河流相储集层中剩余油类型和分布规律

河流相储怪是陆相盆地最重要的油气储层类型和剩余油挖潜领域。该文总结了河流相储层中剩余油的主要类型,包括水洗区分散相剩余油,河道砂上部低渗透弱水洗剩余油层、溢岸或边缘相薄层低渗剩余油、工程污染所致剩余油层、等六种主要类型;     

孔隙结构非均质性对剩余油分布的影响

用真实砂岩微观模型进行微观水驱油试验．研究孔隙结构非均质性对剩余油分布的影响。结果发现．形成微观剩余油分布的模式有：细小孔隙网络结构中的局部死油区、细小孔道中的原油、与流向垂直孔道中的原油段塞、大孔道中的油斑或油膜、盲孔中的原油;影响剩余油微观分布的因素有：储层孔隙网络结构、压力场分布、原油性质、岩石润湿性。     

用生产测井资料确定储层剩余油分布及效果分析

本文根据水驱油动力学原理,把生产测井资料和流管法结合起来,利用生产测井提供的油层产液量和含水率及分层注入量等资料,确定油藏内平面上的剩余油饱和度及其分布,可为油藏的开发调整和三次采油的设计提供理论依据。为生产测井资料的应用开辟了一个新的领域。     

我国不同沉积类型储集层中的储量和可动剩余油分布规律

研究中国不同沉积类型储集层中的储量和可动剩余油分布规律，了解储集层非均质性对剩余油的控制作用，是储集层精细描述和不同类型储集层剩余油挖潜的基础。按河流相、三角洲相、扇三角洲相、滩坝相、湖底扇（浊积）相、冲积扇相和基岩（包括变质岩、火山岩和岩浆岩）七大类储集层，研究了中国１５个主要油区７１个油田的原始地质储量、水驱标定采收率、水驱油效率和可动剩余油储量等油藏参数在各类储集层中的分布规律。统计结果表明，中国已探明和投入开发储量的９２％赋存于陆源碎屑岩储集层中；各类陆源碎屑岩储集层中的原始地质储量分布情况是：河流相４２．６％，三角洲相３０％，扇三角洲相５．４％，滩坝相１．４％，湖底扇（浊积）相６．３％，冲积扇（冲积—河流）相６．４％，基岩８％。各类碎屑岩储集层中可动剩余油储量的分布情况是：河流相４８．６％，三角洲相２７．６％，扇三角洲相５．５％，滩坝相１．８％，湖底扇（浊积）相９．６％，冲积扇（冲积—河流）相６．９％。此外还分析对比了各类碎屑岩储集层的平均水驱标定采收率、平均水驱油效率。结果表明，三角洲相、扇三角洲相和湖底扇相三大类储集层是中国今后储集层研究的重点及调整挖潜的主要对象。图１表３参４（邹冬平摘）     

测井方法与水驱油动力学方法相结合确定水驱油藏剩余油的分布

本文提出了将测井方法和流管方法有机地结合起来，利用测井提供的井点剩余油垂向分布来确定井间或油藏内剩余油分布的新方法，通过对实际油藏资料的处理和结果对比，说明了该方法的可行性和有效性，从而为测井资料开辟了一个新的应用领域。     

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、…     

三角洲前缘相储层沉积特征及剩余油分布研究

通过对大庆油田南部杏1—3区三次加密试验区地质及剩余油的综合分析解剖，研究了各类三角洲前缘相储层的沉积特征，利用检查井及开发动态资料，分析研究了三角洲前缘相储层的动用状况、剩余油的影响因素及动用条件。在此基础上，总结出各类三角洲前缘相储层剩余油的分布特征，指出了三角洲前缘相储层剩余油挖潜的方向。研究认为，外前缘Ⅱ类、外前缘Ⅲ类及外前缘Ⅳ类储层剩余油相对富集，它们是三次加密调整的主要对象。     

临南油田储集层孔隙结构模型与剩余油分布研究

以现代地层学、沉积学及构造地质学等多学科的理论为指导,建立了临南油田沙河街组油藏地质模型;以储集层岩石学分析为基础,结合储集层敏感性分析,建立了三角洲储集层中影响孔隙结构的微观骨架模型;应用定量图像分析、扫描电镜等先进的测试手段,采用图像形态学方法,建立了三角洲储集层的孔隙结构模型,并对孔隙结构进行了综合分类,揭示了孔隙、喉道及孔隙结构的分布模式和控制因素。通过研究得出以下结论:①临南油田各类储集层具有不同的剩余油微观分布形式,三角洲前缘亚相内的主力储集层中,剩余油分布形式主要为孤岛状、串珠状油珠,在三角洲平原亚相内,主要为簇状油块、油膜、油珠等;剩余油形成主要有两种方式(微观指进导致的绕流和非活塞式驱油导致的卡断)。②驱油效率主要受孔隙结构非均质性的影响,与岩石物性参数之间不具有完全的一致性。③剩余油的形成与分布在微观上受孔隙结构的控制,宏观上受沉积微相的控制,不同微相带具有不同的分布特征,应根据不同储集层剩余油分布的特点采取不同的挖潜措施。经实践,应用效果显著。表1参8     

时变油藏地质模型下剩余油分布的数值模拟研究

长期注水冲刷会引起储集层物性和流体物性的变化。以胜坨油田胜二区沙二段7^4-8^1单元为研究对象，建立该开发单元储集层物性和原油物性随不同开发阶段变化的时变油藏地质模型，研究开发阶段变化对剩余油分布和开发效果的影响。研究结果表明，渗透率场、原油黏度和密度随不同开发阶段的变化对剩余油分布和油田开发效果影响均较大，尤其是原油物性变化的影响更为严重。通过精细油藏数值模拟，得到目前7^4-8^1单元的剩余油分布规律和水淹状况，设计了该单元开发调整方案，成功地指导了油藏开发调整。表9参13     

砂岩稠油油藏剩余油分布影响因素数值模拟研究

S油田目前处于高含水开发后期,针对其反韵律砂岩储层及原油高粘高密度的特点,运用数值模拟对剩余油的影响因素如纵向渗透率级差、原油粘度、采液速度,井距等进行了研究,分析得出原油粘度、纵向渗透率级差主要影响剩余油分布的富集程度及见水早晚,隔层的存在减弱了重力及毛管力作用,不利于下部油层动用,并回归出了各因素对剩余油分布影响的定量关系式,为有效地实现剩余油分布的定量描述提供了基础。     

储层流动单元模式及剩余油分布规律

依据胜利油区河流和三角洲储层的岩性、物性、微观特征、渗流参数和动态信息,分别将该油区两种储层流动单元分为4类,建立了河流和三角洲流动单元模式.其中,流动单元E的储层物性最好,流动单元G、M为最佳储层和产层,流动单元P的物性最差.在特高含水期,流动单元G、M内剩余油相对富集,宏观剩余油多富集在流动单元接合部位、隔夹层处;对于河流相储层剩余油多在韵律层上部富集;对于三角洲相储层多在韵律层下部富集.微观剩余油形式多样,有孤滴、薄膜、网状、斑状和连片状等5种类型.     

储集层孔喉网络场演化规律和剩余油分布

以胜坨油田二区沙二段第8砂组第3小层的三角洲储集层为例,研究了长期受到开发流体浸泡、驱动的储集层的孔喉网络场的演化机理和演化规律及其与微观剩余油形成和分布的关系.研究结果表明,储层孔喉网络演化是由油藏开发流体动力地质作用所造成的,孔喉网络场的演化是动态的、持续发生的,孔喉网络场总的演化规律是:颗粒点、线接触关系减少;孔喉连通程度提高,喉道分选性变好;粘土矿物减少,各类粘土矿物相对含量变化;岩石颗粒的润湿性向亲水转化.孔喉网络场的演化控制和影响了剩余油分布,并建立了特高含水率开发阶段微观剩余油的4种分布模式.     

濮城油田沙二上1油藏剩余油分布影响因素

濮城油田东区沙二上1油藏东部、北部被边水圈闭,西部、南部为岩性尖灭,属于构造-岩性油气藏,沉积主体主要为来自东北部无缘的末端扇沉积,含油砂体主体以末端扇的分流河道砂体和近水道漫溢砂体沉积为主。油藏内部构造复杂,含油区域多受断层封闭,但为一套油水系统。经过长期的注水开发,油藏内部油、水分布变得异常复杂,控制和影响剩余油分布的因素较多,应用油藏数值模拟技术,结合测井、沉积相等因素进行分析,确定了该油藏的剩余油分布规律和控制因素,指出了油藏调整挖潜的区域。     

文东油田高含水期剩余油分布规律研究

东濮凹陷文东油田沙三中亚段低渗透储集层非均质性强，层间干扰严重，纵向水驱动用程度不均匀，严重影响开发效果。研究储集层的成岩相、孔隙结构特征和黏土矿物特征，分析储集层宏观、微观非均质性对剩余油分布的控制作用，结论是剩余油主要分布在非主力层、断层附近及井网未控制的部位。图2表1参5     

任丘碳酸盐岩潜山油藏剩余油分布研究

根据动态和静态资料综合分析结果，提出目前控制潜山油藏剩余油分布的地质因素主要有潜山顶面几何形态、潜山内幕隔层分布和潜山裂缝的发育程度。通过综合应用多种新技术、新方法，对控制潜山油藏剩余油分布的各种地质因素进行了精细描述，总结出了受不同因素控制的剩余油分布模式，根据剩余油的分布类型，提出了潜山油藏剩余油潜力的分布和挖潜方向。     

受岩性作用影响复杂断块油藏剩余油分布研究

受岩性作用影响的复杂断块油藏,由于断层、岩性等因素的共同影响,油藏开发中后期剩余油分布较复杂。油藏数值模拟方法是定量研究此类油藏剩余油分布规律的有效手段。以高尚堡深层油藏为例。依据油藏精细描述成果,建立了符合油藏地质特点的三维地质模型,指出了此类油藏地质模型建立过程中的关键点及难点。通过对高尚堡深层油藏的动态历史拟舍,明确了此类油藏的可调参数及参数的可调范围。找出了油藏剩余油分布的平面及纵向分布特点、剩余油类型和剩余油分布的影响因素。基于剩余油数值模拟结果,提出了较为合理的调整方案,为高效开发此类油藏提供了技术支持和决策依据。     

储层微观参数对剩余油分布影响的微观模拟研究

建立了油水两相流三维网络模拟模型。在水湿、油湿、中性3种储层条件下,通过微观模拟分别讨论了孔隙半径、孔喉比、形状因子、配位数等储层微观参数对剩余油分布规律的影响。研究结果表明:对于油湿和中性储层,孔隙半径、配位数愈小,形状因子愈大,孔隙中存在剩余油概率愈大;对于水湿性储层,孔隙半径增大,形状因子减小,产生剩余油的概率反而增加。具有合适配位数的孔隙,驱油效率较高,较大或较小配位数情况下孔隙中都容易产生剩余油。无论是水湿、油湿还是中性储层,随着孔喉比的增大,总体上孔隙中存在剩余油的概率加大。     

基于流动单元的碳酸盐岩油藏剩余油分布规律

让纳若尔裂缝孔隙性碳酸盐岩油田Г北油藏储集层类型复杂多样,根据孔隙类型及其组合方式和不同孔隙组合的孔渗关系,将储集层划分为孔洞缝复合型、裂缝孔隙型、孔隙型和裂缝型4种类型,并实现了储集层类型的测井识别。孔洞缝复合型和裂缝型同类型储集层之间动用程度差异小,裂缝孔隙型和孔隙型同类型储集层之间动用程度差异较大,为了更准确地评价储集层动用的难易程度,优选了影响储集层动用程度的关键参数,裂缝孔隙型储集层为:储集层品质指数、饱和度中值喉道半径、总渗透率、裂缝渗透率与基质渗透率之比;孔隙型储集层为:储集层品质指数、饱和度中值喉道半径和基质渗透率。综合考虑基质和裂缝建立双重介质储集层流动单元划分方法,以关键参数作为聚类变量,利用神经网络聚类分析技术,将4种储集层类型划分为6类流动单元。建立流动单元三维地质模型和数值模拟模型,表征剩余油分布规律。根据剩余油研究结果,Г北油藏2013年投产8口井,初期日产油为周围老井的2.3倍。图12表5参10