双河油田Ⅷ-Ⅸ油组注采井网综合调整技术

针对双河油田Ⅷ-Ⅸ油组特高含水期剩余油分布零散,依靠单项措施难以改善单元整体开发效果的特点,在深入开展了油藏精细描述、剩余油分布研究的基础上,对注采井网综合调整进行了全面分析研究,提出了适应Ⅷ-Ⅸ油组特高含水期综合调整方法,制定了注采井网综合调整对策,进行了井网综合调整部署,实施后取得良好的增储上产效果。     

双河油田Ⅷ-Ⅸ油组油砂体评价分类及挖潜对策研究

经过30多年的高速高效开发,双河油田Ⅷ-Ⅸ油组已进入特高含水开发阶段,注采井网如何调整才能改善开发效果,是油田开发中急需解决的难题。为此在双河油田Ⅷ-Ⅸ油组将传统的油藏分析评价方法应用至更小的沉积单元——单砂体,采用静动态评价指标相结合的方法对双河Ⅷ-Ⅸ油组的86个单油砂体进行了评价分类,针对分类后油砂体存在的问题和特点提出了相应的调整挖潜对策,该方法在矿场应用后取得了良好的增储上产效果,提高采收率2.2个百分点。     

双河油田Ⅷ-Ⅸ油组注采井网综合调整技术

针对双河油田Ⅷ-Ⅸ油组特高含水期剩余油分布零散，依靠单项措施难以改善单元整体开发效果的特点，在深入开展了油藏精细描述、剩余油分布研究的基础上，对注采井网综合调整进行了全面分析研究，提出了适应Ⅷ-Ⅸ油组特高含水期综合调整方法，制定了注采井网综合调整对策，进行了井网综合调整部署，实施后取得良好的增储上产效果。     

水驱砂岩油田特高含水期井网重新优化组合实践与认识——以双河油田为例

双河油田特高含水期剩余油分布具有“薄、散、小、差、低”的特点,为适应特高含水期剩余油挖潜的需要,注采井网必须精细化研究和管理。在搞清剩余油分布及合理优化井网技术界限基础上,通过局部完善井网、细分开采、层系转换、复杂结构井技术,辅助封堵、补孔、调剖等各种措施,进行井网优化组合挖潜剩余油。典型开发单元Ⅷ-Ⅸ油组井网优化组合实践表明,水驱油田特高含水期在井网不具备大规模加密调整条件下,井网重新优化组合是进一步改善水驱开发效果、提高采收率的有效途径。     

流动剖面测井资料在双河油田开发调整中的应用

针对双河油田厚油发育、层间及层内非均质性严重、开采动态复杂多变的特点，把流动剖面数据资料进行各种技术处理，综合应用于油田层系细分、剩余油分布研究、油水井措施制定、聚驱调整及井下技术状况监测等方面，解决了诸多认识上的难题。通过细分层系、井网加密和厚油层挖潜等重大调整措施，延长了油田的稳产期，提高了开发效果。     

双河油田高含水开发后期单砂层细分方法及应用

油田高含水开发后期,剩余油在平面上和纵向上高度分散,必须以每个薄油层作为研究单元,在成因单元内进一步细分,才能使储集空间的规模与剩余油富集的规模相适应,才能分析和预测剩余油分布.本文结合现代沉积理论、密井网测井曲线以及目前采油工艺等技术,提出了在高含水开发后期细分单砂层的原则、方法,并以双河油田Ⅷ、Ⅸ油层组为例,给出了细分单砂层的作用及效果.该研究对于类似油藏的开发具有一定的借鉴作用.     

双河油田Ⅷ-Ⅸ油组强水淹层细分评价方法研究

针对双河油田Ⅷ-Ⅸ油组高含水期的强水淹层,利用岩心分析资料、测井资料、试油、试采资料,通过开展水淹机理实验研究,建立水淹层动态饱和度指数、胶结指数的模型.综合强水淹层岩性、产水率、孔隙结构及电性等细分标准,对强水淹层定性识别和细分定量解释研究,建立了Ⅷ-Ⅸ油组中厚油层强水淹细分解释标准.形成1套利用测井技术进行强水淹层细分精细评价的完整方法.     

高渗储层特高含水后期剩余油分布规律研究

本文以双河油田ⅧⅨ油组主力油层Ⅷ1Ⅸ1层为研究对象,从油藏的实际特征出发,运用油藏工程方法和数值模拟技术研究剩余油分布规律,并对剩余油潜力进行分类评价,分析了影响剩余油分布的主控因素,对高渗储层特高含水后期制定相应的开发调整对策,提高剩余油动用程度有非常重要的作用。     

双河油田Ⅷ-Ⅸ油组合理井网密度优选

运用多种方法对双河油田Ⅷ-Ⅸ油组的合理井网密度进行了计算,然后在此基础上,部署了五套井网密度方案,应用三维数值模拟模型对各套方案的开发指标模拟计算、经济指标对比分析,最终优选出开发指标及经济指标均较好的方案,最后,综合考虑各计算方法的优势及局限性,确定了双河油田Ⅷ-Ⅸ油组的合理井网密度。     

双河油田Ⅵ油组强水淹层潜力评价及应用

双河油田Ⅵ油组综合含水93.4%,采油速度0.58%,多数小层强水淹,通过数值模拟等手段对双河油田Ⅵ油组强水淹层进行了潜力评价,针对剩余油分布特征及生产动态状况;利用注采结构调整、液流转向、去封、解堵打新井及对长期封堵层再利用等手段,恢复可采储量67.5×10~4t,采收率由40.68%提高到42.2%。单元递减下降,采油速度提高,开发趋势好转。     

双河油田北块聚合物驱后剩余油分布及进一步挖潜

河南油田目前共有10个聚合物驱开发单元,其中已有6个开发单元转后续水驱阶段,转后续水驱后,单元递减率都在30%左右,相当一般水驱递减的2倍。因此加强剩余油分布的研究,找准潜力所在,以便制定相应调整挖潜对策,减缓递减率,控制含水上升速度,发挥后续水驱阶段聚合物的增油作用。通过利用物理模拟试验、数值模拟、油藏工程方法等多种方法,对双河油田北块Ⅱ4-5油组的研究,发现聚合物驱后剩余油分布规律,并提出了进一步挖潜剩余油的技术对策。     

双河油田改善水驱开发效果挖潜技术

简述了改善水驱油田开发效果的必要性,论述了注采井网采新优化组合、细分注水、细分酸化、细分堵水、高强度化学堵水、深度调剖等调整挖潜措施在双河油田的实施情况.井网综合调整提高水驱采收率3.22%,增加可采储量35.7×104t;注采结构调整提高采收率2.95%,增加可采储量14.48×104t.有效地改善了双河油田水驱开发效果,增油效果明显.     

河流相多层砂岩油藏剩余油描述及挖潜技术

针对濮城油田东区沙二下多层砂岩断块油藏特点,通过细分流动单元、沉积微相和储层参数研究,应用三维可视化建模技术和随机建模技术,建立了油藏三维地质模型和储层随机模型,对剩余油监测解释技术、剩余油挖潜的调堵和调驱配套技术进行研究。并通过对油藏剩余油定性和定量以及大规模油藏数值模拟综合研究,弄清了剩余油的分布规律。在此基础上制定剩余油调整挖潜、降水稳油、增加可采储量措施,其矿场应用效果较好。     

双河油田Ⅳ5-11层系复合驱剩余油分布与井网重组研究

应用精细油藏数值模拟、密闭取心等方法,研究了双河油田Ⅳ5-11层系剩余油分布特征,利用典型模型开展了层系细分及井网调整技术界限研究。根据研究结果,对双河油田Ⅳ5-11层系进行了层系细分重组。模拟结果表明,调整后的井网显著提高双河油田Ⅳ5-11层系平面、纵向波及效率,为复合驱油体系充分发挥作用提供了适应的井网条件。     

高含水期注水井周围含水饱和度评价方法及应用

目前通过油藏数值模拟的方法计算油层的含油饱和度分布存在工作量大、计算周期长等缺点,不利于快速评价油层的剩余油饱和度分布。为此,提出了一种简单、方便的计算方法快速评价注水开发油田油层的剩余油饱和度分布,即通过计算注水井周围的含水饱和度平面分布,折算出含油饱和度。利用该方法计算双河油田Ⅷ油组1-1层上部剩余油饱和度,与数值模拟结果相对比,两者基本吻合。     

台兴苏217断块台Ⅲ3、4水淹特征研究及细分挖潜效果分析

本文以台兴油田苏217断块主力砂层组台Ⅲ3、4为研究对象，综合运用油藏动、静态及调整井水淹层测井资料，在小层精细对比的基础上，对研究区台Ⅲ3、4油层水淹特征及剩余油分布进行了研究，提出了苏217断块台Ⅲ3、4细分挖潜地质方案，经侧苏246、台111-2井现场实施增油效果良好。最后在两井措施效果评价的基础上，结合苏217断块开发实际，提出了台Ⅲ3、4层下步小层注采完善及挖潜对策。     

双河油田北块Ⅳ4厚油层细分开采做法及认识

通过对典型巨厚非均质油层－双河油田北块Ⅳ４层的解剖，对该厚油层层内精细的砂体平面和纵向岩电对比，找到了两个稳定夹层，将该厚油层进一步细分成３个独立流动单元。在此基础上进行了沉积微旋回，微构造，剩余油分布等精细的油藏研究，并根据剩余油的分布形态提出了具体挖潜措施，制定出了下一步厚油层的具体细分挖潜措施方案。     

高含水期注水井周围含水饱和度评价方法及应用

目前通过油藏数值模拟的方法计算油层的含油饱和度分布存在工作量大、计算周期长等缺点，不利于快速评价油层的剩余油饱和度分布。为此，提出了一种简单、方便的计算方法快速评价注水开发油田油层的剩余油饱和度分布，即通过计算注水井周围的含水饱和度平面分布，折算出含油饱和度。利用该方法计算双河油田Ⅷ油组1—1层上部剩余油饱和度，与数值模拟结果相对比，两者基本吻合。     

台兴苏217断块台Ⅲ3、4水淹特征及细分挖潜效果分析

以台兴油田苏217断块主力砂层组台Ⅲ3、4为研究对象，综合运用油藏动、静态及调整井水淹层测井资料，在小层精细对比的基础上，对研究区台Ⅲ3、4油层水淹特征及剩余油分布进行研究，提出苏217断块台Ⅲ3、4细分挖潜地质方案，经侧苏246、台111—2井现场实施增油效果良好，在两井措施效果评价的基础上，结合苏217断块开发实际，提出了台Ⅲ3、4层下步小层注采完善及挖潜对策。     

喇嘛甸油田特高含水期厚油层内剩余油描述及挖潜技术

在厚油层沉积单元精细解剖基础上,结合喇嘛甸油田的开发实际,通过纵向细分沉积单元、结构单元,平面上细分沉积微相,精细描述出了单砂体空间形态和不同砂体之间的边界关系。并采用多种监测方法综合分析、判断,结合油水井动静态资料和注采关系,进一步明确了厚油层内剩余油分布状况,并针对各类剩余油提出并实施了水力割缝射孔、注水井层内细分注水、采油井层内细分堵水为主的厚油层内挖潜措施,产油量增加效果明显,改善了厚油层动用状况,提高了厚油层驱油效率。