五里湾长6油藏剩余油分布特征及挖潜技术研究

靖安油田属于典型的低渗透油藏,具有典型的三低特征,油藏进入中含水期,水驱规律、剩余油分布特征较为复杂,调整难度大,因此研究剩余油对低渗透油藏进入中高含水期具有较为重要的意义。本文以靖安油田最具有典型代表的五里湾长6油藏为例,深入研究进入中高含水期剩余油分布特征。五里湾长6油藏已进入中高含水开发阶段,由于不同开发阶段的生产制度、开采速度、注采矛盾、开发特征等原因影响,剩余油分布认识不清,致使剩余储量动用难度增大,严重影响了采收率的提高,本文主要从动态分析法、数值模拟法、沉积相法、动态监测法等国内外成熟的剩余油研究方法有机的结合研究五里湾长6油藏剩余油富集规律,并通过认识的规律指导挖潜剩余油,取得了良好的开发效果,对其它类似油藏的后期开发有较强的指导意义。     

多项剩余油研究技术在马岭油田开发中的综合应用

油田进入中高含水开发阶段，剩余油分布较为零散，通过单一手段研究剩余油分布，很难准确描述剩余油分布。利用多种手段监测剩余油分布，寻找潜力油层，调整开发方案，指导油田开发实践，进而提高油田采收率已势在必行。2004年以来，马岭油田充分利用动态分析方法、剩余油测试技术、数值模拟技术及检查井、观察井研究等相结合方法．通过反复对比、分析、论证，实现剩余油分布描述从定性分析向定量的转化，进而指导油田开发实践，取得了良好的经济效益，实现增加地质储量230×10^4t，可采储量75×10^4t，提高采收率0．5％。探索出了符合马岭油田剩余油分布研究的科学方法，并对开发同类油田有一定指导意义。     

濮城油田沙二上1油藏剩余油分布影响因素

濮城油田东区沙二上1油藏东部、北部被边水圈闭,西部、南部为岩性尖灭,属于构造-岩性油气藏,沉积主体主要为来自东北部无缘的末端扇沉积,含油砂体主体以末端扇的分流河道砂体和近水道漫溢砂体沉积为主。油藏内部构造复杂,含油区域多受断层封闭,但为一套油水系统。经过长期的注水开发,油藏内部油、水分布变得异常复杂,控制和影响剩余油分布的因素较多,应用油藏数值模拟技术,结合测井、沉积相等因素进行分析,确定了该油藏的剩余油分布规律和控制因素,指出了油藏调整挖潜的区域。     

X井区乙块剩余油分布数值模拟研究

X井区乙块油藏经过多年的注水开发,含水率逐年上升,开发效果日益变差。本文通过对本区块10个主力层系剩余油分布规律进行数值模拟分析研究,得到油藏剩余油分布主要集中在油藏的西区、北区、中区、东南区,并分区提出了挖潜对策,同时对主力层、非主力层差别化治理,提高油藏整体动用状况。本文对类似油田剩余油分布规律研究有一定指导意义。     

尕斯库勒油田E_3~1油藏剩余油分布特征影响因素与挖潜对策

尕斯库勒油田E_3~1油藏采出程度近40%,剩余油分布具有分散性和零散性,需要开展以数值模拟为主的研究手段真实刻画剩余油的分布,通过分析该油藏的各类动态监测资料、开发历史、井网等因素,分析剩余分布的控制因素,针对其在不同类小层的剩余油分布特征,提出具有针对性的挖潜调整对策,充分动用剩余地质储量,提高该油藏的剩余地质储量,改善开发效果。     

尚店油田东营组断块油藏剩余油分布研究

针对尚店油田东营组断块油藏开发生产中面临的主要问题，运用油藏工程方法、油藏数值模拟技术对该块剩余油分布进行了综合研究，揭示了该块剩余油分布规律，并提出了今后的挖潜方向；根据剩余油研究结果，对尚6—29井区和滨309井区实施了综合调整挖潜，两个调整单元的单井产能较高，含水率低．当年增油4．4×10^4t。     

油房庄D5油藏精细描述及剩余油挖潜技术研究

油房庄油田D5油藏经过十几年的注水开发,原始的油水关系已经发生改变,油藏局部水驱不均,平面、剖面矛盾突出,油井含水上升,油田稳产和剩余油挖潜成为现阶段的主题。本文从D5油藏的水驱规律入手,探讨剩余油空间分布特征,利用数值模拟技术开展剩余油挖潜研究,为油田高效开发提供技术支撑。     

X油藏剩余油分布规律研究

为了提高中高含水期油藏采收率,有必要弄清楚油藏剩余油分布规律,识别剩余油成因。在储层精细描述的基础上,结合生产动态特征,应用油藏数值模拟技术对X油藏剩余油分布进行了研究。对全油藏187口生产井进行生产历史拟合,拟合精度达到86%,符合工程精度要求。通过历史拟合结果分析,平面上剩余油分布呈连片状和交错状两种,纵向上由于物性差异,剩余油主要分布在储量基数大,物性较差的4小层。在此基础上,对油藏剩余油成因进行了分析,并且得到了各类型剩余油所占比例,即井网不完善型、井间滞留型、断层遮挡型和层间干扰型。     

高含水油藏剩余油研究及其在江汉油田的应用

对高含水油藏剩余油分布规律及特征进行了分析。提出了在江汉油田开发后期，如何在高含水区寻找剩余油的几种思路，即通过构造精细解释挖掘断层附近、微构造高点剩余油；通过老井复查、小层精细对比、砂岩追踪挖掘零线附近、油砂体边部剩余油；通过沉积微相分析、油藏动态分析和油藏动态监测等手段挖掘井间、层间及层内剩余油。     

高30断块油藏剩余油分布研究

针对高30断块油藏开发中存在的问题，通过油藏数值模拟，研究了该油藏剩余油分布规律，结合储层沉积微相的研究和油藏开发动态分析。认为高30断块剩余油的成因主要是地质(储层非均质性、储层沉积微相、构造等)和工程(井网、注采系统完善程度以及注采强度的大小)两个方面。在此基础上．提出了对高30断块油藏进行开发调整挖潜的方向；经矿场试验后，见到了明显的增油降水效果。     

靖安油田五里湾一区长6油藏渗流变化规律研究

油藏投入注水开发以后,其地层原来的润湿性将发生改变,亲油地层逐渐向亲水地层转变,油水相对渗透率也将发生一定变化。因此,通过对注水开发后油水相渗曲线变化特征以及渗透率级差与渗流速度关系的研究,总结出靖安油田五里湾一区长6油藏在注水开发水驱油过程中渗流变化规律,从而科学指导油藏开发调整。     

应用数值模拟技术研究剩余油分布规律

沈95区块储层具有砂体结构复杂,非均质性强,注水开发效果差及剩余油分布规律认识不清等特点。采用地质建模和油藏数值模拟一体化技术研究思路,在构造特征研究、精细地层对比、沉积相研究的基础上,建立精细的三维地质模型。利用油藏数值模拟软件建立了该区块油藏数值模型,并对区块地质储量、压力、含水率及单井生产历史进行了拟合,地质储量拟合误差为4.2%,87%的单井历史拟合误差小于6%。研究结果表明,沈95区块剩余油主要受沉积微相、储层非均质性、断层的封闭性、井网不完善等因素的综合影响,从纵向上来看,剩余油主要集中在主力油层的Ⅱ4—Ⅲ2小层;平面上主要分布在现井网未波及区、断层封闭性较强地区及微构造高部位,多呈孤立状和条带状。     

油藏动态模型和剩余油仿真模型

以三角洲前缘低渗透砂岩储层为例,综合应用多学科理论和技术,建立了长期注水开发低渗透砂岩油藏的动态模型和剩余油仿真模型,研究了剩余油分布规律,并建立了高含水率开发阶段储层微观剩余油的三类分布模式.研究结果表明,油藏开发流体动力地质作用控制了不同含水期三角洲前缘低渗透砂岩油藏参数的演化,储层宏观物性参数及微观孔喉网络演化有利于驱油.油藏仿真模型是揭示长期注水开发油藏储层三维空间演化规律、预测和评价剩余油分布的有效技术手段.     

孤岛油田河道砂储集层油藏动态模型及剩余油研究

对孤岛油田馆陶组河道砂储集层的研究表明,经长期注水开发,储层宏观、微观参数一般都随着油藏开发程度的加深而发生有规律的变化,但不同类型的参数有各自的特征和变化规律。孔隙度变化幅度较小,渗透率变化较大。从总体上来看,注水开发进入高含水阶段后相对变化较快。利用孤岛油田大量的测井及岩心分析资料,建立了孤岛油田河道砂储集层宏观、微观参数动态模型,研究了孤岛油田河道砂储层剩余油控制因素,建立了孤岛油田河道砂储层油藏不同含水期剩余油分布模式,为孤岛油田馆陶组油藏挖潜提供了地质基础。     

多层系油藏剩余油分布的精细数值模拟技术

针对东辛油田营8块沙河街组地质构造复杂，开发历史长，合采合注井多，作业措施频繁，已进入特高含水期待特点与难点，采取了优选主力目标层，精细储量复算，优选模型区，优化网格，三维角点地质建模，分层系岩石流体物性控制，精细动态生产数据控制和精细历史拟合等数值模拟研究技术措施，分析了老区断块油藏特高含水期平面、纵向水淹状况和剩余油分布规律，确定了影响剩余油分布的主要因素，提出了剩余油挖潜的可行措施。     

鄂尔多斯盆地五里湾油藏长6段储层非均质性对剩余油分布的影响

以评价五里湾油藏长6油组储层的宏观非均质性,分析其对剩余油的控制作用为目的,综合运用测井及地质资料开展储层层间、层内及平面非均质性研究。结果表明:层内韵律性以正韵律和反韵律为主,夹层分布稳定;层间隔层主要为2m左右的泥岩层或泥质粉砂岩层,层间砂体表现为4种垂向连通方式;平面孔、渗参数变化明显受控于沉积微相和砂体的展布,水下分流河道物性条件好于河口坝微相。储层垂向上砂体的韵律性与渗透率非均质性对流体的渗流能力的影响,控制了层内剩余油的分布;平面砂体的连续性以及不同成因砂体的物性变化是影响储层剩余油平面分布的重要因素;层间隔层以及层间渗透率非均质性造成了合注合采过程中的层间矛盾,控制了剩余油垂向分布。     

储层横向相变对剩余油分布的影响

处在构造边部、低部位的商５－５井，在改注水井排液中发现不含水的高产这种非常规现象，由此引起对地质因素的分析。浅湖相沉积的主体是滩砂微相，它可细分为“滩脊”和“滩侧”，其中“滩脊”砂体的泥质含量低，孔隙度、渗透率都较高，而“滩侧”则泥质含量高，物性差。在从“滩脊”砂体向“滩侧”过渡时，极易形成类似于砂体尖灭的岩性封堵，造成剩余油富集，而“滩脊”不一定就在构造的高部位。陆相沉积的砂体非均质性很强，孔隙度和渗透率在横向上的变化很大，高部位的油层水淹，低部位的油层不一定就高含水，这是因为砂体横向上的非均质性，使同一时间单元沉积的砂体很可能不连通。基于这些分析，地质工作者不妨运用沉积微相的原理在构造的低部位或边部寻找剩余油富集区，商５－５井的现实给了我们很好的启示。     

中渗油藏相控剩余油分布特征研究及应用

针对中原油田中渗高含水油藏面临的水驱波及不均、不同微相剩余油描述困难、常规剩余油研究方法适应性差等问题,从微观、层内、平面3个方面入手,利用微观可视化室内实验、油藏相控数值模拟等技术手段,对剩余油的赋存状态、分布规律进行了定量描述。研究表明,微观上看,储层的物性决定了剩余油的非均匀分布。针对构型剩余油可采用顶部补孔、换向注水、薄注厚采等措施挖潜;平面剩余油可在相控指导下,通过侧钻、注采结构调整等技术手段进行效益挖潜。     

多层砂岩油藏高含水期剩余油分布的数值模拟研究

通过建立M11块油藏的数值模拟地质模型,并在此基础上进行精细油藏数值模拟,拟合程度达到86.4%。分析了该油藏平面、纵向储量动用状况和剩余油分布规律,认为剩余油分布的主要类型有5种,统计各类型剩余油潜力及其在各砂组的分布,提出了剩余油挖潜的可行措施,取得了较好的增产效果。