溪南庄油田水锥特征及剩余油分布研究

砂岩底水油藏水锥特征研究及其剩余油分布预测是油田开发技术中的一个难题，该文根据物持平衡和油气层渗流力学原理，通过对溪南庄油田水锥特征的研究，从油藏工程和数值模拟两方面定量描述了水锥孔隙体积在平剖面上的分布规律，指出该油藏水侵属非稳定状态水侵，水侵方式是底水锥进，剖面上水淹程度与油层打开程度密切相关，水锥高度大于未射开油层有效厚度。油层可能被水淹，平面上根据水锥波及范围，划分了五个可能存在的剩余油分     

锦626块重水淹区水侵规律研究及应用

锦626块目前存在的主要问题是整个区块水淹严重,且水淹具有见水较早、水淹速度快、见水量大、水淹情况复杂等特点。通过对水侵规律进行研究,该区块的水侵在纵向上及平面上具有生产井段内高渗层、下部层相对水侵较严重、边底水沿压降梯度大的方向呈指形或线形侵入等特征。引进先进的监测手段和技术,获取了产液剖面监测资料,从而对水淹区边底水水侵状况及剩余油分布规律等有了较为清晰的认识,与堵水、补层等措施紧密配伍,应用于锦626块东部整个水淹区,不断挖潜层间剩余油,提高了储层的动用程度。     

孔店二断块南部水淹特征及剩余油分布研究

本文综合评价了大港孔店二断块南部稠油注水开发油藏的水淹特征和剩余油分布规律。经研究认为，该油藏水淹特征在平面上受沉积环境的影响，在纵向上受油层非均质程度的控制，稠油注水开发具有水驱油效率低、特高含水期油层含油饱和度仍很高的特点；剩余油分布与流体性质、注采井网及水淹波及程度有关，按剩余储量、剩余可采储量等指标评价，剩余油在平面展布上可分为三类区域，各区域应采取相应的调整措施，才能达到改善其开发效果之目的。     

浅层特超稠油油藏高周期吞吐挖潜技术研究与应用

河南井楼油田一、二区为浅层特超稠油油藏，高周期吞吐开发呈现周期产量低、汽窜频繁、水淹油层严重、储量动用程度低等生产特点。通过精细油藏研究，配套高周期吞吐后剩余油分布监测技术，实施堵水、优化注采参数、化学增效、区块调剖等工艺技术，二次开发动用弱水淹和中低渗透层，提高油层剖面动用程度，改善油藏整体开发效果，使浅层特超稠油油藏得到高效开发。     

H26断块东二段水淹特征及剩余油分布研究

对HWH油田H26断块东二段注水开发油藏的水淹特征和剩余油分布规律综合评价后认为，该油藏水淹特征在平面上受沉积环境和井网完善程度的共同影响，在纵向上受油层非均质程度的控制。剩余油分布与储层沉积相带、岩性、物性、非均质性以及注采系统、井网完善程度和注采强度等因素有关，按剩余油饱和度和可动油饱和度等指标评价，可将剩余油的分布展现在平面上，并采取相应的调整措施，可达到改善其开发效果的目的。     

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。     

浅薄层特、超稠油注蒸汽吞吐后剩余油分布研究

河南油田的浅薄层特、超稠油油藏注蒸汽吞吐后,,采收率只有15％～18％,要进一步提高资源利用程度,关键是查明蒸汽吞吐后浅薄层稠油剩余油分布规律。蒸汽吞吐后水淹层岩心和电性特征变化明显,根据岩电关系的研究,建立了一套快速、直观的声液时差深侧向电阻率图版水淹层测井解释方法,有效结合矿场测试、动态分析、油藏数值模拟技术和地质综合分析方法,揭示了剩余油分布特征。超稠油油层纵向有3种水淹模式：中厚层均匀韵律油层顶部水淹,薄互层复合韵律油层中部水淹,薄互层正韵律油层底部水淹;平面上剩余油富集区有4种类型：低井网控制程度的剩余油富集区,低采出程度的剩余油富集区,不同微相控制的剩余油富集区,地层倾角影响造成的剩余油富集区。图3表1参6     

卫81块沙四段储层沉积微相及剩余油分布研究

针对卫城油田卫81块沙四段油藏储层非均质性严重、油田处于中高含水开发期,水驱动用程度低的特点,对其储层沉积特征、流动单元沉积微相及剩余油分布的关系进行了研究。该区Es4段属于浅水湖泊三解洲沉积,骨架砂体为河道砂、河道间砂、前缘砂（席状砂）、远砂坝。动态资料及油藏精细描述、数值模拟等项研究表明,流动单元的沉积微相与油层的水淹程度和地下剩余油的分布密切相关：河道砂微相油层水淹严重,剩余油潜力较小,前缘砂和河道间微相油层水淹中等,剩余油潜力较大;远砂坝微相油层水淹程度低,剩余油有一定潜力。根据剩余油分布特点,确定了5种改善水驱效果的方法,实施后取得了较好的效果。     

浅层特超稠油油藏高周期吞吐挖潜技术研究与应用

河南井楼油田一、二区为浅层特超稠油油藏 ,高周期吞吐开发呈现周期产量低、汽窜频繁、水淹油层严重、储量动用程度低等生产特点。通过精细油藏研究 ,配套高周期吞吐后剩余油分布监测技术 ,实施堵水、优化注采参数、化学增效、区块调剖等工艺技术 ,二次开发动用弱水淹和中低渗透层 ,提高油层剖面动用程度 ,改善油藏整体开发效果 ,使浅层特超稠油油藏得到高效开发。     

H26断块东二段水淹特征及剩余油分布研究

对HWH油田H2 6断块东二段注水开发油藏的水淹特征和剩余油分布规律综合评价后认为 ,该油藏水淹特征在平面上受沉积环境和井网完善程度的共同影响 ,在纵向上受油层非均质程度的控制。剩余油分布与储层沉积相带、岩性、物性、非均质性以及注采系统、井网完善程度和注采强度等因素有关 ,按剩余油饱和度和可动油饱和度等指标评价 ,可将剩余油的分布展现在平面上 ,并采取相应的调整措施 ,可达到改善其开发效果的目的。     

基于储层物性时变的稠油底水油藏高含水期精细挖潜技术

现有稠油底水油藏水锥变化计算公式均未考虑由于长期大液量冲刷引起的储层物性变化,导致计算出的水驱波及体积偏大。为了准确描述高含水阶段水锥和水脊的变化规律及剩余油分布,考虑了长期大液量冲刷下储层物性的变化,运用等值渗流阻力法对波及区内外储层渗透率进行了等效表征,建立了考虑物性时变的稠油底水油藏水锥、水脊变化数学模型。分析可知,储层物性时变对水锥的影响十分显著,相同水锥宽度下,考虑物性时变的数学模型计算的波及高度较不考虑该因素的现有公式的计算值要小46.3%。将考虑物性时变的数学模型的计算结果与邻井测井解释结果对比,相对误差仅5.3%。根据渤海Q油田现有井距条件下利用考虑物性时变的稠油底水油藏水锥、水脊的接触关系,总结出了该油田3种井间剩余油分布模式,并针对不同模式给出了相应的挖潜措施。矿场先导试验证实了基于储层物性时变的稠油底水油藏高含水期精细挖潜技术的可靠性、有效性,为稠油底水油藏高含水阶段挖潜剩余油提供了技术支持。      

曙光油田13938 潜山油藏剩余油挖潜效果评价

对辽河曙光油田曙13938 裂缝性潜山油藏底水运动规律和剩余油分布进行研究,确定了剩余油分布方式。研究结果表明：①针对含油带剩余油,应实施补孔并配合化学堵水来进行挖潜;②针对过渡带剩余油（目前的生产井段）,应实施化学堵水挖潜;③针对过渡带剩余油（早期的封堵层）,应实施钻塞下返并配合化学堵水来进行挖潜。在区块开发后期,该项研究有效地解决了因底水锥进造成的油井高含水等开发问题,可为同类潜山油藏开发后期的剩余油挖潜提供新的思路,具有一定的借鉴意义。     

欢喜岭油田欢616块巨厚底水油藏开采技术研究

欢616块是辽河油区欢喜岭油田一个典型的巨厚底水油藏。该块动油层单层厚度15～30 m,且与底水直接接触.该块1997年采用蒸汽吞吐开发,单井周期2000多吨,日产能24 t,由于底水锥进,油井迅速水淹(平均2～3个周期进入水淹期)。针对底水油藏快速水淹特点进行了三个方面的研究:其一,利用水平井增强油田渗流能力,降低生产压差,减缓水锥速度;其二.利用大位移侧钻井充分挖掘锥间剩余油;其三,在充分进行油藏描述与数字模拟的基础上,在油水界面之上建立人工隔层阻挡底水锥进。1999年以来,针对欢喜岭油田欢616块莲花底水油藏快速水淹特点采用了水平井、侧钻井、人工隔层堵水等针对性措施21井次,累计增油59 941 t.不仅有效地提高了底水油藏的采收率,而且在稠油开发领域取得了突破。     

底水油藏注水开发水淹模式探讨

在底水油藏的开发过程中,常因底水锥进而造成油井大面积水淹,能否采用注水补充压力阻止底水锥进,一直是油藏工程师关心的问题。在对我国西北某底水油藏采油井的开采动态特征进行分析后,根据工区的地质参数,分别采用数值模拟技术、流线模拟技术和虚拟示踪剂模拟技术,对底水油藏注水不见效的原因进行了分析,认为注入水的主要驱替路径是:大部分注入水优先流向底水区,然后驱动底水往生产井流动,生产井表现出明显的底水锥进特征。这种注入水的驱替路径表明:在底水油藏,注水保持油层压力的方法不能抑制底水锥进。     

化学凝胶隔板阻断底水锥进矿场试验

临盘采油厂大芦家馆3段属次生底水的油藏，根据数值模拟油藏工程结果和现场的生产资料，在研究剩余油分布规律的基础上，在大芦家馆三段的L2—6单元的L2—48井开展化学凝胶隔板阻断底水先导性试验获得成功。该井目前已生产1年，增油1299t，含水为36％。目前该工艺已在5口井上实施，其成功率为100％。     

The Influence of Interlayer of Bottom Water Reservoirs During the Development Stage

Interlayer has obvious effect on restraining the bottom water coning, but it's still a blank for the study of interlayer models. Aimed at this question, a study was conducted on the effect of interlayer that could be classified into four models: barren interlayer, permeable interlayer, small-scope impermeable interlayer, and large-scope impermeable interlayer. A mass of remaining oil accumulated far from the wellbore due to the rapid water coning could be recovered by means of improvement of well pattern under the condition of no interlayer developed in the formation. If permeable interlayer were developed in the reservoir, there would be just a small amount of remaining oil underground, because bottom water could be transformed into secondary edge water and secondary bottom water caused by interlayer, which led to better development result of interlayer. Small-scope impermeable interlayer could transform bottom water to secondary edge water, which would lead to the formation of eave oil and roof oil accumulated under and above the interlayer, respectively. Large-scope impermeable interlayer could restrain utterly the bottom water coning, which would lead to the accumulation of substantial remaining oil in the adjacent layers. Those remaining oil would be the key target for the late-stage potential tapping.     

基于油藏精细描述的复杂小断块剩余油分布研究

红南9块储层具有砂体构造复杂、油水关系复杂、井网不完善、底水锥进快、注水开发效果差等特点。亟需对该区块进行油藏精细描述,搞清剩余油的分布规律。基于高分辨率层序地层对比、储层构造和沉积微相研究,建立了反映油田客观实际的地质模型。运用油藏数值模拟技术,在历史拟合的基础上,综合分析了剩余油在平面和纵向上的分布规律。研究表明,红南9块剩余油分布主要受断层,底水锥进,储层非均质性、井网不完善平面和沉积微相的综合影响。平面上,剩余油分布在井网控制不住的区域、封闭断层附近以及微构造高点。纵向上,剩余油主要分布在K1S1、K1S2-7、J3K1-1、J3K1-7、J3K1-13、J3K1-20和J3K2-1油层。     

高浅南区复杂小断块油藏特高含水期剩余油分布规律研究

冀东油田高浅南区复杂小断块油藏特高含水期剩余油分布规律极其复杂,为提高开发效果,通过综合研究油水井在钻井、试油及生产过程中所录取的各项资料,采用动态分析法和常规水淹层解释法分析了其剩余油分布规律,结果表明,非主力层水淹程度相对较低,剩余油相对富集;平面上剩余油主要分布在油藏构造高部位、断层夹角含油区域、物性变化带、边水油藏水淹路径之间的滞留区、井网控制程度低以及井网控制和注采系统不完善的地区;构造、沉积微相、储层非均质性、水淹路径、大孔道及物性变化带、注采井网的完善程度是控制剩余油分布的主要因素。     

辽河滩海油区水平井优化设计与实践

为了提升辽河油区海外河油田新海27块的小井距、厚层状常规稠油底水油藏开发效果,在对油藏进行精细描述的基础上,综合应用测井、油藏工程及原井网开发状况、数值模拟等新技术,分析水锥规律和剩余油潜力区。通过优化部署和精心设计与施工的海平2井,充分体现出水平井具有抑制底水锥进,减缓含水上升,增加可采储量,提高采油速度的优点。为水平井技术在类似油藏中的有效应用,探索出宝贵的研究途径和现场实践经验。     

注氮气控制稠油油藏底水水锥技术

针对单家寺稠油油藏主力油层水淹严重,热采油汽比接近蒸汽吞吐经济极限的现状,对注氮气控制底水锥进及热氮混注提高热采采收率技术进行了有益探索。矿场试验结果表明,该技术有效地抑制底水锥进和蒸汽超覆,改善了吞吐井生产效果,成为“十五”期间巨厚块状底水稠油油藏多周期吞吐后控制底水锥进、提高热采采收率的有效手段之一。