利用单井控制储量研究非均质油藏剩余油分布特征

针对G油田XX井区非均质油藏参数变化难于适应剩余油分布富集描述的问题,利用单井控制计算储量,将油层有效厚度、物性和原油性质接近的油砂层控制在一个单井计算单元内,考虑非均质油砂层参数平面和纵向上的差异及其油气采出量,计算出了各油砂层单井控制地质储量、技术可采储量和剩余可采储量。利用单井控制可采储量,分析单井剩余可采储量和剩余油分布图表,阐明了剩余油平面和剖面分布富集井区、层位及其相应位置和形态,提供了目的层段剩余油挖潜规模、范围及其具体井位和富集量,为剩余油挖潜和高效开发指明了方向。     

鄂尔多斯盆地沙家沟区剩余油分布特征及后续开发建议

本文通过甘谷驿油田各层位单井控制剩余可采储量提供的剩余油挖潜井位及其富集量,阐明了油田区块高效开发与发展潜力的主要方向。     

利用井控面积法研究ZW区块长6油藏剩余油分布特征

本次研究通过对单井累计产油量分小层进行劈分,利用各小层单井地质储量核算结果减去劈分后的各小层累计产油量,得到单井剩余地质储量。通过petrel软件对平面上剩余油的分布进行预测,阐明了剩余油平面和剖面分布富集层位及相应的位置,并提供了目的层段剩余油富集量及挖潜范围,为油田区块的开发调整及挖潜指明了方向。     

辫状河储层隔夹层特征及其对剩余油分布的影响

以高尚堡浅层北区N Ⅳ油组辫状河储层为研究对象,通过岩心观察和测井曲线分析,识别出泥质、钙质、物性和特殊岩性等多种隔夹层类型。基于储层单砂体构型研究和层次分析方法,将目标区域储层划分为“隔层”、“薄隔层”和“薄夹层”3个层次;该划分方案能精细表征和刻画辫状河储层内隔夹层的分布特征。数值模拟结果和实钻资料表明,“隔层”较“薄隔层”对剩余油富集程度的影响大,“隔层”是控制层间剩余油最重要的因素;“薄夹层”的垂向位置、数量、面积及其与注水井配置关系等是影响层间剩余油分布及富集的主要控制因素。     

水驱特征曲线在特高含水油藏提高采收率研究中的应用

提高采收率是油田开发工作的最终目的。而提高采收率是建立在研究剩余油分布基础上，通过现场各种调整措施来实现的，运用水驱特征曲线计算了纵向砂体及平面单井的剩余水驱控制储量。有效地描述了剩余油在纵向和平面上的分布，并提出了行之有效的提高的剩余水驱控制储量，有效地描述了剩余油在纵向和平面上的分布，并提出了行之有效的提高采收率的具体措施方法。对同类高含水河道砂油藏提高采收率具有重要的指导意义。     

面积劈分—叠加法预测聚合物驱后剩余油分布

至2011年底,中国聚合物驱后的原油采出程度约为53%,聚合物驱后剩余油仍具有相当大的开采潜力,为使其得到有效开发,提出利用面积劈分——叠加法对聚合物驱后单井及整个区块的剩余油潜力分布进行预测。以大庆油区长垣北部典型聚合物驱油藏为例,研究了37口生产井的聚合物驱后剩余油分布规律。根据聚合物驱采出程度的变化,将聚合物驱后单井剩余油潜力划分为高、中、低3个等级;聚合物驱后剩余石油地质储量的平面分布表明,剩余油主要分布在区块主砂体带中井网控制程度弱的2大区域。     

欢127莲花油藏剩余油分布规律及挖潜对策研究

欢127莲花油藏已处于稠油蒸汽吞吐开发后期,区块接近废弃边缘。2005年以来,遵循油田后期开发必须“精细小层研究”的原则,对区块进行了精细油藏地质研究;采用油藏工程方法,对小层剩余油分布规律进行了量化描述,并提出了大位移侧钻、利用水平井开发等改善开发效果的方法,取得了好的效果。     

边底水块状油藏剩余油分布研究与应用

为明确边底水块状油藏高含水期油水运动规律及调整潜力,通过剖析典型区块陈堡油田K_2t_1~3油藏,从储层构型研究、储量动用评价、动态分析和数值模拟研究四个方面开展了剩余油分布研究。确立了适用于边底水块状油藏的产量劈分方法,在定量描述剩余油分布的同时,按成因将剩余储量分为近井物性遮挡型、井间未完全驱替型和油层内部顶部未控制型三类。研究结果表明:构型单元的分布及叠置模式与块状油藏的油水运动关联度高,油层内部顶部未控制型剩余油是下步挖潜的重点。将研究成果应用于矿场实践后收效明显,为同类型油藏剩余潜力评价与挖潜目标的制定提供了参考。     

中二北馆5稠油水侵影响下的剩余油分布规律

1 平面上剩余油分布规律从中二北Ng5剩余地质储量分布情况来看 ,单井剩余地质储量大于 6 0× 10 4t的区域主要集中在热采区的西部和东部。从中二北Ng5剩余油饱和度分布情况来看 ,剩余油饱和度大的区域同样集中在热采区的西部和东部。热采区西北部由于水侵强烈 ,油井综合含水高、单井日产油能力低 ,采出程度低、剩余油饱和度和单井控制剩余地质储量较高 ;热采区东部由于渗透率较低 ,油井的生产状况一直不是很好 ,采出程度也较低、剩余油饱和度和单井控制剩余地质储量较高。根据目前的开发技术水平 ,主要挖潜方向在生产状况较好 (含水较低、…     

影响煤层气井产量的关键因素分析——以沁水盆地南部樊庄区块为例

研究了沁水盆地南部樊庄区块煤层气投产井地质特征、压裂增产工艺、生产状况及排采技术等,分析了影响煤层气单井产量的关键因素,并讨论了提高煤层气井单井产量需要关注的问题。研究结果表明,煤层气高产井通常临界解吸压力与地层压力的比值较高,压裂施工时加砂量、用液量高;采用变排量施工工艺,控制裂缝形态,可提高压裂效果;特别是煤层气产出表现出“气、水差异流向”规律：构造高部位利于产气,构造低部位利于产水。在煤层气开发中,必须保证科学的排采制度,坚持“缓慢、长期、持续、稳定”的原则,排采早期保证液面稳定缓慢下降。在产气阶段,要保持合理套压,排采制度切忌变化频繁,避免由于煤层压力激动造成煤层坍塌和堵塞。     

面积权衡劈分方法计算单井地质储量

从二中西区单井控制含油面积的井点面积权衡法的储量计算实例出发,具体探讨了单井地质储量和井点剩余油分布计算方法对剩余油计算的可行性和优点.该方法尤其适用于非均质性极强的砾岩油藏,在老区油藏挖潜研究中具有较强的可操作性和实用性,值得推广应用.     

剩余油饱和度配比系数法探询剩余油分布规律——以下二门油田中下层系为例

以往对剩余油饱和度的空间分布特点,多是利用测井资料定性地研究,多数没有定量化,更很少对每口井的各小层(即时间单元)的剩余油分布做出定量的预测。利用剩余油饱和度配比系数法结合下二门油田中下层系的实际生产数据寻找到一条定量预测某一时刻各井各小层剩余油分布的途径和方法。通过小层劈分,获得了每个时间单元的剩余油量和可动油饱和度,进而为在平面和纵向上研究剩余油的分布规律提供了依据,并结合油田的静态资料探讨了剩余油分布的控制因素,为今后油田的挖掘提供了方向。     

数值模拟拟合精度方法研究

剩余油分布规律研究是油田后续滚动开发的基础,数值模拟的精度高低是分析剩余油分布规律的关键。 龙虎泡油田是岩性和构造控制下的低渗透油藏,为浅湖相和三角洲前缘相沉积。 针对龙虎泡油田主体区块的地质、构造及沉积特征,在数值模拟历史拟合过程中,采用虚拟井技术、 PETRE-RE 技术、 分割与整合技术、分类拟合技术及分相带与分阶段相渗标定等,对主体区块储量进行拟合,单井拟合精度达到了 91.6% ,确保了其误差在 5% 以内,最终得到了龙虎泡油田平面和纵向上的剩余油分布规律,更好地指导了油田后期开发。     

改进Voronoi图在计算油气储量参数中的优化

储量参数的选取方法直接影响油气储量评估结果的精确度。井点面积权衡法以三角剖分为基础,是计算储量参数平均值的重要方法。基于Delaunay三角剖分构建Voronoi图计算单井控制面积的方法,在钝角三角形中存在＂真空＂面积,影响了储量参数的计算;改进Voronoi图计算单井控制面积的算法,克服了＂真空＂面积的存在,提高了计算结果的可信度;针对不同的储量参数,在改进Voronoi图计算单井控制面积的基础上,采用井点面积权衡法、岩石体积权衡法和孔隙度体积权衡法模型,符合油气区域立体空间特征,为储量计算提供更可靠的储量参数。     

三角洲前缘韵律层特高含水期剩余油分布及调整

注水开发后期胜坨油田三角洲前缘反韵律厚油层剩余油分布复杂。对胜坨油田沙二段8砂层组三角洲前缘储层沉积特征、非均质性及剩余油分布规律研究表明，受注采、储层沉积特征等因素影响，三角洲前缘储层剩余油主要集中在坝主体的上部以及坝侧缘、远砂坝沉积的韵律层。在储层剩余油分布研究基础上，有针对性地采取细分韵律井网调整及配套挖潜措施完善潜力韵律层注采系统，可以有效提高开发后期三角洲前缘反韵律厚油层水驱开发效果。     

二连盆地蒙古林砾岩油藏阿三段储层宏观非均质性及剩余油分布研究

该文应用二连盆地蒙古林砾岩油藏的动、静态资料,对砾岩储层的宏观非均质性作了精细描述。蒙古林砾岩储层属于辫状河三角洲沉积,沉积条件和成岩作用不仅控制了储层的宏观展布、层内韵律、隔夹层分布和孔、渗的变化,而且使得砾岩储层具有明显的分区性,西北区表现为块状结构,向东南区逐渐变为层状结构。同时结合砾岩油藏的地质特征和注采方式等方面的研究,指出剩余油分布受沉积微相、构造条件、注采方式和增产措施等因素的控制。特高含水期的剩余油分布主要集中于局部构造相对高部位,块状结构区的锥间带,以及层状结构区两口注水井间油层的上部;水下河道微相的储层以中到低渗为主,水驱效率不高,仍为剩余油相对富集区。      

控制剩余油空间分布的地质影响因素——以吉林油田新立采油厂V区块扶杨油层为例

新立油田V区块水驱油藏已经进入特高含水期,其剩余油分布特征是总体分散、局部集中,仍存在较多的剩余油富集区。以剩余油富集规律为主线,在前期静态地质工作研究的基础上,开展了多种地质因素对剩余油分布及其富集规律的影响研究。研究结果表明,有一定规模剩余可采储量的剩余油富集区主要受沉积微相、隔夹层、韵律分布等地质因素所控制,总体上是在微相的边部,隔夹层发育的部位是剩余油的主要富集区,在韵律控制剩余油垂向分布的条件下,可以对剩余油进行有效的挖潜。     

缝洞型碳酸盐岩油藏水驱油微观实验模拟研究——以塔河油田为例

塔里木盆地塔河油田属于缝洞型碳酸盐岩油藏,古岩溶作用形成的溶蚀孔洞和大型洞穴为油气主要储集空间,构造缝和溶蚀缝为主要流动通道。借助光蚀刻微观玻璃平面模型研究其水驱油微观机理。实验表明:中小规模溶洞内水驱油会发生"水油交互"或"活塞式"平面推进;较大规模溶洞内因重力驱出现"活塞式"纵向推进;裂缝内水驱油出现前缘跳跃、卡断、分段运移与优势路径等流动形式。水驱后残余油分布形式有连续型和分散型:连续型剩余油包括"盲肠状"洞内剩余油和与主流道方向正交裂缝内剩余油;分散型剩余油包括段塞状、膜状、油滴状和角状等分布形式。据此分析了塔河油田油井生产动态的不稳定现象,提出了此类油藏注水开发对策。      

电阻法测二元复合驱剩余油分布及其影响因素实验研究

油田开发过程中剩余油分布是开发效果评价和提高采收率措施选择的重要参考依据,物理模拟实验中常采用岩心内油水电阻率及其变化来判定剩余油分布及其变化情况。在完成电极材料优选和电极排列方式优化的基础上,以现代油藏工程、提高采收率和现代检测技术理论为指导,开展了标定曲线实验研究和三维仿真模型原油饱和方式对原始含油饱和度的影响及无碱二元复合驱剩余油分布的研究。结果表明,实验用水矿化度及离子类型和岩心渗透率差异对标定曲线存在影响;对于三维仿真模型岩心应选用边角饱和油方式,驱油剂类型优选二元复合体系;对于纵向非均质油藏,从纵向上看剩余油主要分布在中低渗透层,从平面上看主要分布在远离注入井和主流线的两翼部位。