一类油层水驱剩余油分布再认识

聚合物驱进入工业化推广后,某区块一类油层聚驱阶段开发效果南部区块较北部区块差,本文通过对取心井资料、新钻井水淹解释资料、单井含水饱和度解释资料及水驱数值模拟等资料综合分析,重新认识该区水驱阶段采出程度和剩余油分布规律,及其对后期开发的指导,为类似区块聚驱开发提供参考。     

水淹层测井解释技术研究

大港油田经过多次调整和不断强化开采,部分区块已进入高采出程度和高含水期开采阶段,这个阶段的开发特点:一是断块复杂,河流相砂体连通性差;二是剩余油分散;三是特高含水井增多;四是注入水性质差异大,地层水关系变得复杂。这些因素导致油水层测井响应规律复杂,地层水电阻率难以求准,油田开发难度越来越大。为了搞清地下油水分布、确定剩余油富集区域,进行水淹层研究是提高油田开发效果的关键。     

文南油田水淹层测井解释探讨

文南油田是一个复杂的断块油藏，经过十几年的注水开发，大部分区块经过多次的井网调整、治理，已进入高采出程度、高含水阶段，地下油水关系相当复杂。虽然随着新技术的推广应用，水淹层测井的科研攻关，以及对油田地质的精细认识，使水淹层测井解释符合率大大提高，但准确地把握水淹层解释精度目前还是十分困难。因此，继续开展水淹层测井解释攻关，探索出适合本油田特点的剩余油监测技术，更好地挖掘此类油藏的剩余油潜力显得尤为重耍．     

M区稠油油藏边水水淹规律研究

稠油蒸汽吞吐是降压开采的过程,油藏压力大幅度下降,导致边水侵入现象日益加剧。水侵油层采出程度低,热利用率低,水淹区储量动用程度低,因此,要抑制边水,提高边水侵入区的采出程度,确保稠油热采的持续稳产,首先要搞清楚边水水淹规律,为以后针对不同程度水淹程度进行剩余油挖潜提供依据。根据区块的动态数据和静态数据,建立地质模型,进行数值模拟,对区块划分不同的水淹级别,分析其水淹规律,为今后边水侵入稠油油藏的高效开发提供一定的理论基础。     

牛居油田开发后期改善开发效果研究

牛居油田属于高渗的复杂小断块,目前处于高含水、高采出程度的"双高"阶段,水淹严重,剩余油分布零散,纵向上层间矛盾突出,井网混乱,开发效果较差。针对上述状况,2008年以来开展精细地质研究,对区块沉积相、剩余油分布规律、地层压力水平等地质状况进行二次评价,结合国内外开发后期油田特高含水阶段提液的成功做法,在提液井位、油井类型、井网、生产压差等方面做了大量改进,开展剩余油分布规律评价、高含水井井间液量置换与平面液流转向、矢量化井网、采油工艺改进等四个技术攻关,实现区块增产,区块开发效果得到明显改善。     

锦17块西兴隆台油层重水淹区实施侧钻水平井挖潜实践

通过对区块水淹规律和剩余油分布研究确定出区块目前的潜力油层,总结直井吞吐阶段的开发效果的同时,针对剩余油分布在薄层的实际,开展实施水平井二次开发的研究。根据研究结果实施了精细部署,采用侧钻水平井和水平井相结合的方式组织实施,取得了有效的认识,为下步水淹区薄层开发提供了经验借鉴。     

精细油层解释增储挖潜

海31块已经开发十四年,现在进入了开发"双高"期,在油层水淹程度高、剩余油分布零散、油层采出程度不均的情况下,应用精细地层解释,深化油藏认识,应用配套技术对海31块剩余油进行措施挖潜。     

X42块中高渗油藏水驱开发后期剩余油分布特征研究

X42块是辽河油田最早开发的中高渗稀油油藏,经过40多年的水驱开发,区块进入了高含水开发阶段,采出程度高,水驱效果差,采油速度低。通过分析区块的剩余油分布特征,确定了剩余油富集的六中类型,明确了构造高部位和断层附近是剩余油富集的主体区域,为下一步井网调整和开发方式转换奠定基础。     

产出、注入剖面测井技术在二类油层剩余油挖潜中的应用分析

本文以萨中区块为例,应用产出、注入时间推移测井资料,分析判断二类油层动用状况;利用该区块内的完井电测资料分析二类油层水淹状况;将各类测井资料与其他动、静态资料相结合,定量分析二类油层采出程度,从而确定二类油层宏观剩余油潜力.     

孤岛油田中二北特高含水期剩余油分布规律研究

中二北Ng3-4单元1972年5月投产,1979年4月注水开发,1991年6月进入特高含水期,区块综合含水高达96.3%,是孤岛油田主力单元含水最高的单元之一.作为老油田,目前该区块含水高,水淹日趋严重,剩余油高度分散,层问和层内潜力越来越小,下一步工作难度越来越大.本文通过分析描述特高含水期影响剩余油分布规律的再认识,指导现场开发挖潜.     

锦16块西部合采区油水运动规律及剩余油研究

锦16块西部合采区经过多年注水开发,目前已进入到水驱双高开发阶段,具有剩余油分布高度零散,水淹严重,吸水不均,挖潜难度大的特点。本文首先研究了锦16块西部合采区油水运动规律,然后用物质平衡法、相渗分流方程法、数值模拟等多种方法对锦16块西部合采区宏观含油饱和度进行分析,研究该区块目前剩余油饱和度平面、纵向分布;分析层内、层间和平面上的水淹规律;划分剩余油的类型和比例,搞清剩余油分布规律,确定剩余油富集区域;最终对宏观、微观以及单砂层平面、纵向剩余油分布情况取得了一定的认识。     

二类油层组聚驱后剩余油分布及动用状况

北北块一区二类油层于2007年投入聚驱开发,2013年12月转入后续水驱开发。目前区块综合含水97.76%,阶段提高采出程度17.06%,阶段提高采收率13.75%,目前采出程度53.5%,仍有较大的剩余油挖潜空间。对此,本文通过统计新钻井萨Ⅲ4-10油层水淹层分布及取芯井水洗程度、驱油效率的分析,同时利用数值模拟技术,对油层各沉积单元聚驱后在纵向上和平面上剩余油分布及动用状况进行了分析,初步认识到聚驱后剩余油主要集中在萨Ⅲ4+5和萨Ⅲ6+7沉积单元上部,进而为找出适合二类油层后续水驱阶段的潜力调整方法,提高萨Ⅲ4-10油层聚驱后开发效果提供参考和思路。     

卫城油田卫2块气顶边水油藏高含水期剩余油分布研究

随着油藏进入高含水的开发后期,剩余油分布越来越复杂,油藏的稳产和调整挖潜难度也越来越大。卫城油田卫2块是一个特殊的气顶边水油藏,目前该区块综合含水93.27%,地质储量采出程度29.77%,剩余可采储量的采油速度13.93%,已处于高含水开发后期阶段,稳产难度增大。针对卫2块较特殊的地质特点和目前高含水期的开发现状,对卫2块进行剩余油分布认识研究,确定油藏调整挖潜方向,使保持区块开发稳定。     

齐108块“双高期”水淹规律研究及应用

辽河油田欢喜岭油区开发已经超过30年,齐108块是较为典型的开发后期区块,为深入挖掘区块剩余油潜力,地质人员通过深入研究该区块水淹规律,使该区块实现连年稳产,为中后期区块的开发工作提供新的工作思路。     

油田高含水期剩余油分布研究方法及应用——以樊家川油田中区为例

本次研究以樊家川油田樊中区为例,探讨油田高含水期剩余油分布的研究方法及应用.针对樊中区存在的采出程度低、井网控制储量低、油藏采油速度低的问题,在精细地质研究、开发动态分析的基础上,综合运用多种方法开展剩余油富集规律认识,预测剩余油富集区,为区块调整挖潜、提高采收率提供依据.     

模糊综合评判方法在预测单层剩余油分布中的应用

油田进入高含水开采阶段后,随着油田含水程度的不断提高,地下油水分布变得十分复杂,由于影响油层水淹程度的因素多且复杂,既有地质因素又有开发因素,而且每个影响因素对油层水淹程度所起的作用是模糊的,往往不能用确定型的定量数学关系式来进行评价,而模糊综合评判方法能较好地解决这类问题。通过进一步优化影响剩余油分布的地质和开发因素,针对影响剩余油分布的各因素的权重系数及研究区块动静态资料综合分析,采用多参数多层次模糊综合评判方法,对小层的水淹程度进行分级判别,实现单个油层剩余油的识别。     

柳赞油田浅层油藏特高含水期稳产技术研究

柳赞浅层油藏已处于开发后期,储量已全部动用且剩余油高度分散,区块已整体进入高采出程度、特高含水阶段,为经济有效地开发该油藏,笔者通过对柳赞油田浅层油藏稳产难点原因分析,提出了针对难点的稳产措施:采用井网完善、层系归位提液、饱和度监测指导剩余油挖潜、细分注水、调驱调剖等技术,经现场应用稳产效果良好。文章的研究对复杂断块稀油油藏在特高含水期延缓递减进行有效开发具有重要指导意义。     

锦90块兴2油层剩余油分布规律研究与挖潜

锦90块经过多年的高效开发,2000年区块产油达到历史最高峰。通过历年的加密挖潜,区块采出程度超过30%,基本无加密挖潜的可能[1]。2005年区块进入蒸汽吞吐的快速递减阶段[2],综合递减率高达19.8%。综合锦州油田各稠油区块进入递减阶段后,年综合递减均在20%-25%之间,所以如何进行区块挖潜,减缓老区递减迫在眉睫。通过对锦90块构造、原油物性和油层物性的对比、分析,确定锦90块东部兴2组为剩余油富集区域。     

基于Petrel软件的建模研究—以秦家屯油田SN78块为例

秦家屯油田位于松辽盆地南部,梨树断陷东部斜坡区。SN78块位于秦中背斜,目前采出程度6.83%,尚有很大的剩余油潜力。通过数值模拟研究SN78区块剩余油的分布规律,包括纵向上层间、层内的水淹状况,确定主力油层,平面上的剩余油富集区。结合剩余油饱和度分布、剩余储量丰度等指标反映剩余油分布状况,为生产上动态分析和调整措施提供科学的依据。     

X油田A区块剩余油分布数值模拟研究

X油田A区块属高含水复杂断块油藏,经过几十年的开发含水率逐年上升,目前已进入特高含水期。经过研究发现,该区块储层非均质性严重,原采油井网对油层内部单元控制程度较低,注水开发效果较差,剩余油饱和度较高,采出程度较低。需要针对本区块剩余油分布和潜力进行数值模拟分析研究,以便修改二次开发方案获得良好开发效果。