特高含水期挖潜剩余油的方法研究

随着油田开发进入特高含水期,挖潜剩余油难度加大。考虑到萨Ⅱ7-12油层仅基础井网开采,且注采井距大,砂体规模小,加密时未作为调整对象,油藏水驱控制程度低,决定对一次加密井网的萨Ⅱ7-12油层进行补孔,进一步挖潜剩余油。     

某区块特高含水期剩余油分布特点与挖潜技术研究

油田开发进入特高含水期后,开发难度加大,剩余油分布复杂,同时还存在严重的无效循环注水,为此,本文分析归纳了特高含水期油田开发规律,针对层内、层间不同形式的剩余油分布,依据水驱精细开发研究成果,从而采取了有针对性的调整措施,取得了良好的开发效果。     

特高含水期厚油层挖潜技术

目前萨尔图油田北部开发区X区块厚油层已经进入特高含水期,剩余油的分布愈来愈零散,针对这种情况,建立剩余油潜力评价数学模型,确定平均潜力值0.34为剩余油挖潜潜力区,划分3个潜力区域分别为A、B、C,平均潜力值为0.35、0.37和0.4。对各个潜力区,分别实施了13种高含水期挖潜措施方案的预测,其中见效最好的是细分注水+调剖+反堵,其次是调剖+压裂、细分注水+调剖+反堵和调堵。其中,潜力C区最具挖潜价值,且措施方案效果显著,易于挖潜。潜力B区挖潜措施方案效果仅次于潜力C区。     

特高含水期曲流河点坝砂体剩余油挖潜研究

孤岛油田东区N g3-4单元目前综合含水94.6%,已进入特高含水开发阶段,但单元采出程度只有23.65%,进一步挖潜潜力巨大。东区N g3-4单元发育曲流河点坝微相厚油层正韵律沉积砂体,发育稳定,连通性好,但由于韵律段的中下部渗透性明显高于中上部,直井井网注水开发导致无水采油期短,含水上升快,驱油效率低。通过对试验井区和同类沉积类型砂体的地质特点、剩余油潜力和开发方式分析,提出了在现有注采井网的基础上,利用水平井开发曲流河点坝微相厚油层中上部剩余油,进一步有效挖潜特高含水期油田经济效益的措施方向。     

浅论特高含水期剩余油主控因素及分布特征

目前中石化及胜利油田含水大于90％的储量分别占到44.3％ 和41.7％,其中作为中石化最主要开采方式的水驱开发油藏已整体处于高含水开发阶段.胜利油区水驱开发油藏的主力油藏——整装构造油藏已进入特高含水阶段的开发单元78个,覆盖地质储量7.69亿吨,占整装构造油藏地质储量的83.2％.室内试验和矿场实践均表明,特高含水期是一个漫长的开发过程,具备大幅度提高采收率的潜力.室内试验研究含水90％-98％可提高驱油效率16％,最终可提高驱油效率25％(注水倍数50,驱油效率62％).     

特高含水期剩余油分布的定量描述技术

剩余油分布规律研究是油田处于开发中后期必须研究的一项重要课题，而剩余油分布的定量描述技术为剩余油分布规律研究提供了非常有利的，也是目前最为流行的一种手段。它能够全面应用油藏的各项地质、开发资料，经过油藏静态和动态历史拟合后，能够得到油藏剩余油较精确的定量描述。     

油田高含水期剩余油精细挖潜方法研究

注水油田进入高含水期,剩余油分布复杂,挖潜难度大,为提高水驱采收率,提出了将研究单元细化到油砂体的剩余油精细挖潜方法。在精细地质研究的基础上,结合生产动态数据和测试资料,根据油砂体上井网控制情况、水驱特征和边水能量特征,将油砂体划分为弹性驱、注入水驱、注入水+边水驱、边水驱和未动用等类型,详细解剖不同类型油砂体的动用情况,分析不同类型油砂体的剩余油分布模式和潜力,提出了不同类型油砂体的剩余油挖潜方法。利用该方法对注水油田的剩余油进行了挖潜,水驱效果大大提高。研究表明,以油砂体为对象的剩余油挖潜方法可以有效提高注水油田高含水期的开发效果,为剩余油的挖潜提供了新的思路。     

特高含水期单砂体剩余油成因及分布特征研究

基于单砂体的剩余油分布规律、挖潜单元以及相对应的挖潜技术对策。所指单砂体是地质上具有成因联系、开发上相对独立的砂体单元,既是地质上的成困单元,也是与剩余油分布有关的渗流单元,既反映了砂体的沉积成圈,也决定了剩余油分布特征和注水开发特征。单砂体成因类型可以划分为多期河道叠加型、分支河道型、单一河道型和席状砂型4个大类;结合注水开发特点,每种类型具有高注高采、高注低采、低注低采和低注高采4种注采方式。剩余油潜力评价昀结果表明:多期河道叠加型单砂体潜力最大,其次是席状砂型单砂休,分支河道型和单一河道型单砂体潜力较小。     

高含水期油藏剩余油挖潜研究

W95块已经进入高含水开发期,剩余油分布状况复杂,挖潜难度大,在储层精细描述的基础上,通过油藏数值模拟,各流动单元含油饱和度变化情况,从定性到定量分析,详细研究了剩余油的分布规律,阐述了剩余油挖潜的一些做法,为同类油田的剩余油调整挖潜提供了经验。     

特高含水期综合测试技术应用方法研究

针对以往各种测试项目之间的联合应用还不多、监测与调整挖潜结合的还不够紧密的问题,选取试验区块开展综合测试和综合挖潜研究。针对地下的复杂状况,将测井与试井、井点测试和井间测试等多种测试方法有机组合,搞清了油层动用状况和剩余油分布规律,在此基础上进行了综合治理挖潜。     

特高含水期水驱精细压裂方法研究

喇嘛甸油田进入特高含水期后,水驱开发面临着可采储量少、储层动用程度高、综合含水高、剩余油分散等难题。为有效控制水驱产量递减及含水上升速度,每年均实施一定数量的采油井压裂措施。但由于目前水驱存在着重复压裂井比例大、压裂前含水逐年增高及压裂选井选层余地逐渐缩小、难度逐渐加大等诸多问题,导致压裂效果逐年变差。因此,必须不断拓宽压裂选井选层思路,增大压裂规模,在搞清水驱目前压裂现状及潜力的基础上,精细分析影响水驱压裂效果的主要因素,从而研究出一套特高含水期水驱精细压裂的方法,指导水驱精细压裂,确保压裂井高效、长效。     

河11断块高含水期剩余油研究及挖潜对策

河11断块经过30多年开发,已经进入高含水及递减开发期,2005年开展精细油藏描述及剩余油分布规律研究,在研究的基础上,通过钻新井、转注、大泵提液等工作,优化产液结构和注水结构,见到了明显的控水稳油效果,有效提高了河11断块开发水平。     

长垣油田特高含水期开发技术对策

以喇萨杏油田为主的长垣油田,已开发了近50年,油田已经进入特高含水阶段,目前新增储量减少,储采失衡严重,剩余油分散,挖潜难度加大,调整挖潜品位变差,产量接替难度加大,三次采油开发技术,尤其是三元复合驱技术尚需不断完善。针对长垣油田在开发中存在的主要矛盾,利用综合资料分析和油藏工程方法评价了长垣油田水驱、三次采油提高采收率目标,预计最终采收率在60％左右。为确保增加可采储量,改善储采平衡状况,最大限度提高油田采收率和开发效益,提出了确保采收率目标的技术对策,为科学编制长垣油田中长期规划提供依据。     

胜坨油田二区整装油藏特高含水期剩余油分布数值模拟研究

整装油藏是油气藏中的一种,进入特高含水期后剩余油分布规律对进一步确定该类油藏的开发方式具有重要意义。本文选取整装油藏胜坨油田二区,针对该油田特高含水期存在的含水高、储层分布不均匀、剩余油分布规律认识不清等问题,通过数值模拟软件ECLIPSE建立精细的数值模拟模型,确定剩余油分布规律,为进一步挖潜剩余油提供可靠依据。     

油田高含水期剩余油挖潜研究

本文是在大量研究有关老油田高含水期剩余油挖潜研究技术文献的基础上,通过对濮城油田这一类高含水期剩余油挖潜研究技术的系统总结,针对高含水期多油层断块油藏的特点,在细分流动单元的基础上,进行微构造研究、储层沉积微相研究、储层物性和非均质性研究,并建立油藏三维可视化地质模型;对剩余油分布进行定性分析和定量研究,然后根据剩余油分布特点采取不同的挖潜措施并取得了良好的效果。     

特高含水期剩余油分布的定性描述技术

剩余油分布规律厂家采用综合研究方法，以油藏地质和油藏精细描述为基础。以油藏动态及动态监测资料分析为依据，应用大规模精细油藏数值模拟技术手段综合研究宏观剩余油的分布。以濮城东区沙二下油藏为例，阐述剩余油分布的定性描述技术。     

浅谈相控剩余油挖潜研究

文南油田X块沙二下油藏是在浅水湖泊背景下形成的三角洲沉积,由于储层物性差异大,沉积相变化复杂,长期的注水开发后,开发上两极分化严重,以河道砂为主的储层采出程度高、水淹严重,以河道侧翼的前缘砂、远砂相为主的储层采出程度相对较低、低含水低能。通过相控剩余油研究,确定了河道侧翼沉积相变差部位是剩余油的富集区,为相变复杂油藏后期有效开发提供了一个新的思路。     

特高含水期水驱低效无效井治理方法研究

喇嘛甸油田进入特高含水期后,低效无效井井数呈逐年上升的趋势,这些井治理的好坏直接关系到油田开发后期的经济效益。因此,在调查研究低效无效井现状及成因基础上,针对不同区块、不同成因、不同层系、不同构造位置的低效无效井,结合精细地质研究成果、动态监测资料等,综合分析治理潜力,并提出相应的治理措施,改善低效无效井开发效果,达到综合治理低效无效井的目的,为喇嘛甸油田的持续稳产奠定基础。     

边底水油藏特高含水期剩余油挖潜方法研究——以唐家河馆陶组为例

唐家河油田馆陶组已进入特高含水开发期,综合含水高达97.6%,可采储量采出程度高达85.1%,随着开发过程的不断深入,面临的开发问题更加复杂,剩余油分布日趋零散,挖潜难度增大。因此针对特高含水期剩余油分布规律的研究,并采取有效措施已经成为特高含水期剩余油挖潜的关键。     

剩余油分布规律研究在真武油田的应用

真武油田为复杂小断块油田,目前已进入高含水开发后期,油田挖潜难度越来越大。通过剩余油分布规律的研究,认识了剩余油分布规律,为油藏下步开发调整指明了方向。