江苏小断块油藏剩余油成因和挖潜调整对策

江苏油田小断块油藏剩余油成因的研究方法主要有地质综合分析法、精细油藏数值模拟法、油藏工程动态综合分析法、剩余油监测法。剩余油的成因有4种,即储层非均质性（如沉积微相）的控制、构造（如断层）的控制、注采系统完善程度的影响、复合因素的影响。根据不同的油藏类型、储层特征及开发条件下形成的剩余油的不同。实施不同的调整挖潜对策。     

聚驱后井网滞留区剩余油挖潜方式研究

根据试验区的动、静态数据,首先用Petrel地质建模软件建立试验区相控地质模型,然后应用CMG软件中的STARS模块进行数值模拟,在水驱阶段和聚驱阶段历史拟合的基础上,分析了聚驱后剩余油分布特征,针对聚驱后剩余油主要分布在聚驱井网分流线处的特征,选择组合轮换式周期注采方式,对分流线处的剩余油进行挖潜;设计了组合轮换式注采周期分别为4个月、6个月、8个月和10个月4种方案,对4种方案的剩余油挖潜效果进行预测。结果表明．聚驱后剩余油主要分布在聚驱井网分流线处,选择组合轮换式周期注采方式挖潜分流线处的剩余油,注采周期为6个月开采时,阶段采出程度为O．98％,净收益为1707．40万元,吨聚增油量为31．41t／t,投入与产出比为1：2．29,通过开发指标对比和经济效果评价,确定此方案为最佳方案。     

王14断块特高含水开发后期剩余油分布规律及挖潜对策研究

对王14断块特高含水开发后期剩余油分布规律进行了研究,提出了带有针对性的调整开发措施方案,并在此基础上提出了一系列关于老油田及难动用储量的开发挖潜对策。     

聚合物驱后油藏夹层分布及其对剩余油的控制

为了研究聚合物驱后油藏夹层对剩余油的控制作用,采用密闭取心井和新钻井测井资料对聚驱后油藏——孤岛中一区Ng3进行夹层识别,并利用建立的夹层识别标准对中一区Ng3的油水井进行夹层解释。其中物性夹层较多,占47.9%;其次为灰质夹层,占36.1%;泥质夹层发育较少,仅占16.0%。设计变流线井网加密调整方式,井网调整设计加密新井17口,其中新油井8口,新水井9口。针对夹层对聚合物驱后油藏剩余油的控制作用和对新井产量的影响进行分析,结果表明,孤岛中一区Ng3夹层较发育,延伸距离大于一个井距的泥质夹层能够控制聚驱后油藏层内剩余油的分布,夹层附近剩余油饱和度在45%以上。而物性夹层和灰质夹层分布范围较小,基本不起控油作用。夹层分布范围大,能起到遮挡作用的油井投产初期产油量较高,综合含水在90%以下。     

高含水油井应用堵压结合技术挖潜增产

朝阳沟油田应用堵压结合技术对高含水井进行剩余油挖潜增产,即用高强化学堵剂封堵高含水层位的人工裂缝,然后通过实施压裂产生新的人工裂缝。确定了高强堵剂选用改性高分子丙烯酰胺为主剂,并选取16口试验井进行了现场应用。应用结果表明,堵压结合技术可以达到挖潜增产的目的,16口试验井平均单井日增液2.7t/d,日增油1.2t/d,含水下降16.3%,平均单井累计增油约766.2t。     

台兴油田阜三段剩余油挖潜研究

台兴油田阜三段（Ef^3）为三角洲沉积,主要发育水下分支河道、河口坝、远砂坝（席状砂）和分支间湾4个微相,动态资料、油藏描述及数模研究表明：平面上河道砂微相油层水淹严重,剩余油仅分布在断层、油藏边角及微构造高点．河口坝及远砂坝微相的二、三类储层注采不完善,剩余油潜力仍较大;纵向上。主力油层剩余油集中在正韵律上部中低渗区,非主力层储层物性较差,动用程度低,剩余油潜力较大。根据本区剩余油分布的特点,采取了加密井网、细分层系、零散调整等挖掘剩余油的对策与建议,为油田综合调整方案的制定提供了依据。     

高含水开发后期优化补孔措施挖潜剩余油实践

阐述了通过补孔完善注采关系进行剩余油挖潜的做法。对萨北开发区近年来的补孔井效果进行了详细分析,包括对限流法压裂投产的低效井进行限流段重射补孔、通过补孔完善不同层系水驱注采关系、水驱井补孔完善聚驱单砂体注采关系等,确定了经济有效的措施类型。实践表明,通过补孔措施,灵活运用水驱低产井完善水驱不同井网、聚驱注采关系,挖潜不完善井区的剩余油,可以取得较好开发效果。     

周43断块底水油藏高含水期提高采收率技术研究

宋家垛油田周43断块K2t1为一天然能量充足的疏松砂岩底水油藏,因底水锥进和储层出砂双重影响,高含水开发期剩余油分布相对复杂。该断块自1996年投入开发以来,经历过2次加密调整,但由于储层出砂、底水锥进等因素影响,油井无水采油期短、见水后含水上升快。截至2010年4月,区块采油速度下降到0．58％,含水上升到90．9％,阶段采出程度仅为13．49％。针对周43断块高含水期采油速度低、出砂严重、含水上升率快等问题,通过剩余油定量化描述研究．应用短水平段水平井整体开发调整、化学堵水,以及优化避水厚度和临界产量参数等防砂控水技术,采取防治结合的思路,日产油水平从调整前的40．7t／d最高上升到132t／d,综合含水由90．7％下降到80．3％,目前日产油水平为117t／d,综合含水为83.8％,采收率从调整前的24％提高到29．7％,采收率提高5．7％。     

Stanford B型主动脉夹层近端锚定区不足腔内治疗分析

【摘要】 目的 探讨胸主动脉夹层腔内修复术（TEVAR）治疗Stanford B型主动脉夹层时近端锚定区不足的3种处理方法。方法 回顾性分析36例B型主动脉夹层患者近端锚定区不足15 mm的处理方法,其中覆盖左锁骨下动脉（LSA）15例（A组）,LSA烟囱支架植入14例（B组）,头臂动脉转流7例（C组）。结果 TEVAR术均获成功。ⅠA型内漏3例,Ⅳ型内漏1例,内漏发生率11.11%。双上肢平均收缩压差在A组为（41.68±17.52） mmHg,与B组（15.61±8.83） mmHg和C组（11.54±10.07） mmHg比较,差异有统计学意义（P＜0.01）。无围手术期死亡、脑梗死、截瘫、严重左上肢缺血等并发症。术后随访3～12个月,CTA复查显示主动脉覆膜支架及烟囱支架无移位,人工血管及烟囱支架均通畅,原少量内漏消失,无新发内漏。结论 对近端锚定区不足的Stanford B型主动脉夹层患者施行TEVAR术时可通过覆盖LSA、植入LSA烟囱支架和头臂动脉转流技术,安全有效地拓展近端锚定区距离。

     

高含水水平井剩余油潜力研究

针对目前油田部分水平井出现含水上升快、产量递减迅速,开发效益变差等问题,根据高含水水平井见水特征,将其分为折线型、凹S型、凸S型与直线型四种类型;应用油藏数值模拟技术,分析不同类型水平井水淹规律与剩余油潜力,得出高含水水平井剩余油潜力依次是：凸S型＞凹S型＞折线型＞直线型。研究成果可为高含水水平井控水稳油措施的研究与制定提供依据,对进一步提高水平井开发效果具有重要指导意义。     

非均质油藏单井控制储量与剩余油潜力分布研究——以G油田GD研究区非均质油藏剩余油潜力分布为例

针对G油田GD研究区非均质油藏精细描述及调整挖潜工作,开展非均质油藏单井控制计算储量及剩余油潜力分布研究.分析单井控制计算非均质油藏储量参数,将油层有效厚度、物性和原油性质相同的油层控制在一个单井计算单元内,利用井点面积权衡法确定单井控制含油面积,有效厚度则以每口井所钻遇有效厚度和周围井及边界井权衡确定.从而较好地克服了非均质油砂层边界信息变化及其参数平面和纵向上差异的影响,有效计算出各开发层位单井控制地质储量、技术可采储量、油气产出量和剩余可采储量.文中实例阐述了单井控制计算储量及其剩余可采储量的分析方法,提供出剩余油潜力最大的长611、长613,相对较大的长622、长632、长64和较小的长621、长631开发层位剩余油分布富集具体井位、富集量及其挖潜规模和范围,阐明了油田区块调整和高效开发的主要方向.     

川西地区老井挖潜选井评层标准研究

老井挖潜以其"投资少、见效快、周期短"的优点,成为油气藏勘探开发中增储上产、增收节支、降本增效的重要举措。以新场气田为例,针对致密砂岩气藏复杂的地质特征,通过建立地震识别原则、录井地质综合指标评价标准和测井电性标准,结合储层改造工艺的特点,形成老井挖潜选井评层研究的思路与方法,实现挖潜选井评层标准由定性向定量化的转变。就新场气田而言,目前阶段,蓬莱镇组气藏"强波峰、低频率"和沙溪庙组气藏"低频率、强振幅"的特征作为老井挖潜选井评层的地震识别原则及标准是适用的;在对挖潜获得成功的含气层的测井响应及解释资料归纳总结,并与蓬莱镇组、沙溪庙组历年挖潜获得成功的气层的测井响应特征结合的基础上,建立的挖潜选井评层测井电性标准、特别是给出的储层电性特征推荐值是可靠的,可以为老井挖潜选井选层提供参考。     

高升油田雷64断块块状砂砾岩底水油藏高效开发技术

雷64断块为一巨厚块状砂砾岩底水油藏,采用底部注水、中下部采油方式。该区块油层具有储层均质性较好,强亲水、中等—弱敏感性,储量丰度高,水驱油效率高,润湿性好,油水黏度比低等特征,适合注水开发。区块一直保持低含水条件下的高速开采,低含水采油期累计采油68.5×104t。开发初期月产油量不断上升,注水开发后,由于累计注采比一直小于1以及采油速度高,底部注水开发方式不能有效补充上部油层的地层能量,产油量不断递减。从注水开发效果看,水驱储量控制程度及动用程度高,分别达到99%和78.6%;＂注水与产能建设同步＂开发方式有效补充了地层能量,含水上升合理。由于单一底部注水难以有效保持地层能量,因此进行了气顶驱试验,有效补充了上部地层能量,缓解了下层系注入和产出之间的矛盾,有利于区块的长期稳定高效开发。