油藏动态模型和剩余油仿真模型

以三角洲前缘低渗透砂岩储层为例,综合应用多学科理论和技术,建立了长期注水开发低渗透砂岩油藏的动态模型和剩余油仿真模型,研究了剩余油分布规律,并建立了高含水率开发阶段储层微观剩余油的三类分布模式.研究结果表明,油藏开发流体动力地质作用控制了不同含水期三角洲前缘低渗透砂岩油藏参数的演化,储层宏观物性参数及微观孔喉网络演化有利于驱油.油藏仿真模型是揭示长期注水开发油藏储层三维空间演化规律、预测和评价剩余油分布的有效技术手段.     

微观剩余油实验方法研究

在油田注水开发过程中,由于储层微观条件的差异,注入水表现出不同的渗流特性。当油田开发结束时,仍有一半以上的原油滞留在储层孔隙中形成微观剩余油。研究微观剩余油的形成与分布,是现阶段提高油气采收率的重要手段。剩余油微观模型试验和微观仿真模型是2种有效的研究方法,可以在不同条件下进行不同类型储层的微观水驱模拟,较好地揭示了微观剩余油的分布特征和控制因素,为进一步认识和挖潜剩余油指明了方向,具有广泛的应用空间。     

水驱油藏注CO2非混相驱油机理及剩余油分布特征

多数陆上油田经过几十年的注水开发,均已进入高含水、低产出、无效水循环严重的开发阶段,整体动用程度较低,亟需研究水驱后剩余油分布和提高采收率技术。CO_2非混相驱油时需考虑水驱后残留在孔隙中的注入水对气驱开发效果的影响。在传统剩余油分布研究方法的基础上,提出采用岩心在线CT扫描与岩心薄片仿真微观模型相结合的实验方法,分别从宏观岩心尺度和微观孔隙结构2方面,定性和定量地研究注水和注气驱油机理、驱替后宏观和微观剩余油的分布特征,揭示了水驱转气驱及气水交替驱对微观剩余油的启动方式和运移过程,进一步描述了可动水作用下油、气、水三相渗流规律,为油藏开发后期注CO_2非混相驱开发提供了理论基础和实验依据。     

大庆长垣外围油田剩余油类型及分布规律

按照剩余油分布尺度,可以将剩余油分为宏观剩余油和微观剩余油两大类.剩余油类型及其分布规律是油田后期开发调整的基础,对改善注水效果,提高油田采收率具有重要意义.综合沉积微相法、动态分析法、岩心分析法、数值模拟法等研究方法,对大庆长垣外围油田的剩余油类型、形成原因、分布规律等进行了研究,揭示了沉积微相和井网适应性,井网与裂...     

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.     

应用驱油微观模拟实验技术研究储层剩余油微观分布特征

驱油微观模拟实验是研究储层剩余油微观分布特征及其控制因素的有效方法,通过不同渗透性储层的微观仿真模型及不同粘度原油、不同驱替压差的水驱油微观模型实验,较好地揭示了剩余油微观分布特征及其控制因素,为进一步认识和挖掘储层剩余油潜力阐明了机油,指出了方向。     

应用驱油微观模拟实验技术研究储层剩余油微观分布特征

驱油微观模拟实验是研究储层剩余油微观分布特征及其控制因素的有效方法。通过不同渗透性储层的微观仿真模型及不同粘度原油、不同驱替压差的水驱油微观模拟实验 ,较好地揭示了剩余油微观分布特征及其控制因素 ,为进一步认识和挖掘储层剩余油潜力阐明了机理 ,指出了方向     

胜坨油田特高含水期剩余油分布仿真模型

胜坨油田已注水开发36年，处于综合含水率达95％的特高含水期，剩余油分布零散，提高采收率难度较大，根据对大量含油砂岩薄片的观察，提出特高含水期微观剩余油分布的5种模式，采用三维数据可视化技术，分形几何理论以及计算机图形及图像处理最新技术，建立了剩余油人布仿真模，揭示剩余油形成机理和分布规律。彩图11表1参31（孙焕泉摘）。     

物理模拟研究剩余油微观分布

通过微观透明模型研究了注水开发剩余油形成的微观形态,研究了水驱、聚合物驱和弱凝胶调驱等驱油方式下剩余油的形成过程、微观分布规律和影响剩余油分布的主、次要因素。把剩余油分为可动剩余油、条件可动剩余油和不可动剩余油。研究得出,储集层岩石的非均质性是剩余油形成的主要原因。水驱剩余油主要分布在注入水未波及区、亲油岩石表面、死孔隙、狭小孔隙或低渗储集层以及部分堵塞的孔隙中;聚合物驱后的剩余油主要是死孔隙中的不可动油和小孔隙以及吸附在亲油岩石表面的条件可动油;弱凝胶调驱后的剩余油主要是死孔隙中的不可动油和吸附在岩石表面的条件可动油。     

仿真模型在剩余油研究中的应用综述

据统计,当今世界上油气开采储量的四分之三以上来自对现有油气藏管理的改善,而仅有不到四分之一来自新油气藏的发现,所以,提高己开发油气藏产量及提高油气采收率是当务之急,而对剩余油的研究则是其中的关键。地下储集体难以直接认识,而且其岩石物性、温压场、流体性质等千差万别,实验室研究不能准确反映地下情况。应用仿真模型来模拟剩余油的形成与分布,可以更直观地展现剩余油在地下的空间分布及演化规律,从而为剩余油的开发提供更为准确的资料。     

文南油田文95断块区剩余油分布研究

随着中原油田开发程序的不断提高，开发难度越来越大，主力油层相继进入高含水开发期。油藏开发中暴露出的问题是井网不完善、水驱控制程度低、层间矛盾突出、注水效果不明显。为了适应开发阶段的需要，了解和掌握油藏中剩余油的宏观和微观的空间颁由，确定其剩余油储量、剩余可采储量，是油藏下部挖潜的重要依据。文95块沙三中油藏是文南油田最早投入开发且开发效果最好的区块之一。在精细油藏描述地质模型上，对油藏的开发关况进行分析，充分利用油水井产、注两个剖面、C／O比测井资料、2高速井水淹状况分析评价，应用油藏数值模拟研究技术，将剩余油分布从定笥化到定经、可视化。通过对剩余油分布的定性和定量研究，结合影响剩余油发布的地质和开发因素，对文95块油藏剩余油分布特征进行了3方面的研究；未动用或少动用的油砂体形成的剩余油；已动用油层的平面剩余油滞留区；层内非均质形成的剩余油。     

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。     

应用激光共聚焦研究特低渗透储层微观剩余油分布——以榆树林油田扶杨油层为例

目前对于特低渗透储层剩余油的研究,多数采用核磁共振方法监测剩余油饱和度,对微观剩余油分布位置及定量分析的较少。为了确定扶杨储层不同开发阶段微观剩余油分布类型和状态,采用激光共聚焦以及光刻玻璃模型微观可视化驱替实验方法研究扶杨储层微观剩余油分布,采用光刻玻璃模型微观可视化驱替实验研究扶杨油层剩余油分布类型及成因,采用激光共聚焦扫描显微镜技术研究扶杨储层天然岩心不同开发阶段各类剩余油分布数量,并研究了不同挖潜措施对各类微观剩余油的动用效果。结果表明,扶杨储层微观剩余油分布以簇状为主,占60%以上,随着岩心含水率的升高,部分簇状剩余油被注入水驱替,变为分布更加零散的柱状、油滴状、膜状和盲端状。改变驱替方向、周期性注入方式使簇状和柱状剩余油得到动用;增大驱替压差可以使簇状和油滴状剩余油得到动用;增大驱替液黏度能够使这五种类型微观剩余油得到有效动用。     

低渗透油藏超前注水理论及其应用

低渗透油藏最显著的特征是存在启动压力梯度和介质变形现象,这使其在开发过程中渗流阻力增大、单井产量降低,递减速度加快,稳产难度加大,并降低最终采收率。对低渗储层启动压力梯度和介质变形进行了物理模拟实验,定量描述了两者的非线性变化规律,分析了介质变形对储层物性参数的影响。通过室内实验、渗流理论、数值模拟以及矿场试验研究,建立了低渗透油藏非线性渗流数学模型,提出了在超前注水期运用保持合理地层压力水平、注水压力、注水强度和注水时机的开发技术,在长庆等低渗透油田现场应用后取得较好的开发效果,提高单井产量15%~20%。     

河流相储层沉积模式及对剩余油分布的控制

研究了济阳坳陷沾化凹陷东部的孤岛、孤东油田的馆陶组河流相储集层的沉积模式,探讨了河流相储集层的剩余油分布规律及其对剩余油形成、分布的控制.河流相储层发育了沉积和油藏规模两种非均质性,两种非均质结合是控制该区剩余油宏观、微观分布的主因.宏观上,剩余油分布在主力油层、储层正韵律中、上部及低孔渗流沉积单元内和注采不完善地区.微观上,在水淹较低部位仍有网络状、斑状剩余油,在储层物性好的局部死区有孤立的剩余油.沉积模式是控制剩余油形成及分布的最重要因素.     

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注水时移地震监测作为一种提高原油采收率的方法正逐渐被国内外许多大的油气田所关注，但提高油气采收率的效果好坏与用来实施监控油气藏变化的技术有着密切关系，好的方法更能够有利于采收率的提高。在油气藏注水开发过程中，储层流体的分布会发生变化，从而引起储层地震反射波速度、密度以及波阻抗的变化，但这些变化一般很小，只会在地震资料上引起很小的异常，特别当地震资料存在噪声干扰时，利用常规油气藏监测方法实施监测时就变得非常困难。针对这种情况，文章引进了具有抗干扰能力的描述混沌的非线性参数，通过对地震数据提取Lyapunov指数属性来研究油气藏注水后储层物性变化的特征。理论模型研究表明，Lyapunov指数属性具有较强的抗干扰能力，能够较好地反映储层注水后流体的变化情况，在信噪比大于2.5的情况下，可以很好地利用它来预测储层注水后的注水分布范围和注水部位的注水强弱情况。该研究成果有利于时移地震监测技术在实际中的应用。     

基于实钻测井资料研究剩余油分布的新方法

针对陆梁油田陆9井区白垩系呼图壁河组XX油藏这一特殊的低幅度、薄层、高渗透底水油藏类型,自2001年大规模投入开发以来,目前采出程度仅为14%,综合含水72%左右,进入中高含水开采阶段,研究剩余油分布势在必行。提出了利用近年穿层井实钻测井资料研究剩余油分布的新方法,在充分利用油藏近5年开发井实钻测井资料的基础上,结合底水油藏水驱油机理研究油藏剩余油分布。结果表明,对于300 m×300 m的开发井网,在距离油井100~170 m的范围内油层波及程度仅为20%左右,即剩余油主要分布在开发井之间的油层顶部,且呈“船底型”分布。     

基于多尺度地球物理资料的流体预测技术

如今油田开发主要使用油藏数值模拟方法来模拟预测剩余油分布状况,而利用地球物理流体预测信息作为约束条件并结合常规的油藏数值模拟方法进行联合反演,其预测结果既能满足油田开发动态数据规律,又能反映流体在空间的变化特征。本文尝试利用永3断块纵波和横波测井资料及渗透率、孔隙度、岩相等静态参数,结合开发动态参数,通过岩石物理标定,建立不同流体状态下的地球物理响应量板;再将叠前地震反演流体预测数据投影到设定的油藏数值模拟网格,利用标定的岩石物理模板将每个网格上的地震反演数据换算为含水饱和度,进而获得油藏动态信息空间分布。     

特低渗透砂岩油藏水平井井网形式研究

水平井在水平段上有效压裂N次,其渗流能力在理论上提高N倍。再配合适当的注采井网,特低渗透油藏开发水平将有大幅度的提高。通过建立鄂尔多斯盆地西峰油田长8油藏的三维地质模型,运用数值模拟技术,研究了最佳的直井和水平井组合方式及其井网形式。采用交错井网,用直井注水的方法,在油井水平段垂直于最大主应力方向进行多点有效压裂,能有效地提高特低渗透油藏开发效果。