大庆TN油田时移地震研究与剩余油分布规律预测

针对大庆TN油田油藏和地震条件，从时移地震可行性分析出发，对该区两次采集的二维地震资料进行陧移地震研究，并对该区的剩余油分布进行了预测。研究表明，该区油藏条件和地震条件均满足时移地震研究的基本要求，对时移地震资料做归一化处理后，其差异地震属性变化与油藏开发动态变化具有一定的相关性，利用地震反演和时移地震资料差异属性变化研究了该区剩余油分布规律，表明该区还有一定的开发潜力。     

克拉玛依油田砾岩油藏剩余油分布与挖潜方向

针对七中、东区复模态结构砾岩油藏精细描述及调整挖潜工作,分析了砾岩油藏剩余油分布特点,利用描述剩余可采储量平面分布及产吸剖面分层动用状况特征,研究了剩余油分布规律、富集类型及挖潜方向,阐明了剩余油分布主要受断裂及构造高部位控制,以及注采不完善、层间干扰和水驱损失影响.平面上,剩余油集中分布在井间未动用部位、断裂附近、构造高以及曾经动用但水淹程度不高且有效厚度较大的部位;纵向上,剩余可采储量主要集中在克下组S3-37、S4-17 砂砾体发育较好的小层上.从而,提出了该区下一步实施稳油控水为目的治理措施,为提高该区油田开发后期整体油藏开发效果提供了新的思路和依据.     

卫城油田卫58块剩余油分布规律研究

剩余油分布的描述和预测是老油田调整挖潜的主要课题。应用开发地质学方法对卫58块油藏宏观剩余油分布规律进行研究,在分析该区的沉积、构造和非均质性特征的基础上,利用开发过程中的动态资料,分析影响剩余油分布的各种因素,归纳剩余油分布类型,指出调整潜力和挖潜措施。     

火烧山油田H3层裂缝发育特征与剩余油分布关系

关键词：火烧山油藏是准噶尔盆地东部复杂的裂缝性油藏,裂缝分布规律和渗流机理复杂。油藏开发初期效果较差,受裂缝影响,注入水运动规律极难把握,给剩余油的认识带来较大困难。在分析该油藏裂缝发育特征和分布规律的基础上,结合裂缝的发育方向类型以及该区的成藏模式,得到了裂缝的分布规律;根据裂缝与砂岩基质的四种组合的水驱油模式,以及该区油井的含水上升规律,利用油藏数值模拟技术得出了油藏的剩余油分布规律。研究认为,火烧山油藏中裂缝的主要影响因素是构造作用和岩性变化,其分布为大裂缝发育区、微细裂缝发育区和裂缝弱发育区;由于水窜的影响,大裂缝发育区内的基质还存留大量的剩余油;弱裂缝发育区中吸水能力差,水驱油效果差,也存留大量的剩余油。最后通过建立地质模型、运用油藏工程分析方法和数值模拟手段,得到了H3油藏的剩余油分布现状,为后续的调整措施提供了依据。     

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.     

东辛营13断块油藏剩余油分布规律及开发调整政策

东辛油田营13块油藏为一非均质性较强的复杂断块油藏,断裂破碎,剩余油分布规律复杂。从构造特征、储量分布、原油物性等油藏地质特征分析入手,采用数值模拟等方法研究了剩余油分布规律。研究表明:营13块的剩余油分布在未动用区块、无井控制区块以及断层边角高部位。根据剩余油分布规律提出了开发调整对策,取得了显著的挖潜效果。     

双河油田437块Ⅱ1-2油藏剩余油分布研究

注水开发油田进入高含水期后,开发矛盾日益突出,挖潜难度越来越大,认识高含水后期剩余油分布规律是油田开发调整和提高采收率的重要依据.在油藏地质综合研究的基础上,应用油藏工程法及动态监测、油藏数值模拟等方法对剩余油分布进行分析.油藏工程法、动态监测等方法可以时剩余油分布进行定性描述.油藏数值模拟方法可对该区块进行定量分析,...     

卫城油田卫58块剩余油分布规律研究

剩余油分布的描述和预测是老油田调整挖潜的主要课题。应用开发地质学方法对卫58块油藏宏观剩余油分布规律进行研究，在分析该区的沉积、构造和非均质性特征的基础上，利用开发过程中的动态资料，分析影响剩余油分布的各种因素，归纳剩余油分布类型，指出调整潜力和挖潜措施。     

克拉玛依油田非均质砾岩油藏特征及其剩余油分布

针对七中、东区复模态结构砾岩油藏精细描述及调整挖潜工作,分析了非均质砾岩油藏特征及其剩余油分布特点。利用剩余可采储量平面分布及产吸剖面分层动用状况特征,结合砾岩储层多类型孔隙群的非均质渗流系统,研究了剩余油分布规律、富集类型及挖潜方向,阐明了剩余油分布主要受多类型孔隙群、断裂及构造控制,以及受注采不完善、层间干扰、水驱损失及井况损坏等影响。平面上,剩余油集中分布在井间未动用部位、断裂附近、构造高部位及曾经动用但水淹程度不高且有效厚度较大部位;纵向上,剩余可采储量主要集中在克下组S73-3、S74-1砂砾体发育较好的小层上。从而提出了该区下一步实施稳油控水的治理措施,为提高该区开发后期整体油藏开发效果提供了新的思路和依据。     

胜坨油田坨28断块沙二段上油组沉积微相研究

沉积微相分析是建立油藏地质模型及进行油藏综合评价的基础，正确描述砂体成因类型、几何形态及空间分布规律，对于指导油田进一步开发，具有十分重要的意义。本次主要研究该区1～6砂层组沉积环境，从影响剩余油分布的因素入手，以岩心为基础，以开发时间为主线，综合多学科信息，提出剩余油分布及挖潜方向，揭示同类油田的剩余油形成及分布规律，最终达到改善开发效果，进一步提高采收率的目的。     

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。     

八面河油田复杂断块油藏数值模拟研究

根据中高含水复杂断块油藏特点,选用SURE软件,对八面河油田面4区面3块沙四段进行了油藏数值模拟研究。通过初始化拟合和生产历史拟合,弄清了地下油、水运动规律和剩余油分布规律,提出了较为合理的调整方案,为高效调整提供了技术支持和决策依据。     

特高含水期油田开发潜力分析--以双河油田437块为例

双河油田437块经过近23年的开发,目前含水已高达96％。从高含水期油藏的渗流特点出发,充分利用试井技术能求取地层径向渗流参数的特点,结合油藏工程学有关原理,从含油饱和度研究入手,对剩余油饱和度分布特征进行了深入研究,搞清了437块剩余油饱和度的分布情况,获得了对于特高含水期油田剩余油分布的规律性的认识,对老油田调整挖潜和三次采油具有重要的指导意义。     

文25东断块油藏剩余油分布研究

针对文25东断块开发生产中面临的主要问题．在充分的资料收集和处理的基础上，根据剩余油分布研究的需要．采用所编制的多井剩余油评价软件．对文25东断块油藏的剩余油分布进行了分层系的综合评价．揭示了该区块剩余油分布规律．并提出了今后的挖潜方向。实际资料证明．剩余油分布预测结果与油田实际情况比较相符。     

局部网格加密数模技术研究剩余油分布

针对稠油藏热采开的特点,采用在吞吐井周围进行局部加密的方法,既兼顾稠油油藏热采特点,保证了拟合计算的合理性,又减少网格节点数,节省计算时间,从而实现了锦90块兴I组油层全块的模拟,从宏观上和整体上查明了锦90块兴I组油的目前油层动用状况和剩余油分布规律,对该块下步开发工作具指标意义。     

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。     

中原油田文25东块聚合物微球调驱研究与应用

针对中原油田高温高盐油藏开发后期的剩余油挖潜,提出了聚合物微球深部调驱的技术设想。通过调整水相比、交联剂比例和耐温抗盐单体共聚,研制出了适用于文东试验区孔喉尺寸及油藏特征的系列调驱微球;在高温高盐油藏条件下,评价了微球的膨胀性能、抗剪切强度和稳定性;采用均质和非均质填砂模型,模拟了微球质量浓度、注入量和注入模式对调驱效果的影响。在文25东2个层系9个井组进行了微球调驱试验,通过＂PI技术＂的动态调整,共注入各类调驱微球276.47 t,总体达到了升高注入压力、提高波及体积和明显增油的目的。通过微球调驱,区块自然递减显著下降,油田稳产基础进一步得到增强。     

深部调驱技术在华北油田L断块的研究与应用

对于非均质性较强、长期注水开发的高温砂岩油藏,存在含水上升快、剩余油分布复杂、常规治理难度大等开发问题,一般采用深部调驱技术可以改善油藏开发效果。华北油田L断块储层温度高达115 ℃,处于高含水、高采出程度开发后期,应用数值模拟方法宏观研究剩余油分布,判定水流优势通道,自主研制新型耐高温复合交联剂,采用多井组联合同步调驱方式开展了现场试验。5个井组共注入4 4150 m3调驱剂,高峰期日增油25 t,综合含水下降9.5%,截至2019年12月累计增油12 780 t。现场试验结果表明,耐高温复合交联可动凝胶体系在L断块的深部调驱取得了显著的降水增油效果,剩余油分布研究及水流优势通道判定为调驱方案设计提供了可靠依据,为同类油藏开展深部调驱提供技术借鉴。     

胜坨油田厚油层内夹层分布对剩余油的控制作用

以胜坨油田二区沙二段74-81单元为原型建立了概念模型,系统研究了不同夹层条件对韵律层剩余油分布规律的控制作用。结果表明,在夹层渗透性较差、平面分布区域较大、层间局部射孔不对应等条件下,夹层对剩余油分布影响较大,容易在靠近夹层底部形成剩余油富集;夹层位于注采井之间对剩余油分布的影响往往大于位于注入井或生产井附近;对于正韵律油藏,夹层的存在一般有利于开发,而对于反韵律油藏恰好相反。胜二区沙二段74-81单元数值模拟研究表明考虑夹层的分布对历史拟合有很大影响。     

靖安油田ZJ2区微生物驱油技术研究及应用效果评价

靖安油田ZJ2区目前已进入高含水开发阶段,油藏开发表现"低采出、高含水、递减大"的特征,油藏平面、剖面矛盾加剧,油藏水驱状况日益复杂,水驱油效率降低,剩余油分布状况日趋复杂,挖潜难度增大,油藏控水稳油形势日益严峻,调驱或三次采油技术储备严重不足。为此,根据低渗透油藏储层特征和流体特征,在广泛调研和室内实验评价的基础上,借鉴东部油田提高采收率的技术思路,开展微生物驱油技术试验,通过矿场实践有效提高了驱油效率和最终采收率,丰富了低渗透油藏提高采收率稳产技术体系,为同类油藏的开发具有重要的战略借鉴意义。