阻率油层评价、合理井距研究及油藏剩余油分布类型评价,量化了剩余油分布的潜力,在此基础上采取优化开发层系,合理调整井网、井距等技术对策,改善了开发效果。该断块油藏的开发实践表明,结合沉积微相开展储集层研究是进行剩余油挖潜的有效途径,根据剩余油分布特点,重建注采井网结构,能保持断块油藏平稳高效开发。同时,低电阻率油层潜力较大,是油藏开发后期挖潜的主要对象,而高含水期的厚油层,特别是点坝砂层的中上部仍有一定的开采潜力。     

克拉玛依砾岩油藏高含水区块井网加密潜力

针对克拉玛依油田砾岩油藏井网开发中剩余油分布零散、关闭井比例大、注采不完善的现状,应用油藏工程方法、油藏数值模拟技术及经济评价方法,研究形成了包括井网加密界限、合理加密方式、加密井井位及加密产能等在内的井网加密潜力确定方法,为克拉玛依油田砾岩油藏及类似油藏井网加密调整潜力研究提供了实用方法。     

井楼油田零区复产井潜力分析及改善开发效果研究

通过油藏工程及动态分析方法,结合动静态及监测资料,对零区长关停井潜力分析评价,提出了配套热化学辅助氮气吞吐技术对复产井注采参数进行优化,使井间和层内的剩余油得到有效动用,开发效果明显改善。     

水驱油藏开发后期综合调整技术研究

整装中．高渗透油藏进入特高含水开发后期．剩余油分布十分复杂．分析难度大．挖潜措施难。按照常规的动态分析方法（以小层平面图为主的注采对应分析）．得出的结论往往是：平面上高度水淹．纵向上层层高含水。已远不适应特高含水开发期剩余油潜力分析的需要．必须借助大量动静态资料．运用不同方法从不同角度综合解剖．才能保证剩余油潜力分析的可靠性。     

高含水期油藏剩余油潜力定量化表征新方法

高含水期油藏与中低含水期油藏相比，剩余油的分布发生了显著变化，呈现高度分散、局部富集的特点，常规的剩余油潜力分布定量化表征方法在高含水期不再适用。考虑到剩余油分流能力与含水饱和度之间显著的非线性关系，提出了适用于高含水期油藏剩余油潜力分布定量化表征的新概念——优势潜力丰度。分析了胜坨油田坨七断块顶部油藏沙二段8—10砂层组高含水期剩余油优势潜力分布规律，在剩余油可采储量丰度基本相同的情况下，不同部位的优势潜力丰度最大相差达10倍，有效地突出了剩余油优势潜力部位，明确了剩余油的挖潜方向。     

应用多学科油藏研究成果分析杏南开发区剩余油

应用各项动静态资料分相带区域进行精细历史拟合的办法,在时间上再现了油田开发的全过程,给出了单层及不同沉积微相剩余油分布的量化结果,使剩余油认识更加深入,潜力更加清楚.为此,应用多学科油藏研究成果,分析总结了杏南开发区不同沉积类型、不同微相砂体的动用状况和剩余油分布特点及形成原因,确定了剩余潜力的挖潜方向.研究分析表明,剩余油主要分布在有效厚度大于等于1.0 m的油层中,占总剩余地质储量的64.77%;剩余油仍主要分布在目前动用较好、含水较高的区域,占总剩余地质储量的60.06%;并且主要分布在注采不完善井区和油层发育差的区域.     

高含水期注采井网的重组调整

河南双河油田厚油层发育，特高含水开发期剩余可动油滞留在层内夹层发育的部位和注采井网不完善区、多口油井或注水井之间的滞留区、压力平衡区。提出以注采井组为调整单元、以剩余油相对富集的流动单元或单层为调整对象，按井组重新组合注采关系，钻少量新井，通过对老井的封、补、调及低效井的综合治理，将强化注采关系与改变液流方向结合，达到增加注入水波及体积、提高驱替压力梯度而动用利余油的目的。双河油田北块Ⅳ1-3层系实施井网重组调整后，注采井数比由0．63增至0．82，整个单元水驱采收率由46．28％提高到49．5％。图2表1参25     

双河油田北块Ⅰ5、Ⅱ1-3层系聚合物驱后剩余油分布特征

应用精细油藏数值模拟方法、密闭取心方法,结合油藏动态分析、动态资料测试等方法,分别从平面、纵向和层内对双河油田北块Ⅰ5、Ⅱ1-3层系目前剩余油进行三维定量化描述。结果表明:平面上剩余储量主要集中在含水大于90%的区域内,在层系边角部位、低渗透部位以及井网不完善部位剩余油饱和度较高;纵向上采出程度差异大,Ⅱ3层采出程度高,但剩余储量相对多,Ⅰ5、Ⅱ2层采出程度不均匀,剩余储量相对较少;层内剩余油集中在厚油层顶部及低渗透层段,取心井试油结果与研究结果一致。     

特高含水期油藏产能的改善途径及认识

为改善特高含水期的油藏产能,应用储层精细描述等技术研究了濮城油田南区Ｓ２上２＋３油藏的剩余油分布状况,并提出该油藏的９个小层为今后开的潜力层;推广注水井化学调新工艺,启动低产层１７０ｍ／８１层,调剖对应井平均增汪２．０４ｔ／ｄ;及地采取相应配套措施,如大修、补孔、下大泵等,累计增油２．７＊１０＾４ｔ;进一步完善注采井网、实施动态调配技术,较好地解决了平面,层间的注采关系。通过实施上述措施,濮城油田     

水驱不同注采位置油藏特征——以萨尔图油田北二西区块油藏为例

利用油藏剩余油粘度和岩心分析方法,对萨尔图油田北二西区块油藏剩余油粘度、驱油效率等参数进行了研究。结果表明,水驱主流线不同注采位置剩余油粘度、油藏流度、含油饱和度和驱油效率均呈现不同程度的非均质性,并受储层物性、注采位置和驱油时间等因素控制;主流线从注水井到采油井方向,油藏非均质性增强,含油饱和度增大,驱油效率减小,且驱油效率与渗透率成正相关,相关程度随渗透率的增大而增高,剩余油粘度与渗透率微弱相关,含油饱和度与渗透率低度相关;随水驱油时间的延长,剩余油粘度和驱油效率增大,油藏流度与含油饱和度下降。综合挖潜水驱不同注采位置剩余油仍有一定潜力,其中主流线靠近采油井位置开采潜力最大;聚合物驱油则更合适,可根据聚合物驱油藏流度比控制范围和剩余油粘度的测定结果,确定聚合物溶液的粘度及质量浓度。     

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。