复杂小断块水驱砂岩油藏提高采收率研究

针对复杂小断块水驱砂岩油藏构造地质认识不清、油水关系复杂、含水高、采收率低等问题,从沉积微相分布特征、储层平面、层间剩余油分布特征和下步挖潜方向,提出了该类型油藏提高采收率的对策和技术保障,通过综合调整,提高采收率4.8%,增加可采储量12.24×104t。     

W2断块低渗透油藏剩余油分布特征研究

W2断块自1997年投入开发以来,年产油在9×104t以上连续稳产9年,开创了低渗油藏早期注水开发的典范。经过14年的高效、高速开发,W2断块具有采收率高、可采储量采出程度高的开发特征。目前,该断块正处于含水快速上升、产量加速递减时期。剩余油分布受储层非均质性和沉积微相影响,普遍分散、局部富集,进一步改善开发效果的调整难度加大。本文针对该阶段的开采特征,综合运用数值模拟和油藏工程方法,分析水淹规律,描述微相砂体剩余油分布状况,为针对性制定进一步提高采收率的调整挖潜对策提供依据。     

应用油藏监测技术实现南沙二上2+3油藏精细注采调整

濮城油田南区沙二上2+3油藏动用含油面积5.84Km2,地质储量为1298.24×104t,平均有效厚度21.9m,标定采收率31.2％,可采储量405×104t,是一个被断块复杂化的带气顶的断块构造油气藏.油藏目前井况损坏严重,平面注采失调,水驱控制动用程度下降.另外由于套漏、窜槽井多,层间调整工作难度增大油藏综合含水高,剩余油分布零散,造成层间非均质性强、层间隔层小,层间矛盾日益加剧.针对油藏以上问题需要成熟的配套的监测技术手段来进行认识和评价.为高含水油藏后期注采调整提供科学依据.     

高密度三维地震资料在东濮凹陷马厂油田的应用

马厂油田位于东濮凹陷中央隆起带南部,区域构造面积131.94km2,资源量1850×104t。截止2005年,累计探明含油面积22.74km2,探明石油地质储量1473.5×104t,动用石油地质储量871×104t,标定采收率33.75%,可采储量294×104t,其中外围块探明未动用储量602.5×104t,占马厂油田探明储量的40.89%。该区储层平均孔隙度18.6%,渗透率31.6mD,主要含油层系为沙三上中下亚段,埋深2600-3400m,属中低渗极复杂断块油藏。经过近20年的开发,原有地震资料已不能满足极复杂断块油藏精细滚动勘探开发的需要,马厂油田周边断块储量动用程度低,老区又进入了开发后期,油田开发效果逐步变差,为提高地震资料的品质,更好地指导油田滚动开发研究,2005年对马厂地区进行了高密度三维地震数据采集,通过近几年的研究和应用,滚动勘探开发效果明显改善。     

梁11-63井组潜力分析及下步挖潜措施研究

梁11-63井组位于梁11断块中区,主要含油层系为沙二7、8砂层组。含油面积0.34km2,地质储量150×104t,可采储量82.2×104t,最终采收率54.8%。梁11断块为常温、常压、中高渗透岩性构造断块油藏。纵向上渗透率差异较大,层间非均质性较严重。目前进入含水上升阶段,井组产量递减快,注采井网不完善,地层能量下降快,为此针对梁11-63井组目前存在的问题进行分析,进一步发掘潜力,并提出了下步挖潜措施,为梁11-63井组更好的开采提供了可靠的依据。     

中高渗透砂岩油藏井网抽稀提高采收率研究

针对胜利油区中高渗透砂岩油藏的典型单元,在精细地质特征研究和数值模拟研究的基础上,根据单元现井网和剩余油分布特点,在最大限度利用老井的情况下,设计了三套井网抽稀方式,部署了井网抽稀综合调整方案。数值模拟结果表明,综合调整后,储量动用程度由46.3%提高到99.0%,15年累计增油98.7×104 t,提高水驱采收率2.64%。     

2001年二连油田老井压裂施工工艺及效果评价

1 油田概况 截止到2000年底,二连盆地共探明含油面积166.4km2,石油地质储量20263 × 104t,可采储量3432.3 × 104t。已投入开发15个油田37个油     

蚂蚁追踪技术在深西潜山油藏的应用

深西奥陶系碳酸盐岩潜山油藏位于冀中坳陷南部深县凹陷,目前已进入高含水后期开发阶段,应用了蚂蚁追踪技术预测裂缝发育状况,有效地挖潜深西潜山剩余油.蚂蚁追踪预测裂缝与多种研究方法相互印证,预测结果基本一致,与生产动态资料反映的结果比较吻合,取得了明显的地质效果,依据预测结果部署了2口调整井均获得高产,初期合计日产油为83t,日产气11600m3,已累计产油2.5×104t,累计产气55×104m3,达到了有效挖潜剩余油和提高采收率的目的.深西碳酸盐岩潜山油藏应用蚂蚁追踪技术,探索了裂缝预测新途径,预测了剩余油分布潜力区,对提高类似碳酸盐岩潜山油藏开发效果有积极的指导和借鉴作用.     

牛心坨油层中高含水期综合治理技术研究

牛心坨油层属于低渗厚层块状砂岩高凝油油藏。1988年投入开发,先后经历天然能量、注水开发两个阶段,目前已进入中高含水期快速递减阶段,可采储量采出程度达到79.1%,开发效果逐年变差。针对区块开发中暴露出的突出问题,2010年开展了综合治理技术研究,通过有效组织实施配套技术措施,实现年累增油1.1×104t,取得显著成效,为该油藏持续稳产及提高最终采收率指明了方向。     

卫317断块高渗油藏层间挖潜与合理注采比的研究与应用

卫317断块,区域构造位于卫城构造的南端,东与濮城构造相望,西与卫2块南部相邻。为沙二上1砂组的含油断块,动用含油面积1.9km~2,地质储量99.78×10~4t,全区油藏平均有效厚度6m,目前标定采收率36.9%,可采储量37.0×10~4t。     

高含水期剩余油研究方法及影响因素分析

经过长期注水开采的油田已经基本进入了高含水期,研究剩余油的分布以及油田开发难度越来越大。高含水期剩余油对于增加可采储量和提高采收率具有很大的潜力,研究剩余油势在必行,主要从成因、影响因素、研究方法三方面进行。     

低渗断块油藏二氧化碳驱油实践

草舍油田泰州组油藏为低渗断块油藏,在二氧化碳驱油实践过程中,通过二氧化碳驱油机理、油藏适应性评价、驱油物理模拟、数值模拟等研究,优化了苏北盆地草舍油田泰州组油藏二氧化碳混相驱油方案及注入参数,方案实施取得了显著的增产效果,截止2011年底,已累积注入二氧化碳7380×104m3,油藏日产油由48t升至85t,综合含水由56.4%降为33.7%,增油5.6×104t,评价期末比水驱采收率提高16.8个百分点。该油藏二氧化碳驱油成功实践,为同类油藏大幅度提高采收率提供了方法技术借鉴。     

子北玉家湾油田剩余油形成特点及调整对策研究

子北于家湾油田,是子北最早进行开发的区域,采用滚动开发模式,现已进入开发的中后期,油井含水率普遍偏高,要有效的提高该区的石油采收率,搞清研究区内油层中剩余油分布的研究非常重要。从统计的采油速度和采出程度得知,该区采出地下储量仅为3.31%—16.94%,这意味着有83%以上的剩余石油仍然残留在地下成为剩余油,这些剩余石油对于增加可采储量和提高采收率是一个巨大的潜力。通过开采特征以及地质特征等分析,研究区域剩余油形成特点,提出调整措施。     

2003年石化品需求将增加50%

化学系统公司预测,世界乙烯需求将从1998年的8040 ×104t增到2003年的10500×104t/a,在此期间,年均增长 率55%。乙烯生产能力将由1998年的9300×104t/a增至 2003年的11700×104t/a,能力利用率由88%上升到92%。 世界丙烯需求由1998年的4600×104t在5年内增到6200 ×104t。丁二烯需求估计由1998年的760×104t增到900× 104t以上。全球苯需求由1998年的2900×104t增到2003 年的3600×104t。对二甲苯需求预计由1998年的1330× 104t增至2003年的1800×104t,在上述时间内,开工率将升 至86%。同期,乙二醇消费量将由10…     

高含水油田深度开发及提高采收率探讨

随着我国对油气资源需求量的不断增涨,石化燃料已成为当前人们生活及生产领域不可或缺的重要能源,这表明在当今已经很高的采油速度下依靠先进的科学技术方法提高采收率问题亟待解决。为了提高当前我国高含水油田的采收率,增加可采储量,需充分考虑地质条件和采收技术及残油特性等因素,采取有针对性的提高采收率措施,提高对剩余油的挖掘潜力,经济高效地开采剩余油,从而提高高含水油田的采收率。     

B16油藏合理开发技术政策研究

B16油藏于1989年3月投产,1990年4月开始注水开发,截止2008年6月累积产油206.4674×104t,累计产气2.9871×108m3,原油采出程度和溶解气采出程度分别为23.12%和44.14%。为了高效开发该气藏,以获取较高的采收率和经济效益,对该油藏进行了开发数值模拟研究。利用地质研究成果对B16油藏建立了相应的地质模型,在此基础上进行了储量拟合。对该油藏的生产历史数据进行历史拟合研究,取得了良好的拟合效果。对油藏"保持现有井网"继续开发20年,模拟预测相关的开发指标,总结剩余油的分布状况。从注采井网完善、地层压力保持程度、初期注采比等几个方面对该油藏的开发技术政策进行了数值模拟研究,所得的研究结论有利于指导该油藏实际开发生产。     

三次采油化学驱油技术发展现状

三次采油是油田开发技术上的一次飞跃,与二次采油相比,它借助物理和化学的双重作用,提高驱油的波及体积和效率。经过近20年的研究和实践,中国的化学驱在技术、规模、效果等方面均已走在世界前列。近30个矿场的表明,聚合物驱可提高采收率10%,复合驱可提高采收率15%~20%。1997年,中国聚合物驱增油量达303×104t,＂九五＂期间增油1500×104t。中国的油田多为陆相沉积和陆相生油,预测二次采油的平均采收率为34.2%,近百亿吨储量留在地下。这一条件为中国的三次采油提供了巨大潜力。今后,中国的三次采油要在驱油机理、深化对油藏的认识、降低驱油剂成本和用量、先期深度调剖、提高工程的整体经济效益等诸方面加强研究,最大限度地提高采收率和经济效益。     

锡林好来构造试油地质评价

通过三维地震精细解释和储层预测技术,在锡林好来构造近洼—斜坡带,发现了与次洼走向一致的构造岩性圈闭,通过试油地质分析,该储层为常温常压且非均质性比较强的中孔低渗储层,含油面积3.05km2,石油地质储量246.69×104t,技术可采储量27.04×104t。     

商河油田商三区沙二下剩余油分布研究

商河油田商三区沙二下含油面积5.0km2,石油地质储量727×104t。由于未细分开发层系,大段合采合注,层间矛盾突出,剩余油分布认识不清,开发效果差。本次研究通过探索剩余油分布的主控因素,提出剩余油综合预测方法,从而分析剩余油分布规律、油藏剩余油分布特点,落实剩余油分布范围,为断块下步综合调整打下基础。     

完善测井解释模板提高储层认识

利用岩心分析资料重新建立文10块沙三中4测井解释图版,从纵向和横向对文10块沙三中4储层深入剖析,认为具备储油条件。研究结果表明:沙三中4储层孔隙度最大值为19.99%,最小值为13.14%,平均值为16.09%;渗透率最大值为23.56×10-3μm2,最小值为3.12×10-3μm2,平均渗透率为11.07×10-3μm2,含油饱和度最大值为68.19%,最小值为24.2%,平均含油饱和度为51.94%。圈定含油面积0.74km2,容积法计算地质储量为23.56×104t,可采储量为10.83×104t。物性相对好的区域位于北部构造高部位,由北向南,逐渐变差。