荆西油田陵76井区剩余油分布规律研究

从油藏构造特征、沉积特征和注水开发现状等方面分析入手,采用数值模拟方法研究了陵76井区剩余油分布规律。研究表明,平面上剩余油分布主要集中在断层附近、岩性尖灭区、注水非主流区、物性较差油砂体、注采井网不完善区以及面积较小的油砂体上。由于陵76区块层间、层内非均质性严重,造成油井纵向上出力不均,纵向上剩余油主要分布的油砂体未压开层多,大部分油井含水较低,是下一步挖潜的主要方向。     

复杂断块油砂体剩余油分布半定量评价技术

复杂断块油藏由于断层的切割作用,断块小,形态各异,油水关系复杂。经过长期注水开发后,进入中高-高含水开发阶段,剩余油在空间上分布十分复杂,挖潜难度越来越大。断块油藏的复杂性,给储层建模带来很大的困难,数值模拟工作难度大,精确度低,难以准确描述剩余油分布。提出了基于油砂体的剩余油定性到半定量评价技术,为复杂断块油砂体剩余油预测提供了新的技术手段。该方法是在小层油砂体图编制和油砂体储量评价基础上,对油井采出量和水井注入量进行劈分,将采出量和注入量落实到油砂体,以此为基础对油砂体的注采状况进行分析,明确油砂体的采出程度、总体水淹程度,确定油砂体内部水淹差异状况,编制油砂体水淹图,半定量表征水淹特征,定性-半定量指出油砂体内剩余潜力的纵向和平面分布,为油田进行下步综合治理提供依据。     

夏32断块储层精细描述及应用效果分析

针对夏 32断块含油砂体多、储层平面及层间物性差异大、动用状况不均等问题 ,对储层进行了精细描述 ,实施了整体解剖和系统对比 ,细分了沉积单元 ,利用沉积微相特征分析并预测油砂体展布规律。根据储层描述研究成果 ,结合目前开发状况 ,进行了油砂体注采井网完善。通过钻调整井、油水井补孔、投转注等措施 ,增加注水储量2 30× 10 4t,增加可采储量 36× 10 4t,取得了较好的开发效果     

超薄层普通稠油油藏开发实践与认识

针对井楼油田八区Ⅳ35超薄层普通稠油油藏特点,开展了精细地层对比研究,搞清了多物源油砂体平面展布规律和纵向叠置关系;以油层厚度和储层渗透率为主要指标对油砂体进行了潜力分类;据此完善了潜力区注采井网,通过适时实施间歇注水有效抑制了含水上升速度,采油速度达到了1.5%以上;开拓了超薄层普通稠油油藏注水开发新领域。     

新立油田高含水期完善微观注采井网实践与认识

新立油田扶杨油层为典型的曲流河三角洲相沉积,单砂体面积小、连续性差。就高含水开发期完善以单砂体为单元的微观注采井网作用进行阐述,提出适合高含水开发期评价井网完善程度的方法。结合新立油田不同沉积条件下单砂体井网不完善类型的分析,阐述采取井网综合利用等技术手段和对策。实践证明,该做法取得了良好的效果,对指导同类油田高含水开发期提高水驱控制程度、改善开发效果,挖掘剩余油潜力具有重要的参考价值。     

江汉油田注水调整工作设想

本文从油藏动态的角度简要总结了江汉油田四个方面的注水开发效果：即实现了较长的穗产开发期，并达到了较高的采出程度；储量动用程度好、水驱控制程度高；含水上升好于规划指标；在递减阶段初期产量下降幅度大的情况下，仍保持了较高的剩余可采储量采油速度。认真分析了经过注水开发十多年后油田注水开发中存在的主要问题：注入水己形成水道，油井含水上升加快；注采井网不完善，注水调整难；难注井层多，地面管网老化，欠注严重；注水量增长幅度与排液增长幅度不能同步上升，地层压力下降。针对上述问题，提出了以逐步完善注采井网，改变注水方向，提高驱油效率，加强注水，稳定和恢复地层压力，开展工艺技术研究的调整意见。     

超薄层普通稠油油藏开发实践与认识

针对井楼油田八区Ⅳ5^3超薄层普通稠油油藏特点，开展了精细地层对比研究，搞清了多物源油砂体平面展布规律和纵向叠置关系；以油层厚度和储层渗透率为主要指标对油砂体进行了潜力分类；据此完善了潜力区注采井网，通过适时实施间歇注水有效抑制了含水上升速度，采油速度达到了1．5％以上；开拓了超薄层普通稠油油藏注水开发新领域。     

复杂断块油藏剩余油分布及配套挖潜对策

复杂断块油藏开发后期剩余油分散而难以识别，且其分布受多种因素的控制。在大港油区的港东开发区，根据以纵向1118个时间地层单元为对象的精细油藏描述，提出3类剩余油潜力：①已动用油层，即断层与微构造控制、注采井网不完善、层间非均质性、平面低渗透相带、层内渗流屏障、注采滞留区、边底水锥进等因素形成的剩余油；②新层，即以往未发现的低电阻油层和新发现油砂体；③滚动扩边。在潜力认识的基础上，以单砂体或流动单元为挖潜调整对象，在潜力富集区钻新井、更新井，改变非主力层的驱动方式，重组层系、井网，改变液流方向和间歇注水，并对潜力区配套实施补层、提液、压裂防砂、重复射孔、深度调剖等措施。港东开发区复杂断块油藏实施配套挖潜措施后，提高了高含水期的开发效益与水平。图1参17     

特低渗油藏衰竭转水平井注水开发可行性研究

BTG油区天然能量开发以来,由于产量过低,大量油井被迫停产。为了提高区块开发效果,进行了小层精细对比划分、沉积微相、砂体展布规律研究,通过开发动态分析表明,影响油井产量的重要因素是沉积微相、储层物性、压裂规模、布井方式。选择高潜力产油区,分别设计了定向井菱形反九点、定向井矩形和水平井共3种注采井网。采用油藏数值模拟方法计算了各方案开发指标,优选水平井交错注采井网作为最优方案,该方案井距500 m,排距150 m,水平井合理井底流压6 MPa,油水井合理注采比2.0,开采20年采出程度预计提高16.1%。本文工作为特低渗透油藏由天然能量衰竭式开发转变为水平井注水开发提供了技术借鉴。     

江河区小油砂体挖潜对策可行性研究

针对双河油田江河区零散分布的小油砂体较多且小砂体内控制井点少、注采井网不完善、动用程度较低的现状,开展了“双河油田江河区小油砂体潜力评价及挖潜对策”研究。通过对各类油砂体挖潜潜力的可行性研究,提出确定合理的生产井距、合理的采液速度、低效油井转注、过路油水井补孔完善注采井网等调整对策,取得了较好的开发效果。     

复杂断块油藏注采井网对储量控制程度评价方法研究与应用

复杂断块油藏纵向上油层多、高低渗储层间互发育,平面上油砂体发育面积小、几何形态不规则,导致注采井网对储量控制程度低,合理评价注采井网对储量的控制程度,是进行油藏开发调整的关键。针对复杂断块油藏的特点,综合应用渗流力学、油藏工程基本理论,分析了复杂断块油藏在现有注采井网条件下无法形成水驱控制储量的影响因素及潜力,为开发调整提供依据。     

志丹油田S区长2油藏开发调整研究

志丹油田对S区长2主力油层实施小层划分,作出各小层单砂体的分布图,并对沉积环境和沉积微相实施研究分析,指出油气聚集的有利相带。结合油田生产动态资料,预测S区剩余油分布规律,完善注采井网,在地层能量恢复区域对低产低效井措施改造,遏制主力油层快速水淹,提高单井产量,采出程度及最终采收率。     

滨浅湖单一坝沉积微相精细刻画方法——以柴达木盆地扎11井区N2^1Ⅳ-10小层为例

对于厚度薄、层数多、垂向叠置、横向连片的滨浅湖滩坝砂体,以小层为单位的沉积微相平面图不能准确反映砂体的分布特征,如果开展单砂体级别的沉积微相研究,则可以精细描述单一坝砂体。文中以柴达木盆地扎11井区新近系上新统下油砂山组第Ⅳ油层组第10小层为例,探索精细刻画单一坝沉积微相的方法。具体步骤为:1)根据测井相特征在单井上识别坝中和坝缘;2)根据单砂体底部等高、测井曲线形态相似及单一坝水低油高的特征,开展单一坝井间对比,由此确定单砂体分布范围;3)从下向上厘定单一坝的形成期次;4)将各井中单一坝的沉积微相和分布范围投射到平面图上,并结合平面油水关系适当调整。这种方法能够实现对单一坝砂体的精细刻画,对加密井部署和注采调整有重要的指导意义。     

低渗透油田特高含水期开发技术对策——以渤南油田义11井区为例

渤南油田义11井区平面、层间和层内非均质性严重,进入特高含水期后,注采矛盾突出,自然递减率达到14.8%,产量快速下降。为减缓递减,改善开发效果,开展了开发技术对策研究。针对主力油层主体部位动用程度高,水淹严重的状况,通过不稳定注水和优化油井采液强度,实现控水稳油;针对局部注采不完善,储量水驱动用程度低的状况,通过完善和恢复注采井网,提高储量水驱动用程度;对合采合注井,通过分层注水和封堵高含水层,减缓层间矛盾;对采出程度低,含水率低的砂体边部和非主力油层,通过储层改造、分层注水、单层开采等措施,提高储量动用程度。区块开发效果明显改善,年递减率下降至4.1%,基本保持稳定,采收率进一步提高,由30.7%提高到32.0%。     

某油田B区注水开发潜力分析与对策研究

某油田B区随着油田不断开发,含水上升问题日趋严重。为提高油田开发效果,通过对B区的产液能力分析,注采井网调整,同时结合层内、层间、平面水淹特征,分析油层水淹状况控制因素,进一步提出了"注水平面调整;油层酸化解堵;油井转注,调整注釆井网;油井补孔、卡堵水"等技术政策。从而提高B区的产液能力,降低含水率。     

利用优势潜力指标评价剩余油潜力分布研究——以双河油田北块Ⅳ5-11层系为例

针对高含水油藏地下油水关系复杂、剩余油分布零散的难点,以双河油田北块Ⅳ5-11层系为例,通过油藏数值模拟手段,综合剩余储量大小、储层物性、渗流规律、目前注采井网完善程度、注采对应状况和开采情况等条件,求出优势潜力指标,确定出剩余油优势开发潜力区域.结果表明,当研究区Ⅳ5-11层系剩余油潜力值大于0.38时,所对应的剩余...     

普通稠油油藏周期注水提高水驱效率技术研究与应用

通过对脉冲注水机理及适应性的分析,进一步解析了在调水过程中油水在均质与非均质地层中不同的运动规律。与常规注水相比,周期注水可有效提高原油采收率,充分挖掘层间、层内及平面的剩余油潜力。结合高30断块处于开发中后期、含水上升快、各项治理措施未获突破等状况,采取了"大幅短期脉冲注水",油藏开发效果得到显著改善。主要采取了以油砂体研究及静动态资料综合分析,细分注采单元作为调水单元的方法,不断在实践中试验总结,补充新认识,使注采单元的划分更贴近地下实际,在此基础上通过试验调水方法,实现降水增油,同时培养出部分高产井,使油藏水驱状况得到改善。     

南翼山浅层油藏Ⅲ＋Ⅳ油组井网适应性研究

南翼山浅层油藏属于孔隙＋裂缝双重介质油藏,受孔隙非均质性和裂缝非均质性影响,强化注水导致油井暴性水淹,温和注水地层能量不足。目前采取间歇注水方式,油井产能低,油藏采油速度低,采出程度低,综合含水高。通过油藏开采特征研究,探索改善油藏开发效果途径,提出将目前反九点注采井网形式转变为排状注采井网方式,对提高油藏注水开发效果具有重要意义。     

基于单砂体的特高含水期剩余油精细表征

以葡北油田葡I油组窄、薄砂体特高含水期注水开发油藏为例,提出了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,既是地质上的成因单元,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因,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。剩余油潜力评价的结果表明：多期河道叠加型单砂体潜力最大,剩余油主要为注水下窜型、顶部型、段塞式和欠注型4种类型,可以分别采用厚注薄采、油水井调剖堵水、井网调整和加密井网等措施进行剩余油挖潜;其次是席状砂型单砂体,剩余油表现为“蜂窝状”,建议利用注水井调剖和油层压裂来优化注水效果,进行剩余油挖潜。     

华北油田采油五厂精细调整水降油升

<正>华北油田采油五厂赵州桥油田是典型的注水砂岩油田,油层连通率高,注水多向连通见效。目前,油田已进入高含水开发后期,稳产难度越来越大。为保证原油产量任务完成,通过细分开发单元,精细研究单砂体,明确潜力分布;根据注水井各个层位的不同需求精细配水至单个小层,定量确定平面注