渤南油田六区剩余油分布研究

本文以渤南油田六区剩余油分布况为研究目标,在油藏地质,开发特征再认识的基础上,将流动单元研究与数值模拟相结合,成功地实现了油田开发历史的拟和,从而预测出渤南油田六区剩余油分布状况。     

润湿性对砾岩油藏剩余油饱和度分布的影响

砾岩油藏二次开采结束后,其采收率较低,地下仍存在大量的剩余油。润湿性是控制这些剩余油分布的一个重要因素,它强烈影响着砾岩油藏水驱动态、毛管压力和相对渗透率。数值模拟方法着重研究了油藏水平上不同润湿情况下砾岩油藏剖面油饱和度的分布,以及夺层序韵律和油层厚度对油相饱和度分布的影响,并引入无因次变量对其模拟结果进行了分析。     

高含水期复杂断块油藏剩余油分布及挖潜

高含水期陆相复杂断块层状油藏剩余油分布复杂,油藏模拟难度大.马11复杂断块油藏在油藏精细描述基础上,利用动静态综合分析研究与密网格大规模数值模拟研究相结合,提高了剩余油研究精度和可信度;在此基础上,针对油藏剩余油分布特点并结合当前经济技术条件,部署实施了以调整井、调剖、堵水、油水井大修为主的剩余油挖潜方案,油藏含水上升率大幅度下降、采油速度上升、采收率提高了.     

复杂断块稠油油藏剩余油分布规律及挖潜研究

哈萨克斯坦W油田为高孔高渗常压、非均质复杂断块稠油油藏,其断层发育、构造破碎,砂体横向分布稳定性差且分布范围较小,油层分布零散,目前油田开发已进入高含水期.研究应用数值模拟方法,建立地质模型,进行油藏数值模拟,通过整体及单井历史拟合,找到了油藏内流体运动变化规律及油水井层间的注采关系,明确了剩余油分布规律,进一步研究了挖潜调整措施并对今后14年的生产情况进行了预测.最后确定了油藏的主要挖潜手段.     

老君庙油田M油藏挖潜调整数值模拟研究

根据老君庙油田Ｍ 油藏顶部区的油藏地质特征和开发生产历史,利用油田注水开发数值模拟软件研究其剩余油分布规律,在平面上和纵向上找到剩余油饱和度的相对富集区,提出了针对性的调整方案和选定新井井位,并预测其将来的开发生产动态,比较了开发效果;目前经生产实践证明此次数值模拟研究为该油田挖潜调整提供了科学的指导,达到了控水稳油的目的,产生了良好的经济效益和社会效益。     

石南低渗油藏剩余油富集规律研究

石南21井区为低孔低渗油藏,目前处于高速开发期,储层非均质性影响了地下油水流动。为了能准确研究区块剩余油富集规律,应用相控地质建模及油藏数值模拟一体化技术,用已知的相模型约束属性模型的展布,得到的模型更符合地质实际。在此基础上进行历史拟合并分析区块剩余油分布可知,区块构造高部位及低渗透率区域为剩余油富集区,为区块的后续挖潜提供了依据。     

复杂断块油藏流动单元与剩余油分布研究

QL复杂断块油藏目前已总体进入中、高含水开发期,剩余油分布更趋复杂.从影响剩余油分布的静态参数(地质因素)出发,根据储层沉积相带及其岩性、物性、非均质性、构造和砂体分布形态等建立流动单元的地质模型,准确、合理地划分出流动单元.结合动、静态资料,研究了不同流动单元的水驱油特征与水淹模式,对水淹后油气水分布规律进行了重新认识.在此基础上,研究了不同流动单元剩余油的分布规律,指明了挖潜上产的有利区域,指导油田挖潜实际效果显著.对同类复杂断块油藏高含水期剩余油挖潜,提高原油采收率具有一定的借鉴作用.     

滨南火成岩油藏高含水后期提高采收率研究

滨南油田火成岩油藏为裂缝-溶蚀孔洞双孔隙介质非均质储层,主要依靠较强的底水驱动.低部位水淹严重,剩余油分布零散,影响了采收率的提高.通过开展地质模型研究、储层渗流规律、非均质性及剩余油分布规律研究,调整滨南火成岩油藏下一步开发方向,形成一套火成岩油藏后期挖潜的综合技术,提高该类油藏采收率.     

聚合物驱后剩余油分布成因模式研究

聚合物驱后剩余油分布更加分散,认识其形成机理和形态分布是进一步提高采收率的关键.采用数值模拟技术,按照聚合物驱后剩余油的成因,将剩余油划分为岩性变化剧烈型、层间干扰型、局部高点型、厚油层顶部型、压力平衡滞留区型等5种模式,并提出了不同模式的定量计算方法.分析结果表明,聚合物驱后主要剩余油成因类型为"厚油层顶部型"和"压力平衡滞留区型",聚合物驱在注聚阶段主要是以"调剖"机理为主,在含水恢复阶段和后续水驱阶段都是以"增加平面波及面积"机理为主;相对于"虚拟水驱开发",聚合物驱主要在含水恢复阶段大幅提高原油采收率.     

复杂断块油藏高含水期剩余油挖潜调整技术研究

岔河集油田岔12断块东三段、沙一段油藏为中孔低渗常压高饱和压力非均质复杂断块油气藏,其断层发育、构造破碎,砂体横向分布稳定性差且分布范围较小,油层分布零散.目前油田开发已进入高含水期,为改善油田开发效果,应用数值模拟方法,研究了该油藏高含水期挖潜上产合理的技术开发政策.通过方案优选,确定了该油藏的剩余油挖潜上产方案.今后油藏应立足于注水开发,但不应以补孔改层等为上产措施,而应以化学调驱为主要手段.实施效果表明,所取得的研究成果对油田开发具有较强的指导意义.     

渤海L油田储层韵律性对聚驱剩余油分布影响研究

渤海L油田是典型厚油层油藏,由于储层非均质性严重,并伴随早期注聚,在开发过程中存在明显指进和舌进现象,导致部分井含水突升,生产效果变差。为解决此问题,开展室内实验研究储层韵律性对油田开发及剩余油分布规律的影响。研究表明：对于不同韵律性模型,非均质性越强,见水时间越早。对于早期注聚后含水下降幅度,均质韵律、反韵律和复合正反韵律的含水下降幅度较大,而正韵律和复合反正韵律下降幅度较小;在纵向上,剩余油主要富集在高部位和低渗层,高部位以正韵律、复合正韵律、复合正反韵律为主,低渗层主要以复合正反韵律、复合反正韵律为主。开发结束,复合正反韵律纵向波及较低,其它韵律性较高。     

断块稠油油藏剩余油分布特征研究

目前,新浅45断块油田进入高周期吞吐阶段,受断层、储层物性、汽窜、边水、采出状况等静、动态因素的影响,出现了压力低、单井日产水平低、油气比低,关停井较多、低效无效生产井多、开发效益差等诸多问题,为改善油藏开发效果,进一步提高采收率,在全面分析该区块生产开发动态的基础上,综合地震、地质分析,采用精细地质建模与数值模拟相结合的方法,找出剩余油的分布特征,并依据单井的平均剩余油饱和度、采出程度等不同参数建立了5种剩余油类型的评价标准,从而总结出适用于单井剩余油分布规律的研究方法,为油田后续精细调整和挖潜提供指导依据。     

稠油油藏开发水淹特征及剩余油分布研究

针对已进入中高含水开发阶段,但剩余油潜力仍较大的欢127油田,研究了全区水侵量、水侵速度及水淹方式、原因等特征,认为水淹以底水锥进为主,其次为顶水下窜、断层水侵入,不同部位,油井水淹规律和水淹程度不同,边水未造成油层水淹;在对其水驱开发特征研究的基础上,利用数值模拟、动态测试方法研究了该断块剩余油分布规律：有效厚度大、原始储量大的部位,剩余地质储量依然较大;有效厚度相对比较大的井网不完善部位,剩余可采储量相对较大;油藏边部及生产效果差的局部井区剩余油较多。为油田调整挖潜提供了地质依据。     

王场油田潜三段北断块提高采收率数值模拟

油藏数值模拟作为一种成熟的技术,已经广泛用于各个油田进行油田开发评价,用于衡量油田开发水平、预测投资效应、提高采收率和对比开发方案。为了加深对王场油田潜三段北断块油藏现状的认识,确定其剩余油分布规律,提高原油采收率,近年来对王场油田潜三段北断块油藏开展了数值模拟研究,为江汉油区的持续发展提供有利的技术支持。     

文昌W油田北块厚层油藏隔夹层展布及其对剩余油分布的影响研究

文昌W油田珠海组二段Ⅵ油组为厚层强边底水驱油藏,目前已处于中高含水期,剩余油分布复杂。该油组为扇三角洲前缘水下分流河道沉积,储层厚度大,纵向上为多期砂体叠置,隔夹层发育。为了厘清剩余油分布模式,对隔夹层开展研究。研究表明：研究区隔夹层主要为沉积作用形成的泥质隔夹层和物性隔夹层,层间厚度较大且分布稳定的泥质隔夹层对剩余油控制起主导作用,因此精细刻画了层间泥质隔夹层,明确了层间泥质隔夹层空间展布特征,总结了隔夹层的控油模式以及剩余油富集区,可为后续油田挖潜提供依据。     

特高含水期微观剩余油分布状态及驱油效率表征研究

提高驱油效率是油田关注的焦点问题,为高效开发特高含水期剩余油,文章分析了剩余油的形成机理和分布状态,以简化毛管束模型为例,对油滴运动进行受力分析,得出微观驱油效率定量表征,分别从优化注采方式和调整驱替参数两个方面提出开发对策,为特高含水期剩余油分布研究、提高驱油效率提供理论依据和指导。     

滨南油区低渗透油藏开发潜力及技术对策

根据滨南油区低渗透油藏开发规律及存在的主要问题,提出了滚动增储、未动储量开发、井网加密调整、精细注水,完善注采井网、应用水平井技术挖潜的潜力方向,指出下一步滨南油区低渗透油藏开发对策和技术思路。通过以上工作的开展,进一步改善滨南油区低渗透油藏的开发效果,提高其最终采收率。     

八面河油田面14区剩余油分布数值模拟研究

八面河油田构造位置处于渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷南斜坡东段的八面河断裂构造带上,其北东与广利洼陷相连;西北紧邻王家岗断裂构造带;西南为草桥断裂构造带;南部抵达广饶凸起附近,面积约1100km2。经过20年的开发,油田已经进入高含水阶段,产量开始递减。用数值模拟的方法,分析并挖掘剩余油的开采价值可以有效的缓解生产压力,这将是下一步稳产甚至增产的确实可行的方法之一。