主力油层聚驱后剩余油分布规律及提高采收率的技术探讨

大庆油田萨中地区葡Ⅰ组主力油层已全面进入聚合物驱工业化推广阶段,从开发效果统计来看,已结束注聚区块的采出程度在50%左右,尚有一半的储量没有采出,说明聚合物驱后仍有进一步提高采收率的潜力。因此,开展聚驱后进一步提高采收率技术研究和现场试验具有重大意义,这项技术的成功具有广泛的推广应用前景,对大庆油田可持续发展将发挥重要作用。认清聚驱后剩余油分布规律是这部分储量二次开发的根本所在,本文通过室内实验、数值模拟、取心井资料、动静态资料、测试资料等对聚驱后剩余油分布规律进行了研究,应用于现场试验取得了一定效果,对于葡Ⅰ组主力油层聚合物驱后油田进一步提高采收率具有一定的指导意义。     

中一区剩余油分布及下步挖潜措施探讨

马岭油田中一区1971年投入开发,由于纵向油层多,物性差异大,层间动用程度差异大,平面上油砂体众多,连通性差,非均质性强,导致纵向和平面水驱不均匀,层间动用程度差异大,平面上剩余油分布零星。为减缓递减和进一步提高开发水平,对中一区剩余油分布特征进行分析,提供挖潜方向,为油田稳产提供理论基础。     

白土沟油区剩余油分布及调整方案经济评价

白土沟油区属于特地孔、特低渗油藏,该区油井利用率低、注采井网不完善,存在大量剩余油。针对该区长9油层剩余油分布觃律认识不清等问题,通过建立工区三维地质模型,结合开发实际,分析剩余油分布觃律,提出调整斱案幵进行斱案的经济评价,结果表明:(1)通过三维地质模型及生产情况分析认为,白土沟油区剩余油类型主要为生产井间、沉积相侧缘和构造高部位三种。(2)参考研究区2018年财务指标,通过经济评价软件计算得出,在57美元/桶的前提下,投资回收期3.11年,内部收益率31.89%,净现值2 143万元,调整项目是可行的。     

复杂断块油藏剩余油分布的模糊综合评价

剩余油分布的影响因素很多,但就剩余油分布的评价又有很大的不确定性,如何把这些因素有效地统一起来,对研究区目的层段主力油层剩余油分布做一个客观的、综合性的评价是确定剩余汹分布的关键。本次评价考虑影响临13断块沙二下段剩余油分布的几种因素,对其进行了定量评价。     

特高含水期油藏剩余油分布及开发技术研究

文章通过对中原油田若干特高含水油藏的开发过程进行分析和总结 ,介绍了高含水油藏的剩余油分布特点 ,以及在开发过程中应用到的诸如周期注水、改变液流方向、降压开采、单井吞吐等各项配套开发技术 ,从而为类似油田的开发提供了有益的经验。     

胡七南油田剩余油分布规律研究及挖潜对策

胡七南油田是典型的复杂断块油藏，具有油层多，非均质性严重的特点。由于初期强注强采，含水上升幅度大，剩余油认识难度较大。本文应用动态分析法、数值模拟方法对胡七南油藏剩余油分布规律进行研究，分析了影响胡七南油田剩余油分布的主要因素及剩余油分布的主要类型，并提出下步挖潜对策。     

宁夏老油田剩余油分布及调整挖潜技术应用

宁夏老油田经过几十年的开发,目前已进入中高含水开发阶段,同时由于注采井网不完善,套损严重,造成储量失控,剩余油分布更加零散。＂认识剩余油,挖掘剩余油＂已成为高含水期老油田开发、调整、提高采收率的核心内容。本文从老油田剩余油富集规律和分布特点进行探讨,并采取了一系列综合调整挖潜治理措施,取得了明显的效果。     

注采井网形式对剩余油分布的影响分析

注水开发是提高低渗透油田采收率的一种高效方法。排除地质因素,开发井网部署对剩余油分布的影响极其关键。搞清剩余油的分布位置和数量又是提高油田最终采收率的关键所在。本文以陕北某低渗透油藏为例,建立油藏数值模拟模型,对研究区不同井网形式对剩余油分布进行论证。     

极复杂断块油田油藏精细描述及剩余油分布研究

本文综合分析了极复杂断块文明寨油田卫7、明16块的构造及剩余油的分布、搞清了油田开发现状及存在问题,设计了挖潜方案并进行了经济评价,方案实施后,将大大改善卫7、明16块的开发效果。     

高含水期剩余油分布及调整挖潜技术探究

油田的剩余油分布规律在稠油吞吐中后期有非常重要的作用。因此,可以根据锦45块中剩余油分布比较复杂的锦99块进行剩余油分布规律进行探讨,并调整好挖潜技术,把握高含水期剩余油的分布规律。     

微构造对剩余油分布的影响--以高尚堡油田104-5区块为例

通过对高104-5区块12小层微构造的研究,揭示了高104-5区块的微构造特征,总结了该油藏的微构造类型,分析了微构造与油井生产的关系。研究表明,微构造是控制该区剩余油分布的主要因素,高104-5区块的构造类型包括正向微构造、负向微构造和斜面微构造,其中正向微构造是剩余油富集和分布的主要类型。     

曙1-6-12块剩余油分布的数值模拟研究

针对曙光油田曙1-6-12块的开发现状,通过精细油藏数值模拟,对该区块剩余油分布进行研究,建立了全区油藏数值模型,模拟结果比较正确地反映出实际油藏流体的分布特征,为补充和发展剩余油分布描述技术以及下一步挖潜对策提供了可靠的决策依据。     

三元复合体系在剩余油油藏中的应用与研究

大庆油田二次采油后还有很多含剩余油油藏,针对这种油藏进行三元复合驱室内实验研究,实验结果表明,二次采油后进行三元复合驱油即碱/表面活性剂/聚合物对原油的采收率有明显的提高。其中聚合物浓度以及表活剂浓度对剩余油开采都有着重要的作用,通过调整聚合物浓度,表面活性剂浓度对采收率的影响从而确定合理的开采浓度进一步提高油田剩余油的采收率。     

文留油田剩余油分布研究及挖潜技术

利用大量的生产、测井及监测等资料对文留油田高含水后期剩余油分布进行了研究,指出剩余油主要富集于层内低渗透段、层间状况差异大且物性差的层;平面上动态注采对应差的部位、受井间渗流特征及大孔道等影响的滞留区、绕流区、起伏较大的微构造部位;低电阻储层的重新解释与综合判定,同时也探讨了老油田剩余油挖潜的主要方法,它包括井网重组、定向井、侧钻井、注水井更新、注水井调驱、间歇注水、水平井技术等工艺在文留油田的应用及效果,对矿场应用具有借鉴意义。     

氨的配位数的分子动力学模拟研究

运用分子动力学模拟方法研究了氨在较宽温度和压力范围的配位数。采用Andersen和Berendsen两种不同的控温方式得到的氨的平均配位数基本一致。配位数随压力的升高而增大,随温度的升高而减小。另一方面,配位数受温度的影响比受压力的影响更明显。     

低渗透油藏孔隙结构差异与剩余油关系研究

为研究不同低渗油田采收率差异的本质原因,对大庆扶余与长庆长6低渗透岩心分别进行润湿性实验、驱油实验,并利用岩心微观解剖方法求取孔隙参数并计算含油饱和度,找到影响剩余油主要因素,解释两油田采收率差异原因。实验结果表明,低渗透岩心以水湿为主,长庆油田低渗岩心采收率高于大庆油田,其中岩心2-2采收率比岩心1-1高3.9个百分点;同级别低渗岩心大庆油田孔隙表现出形状和连通状况的复杂性与不规则性;相同孔喉比、配位数、迂曲度和形状因子条件下,长庆油田低渗透岩心含剩余油孔隙比例更小,驱油效果更好,该研究为低渗透油藏的进一步开发提供理论支持。     

扶余油田泉四段剩余油分布规律及挖潜有利区带预测

针对扶余油田泉四段储层地质研究现状及不足,综合利用地震、测井、钻井、化验分析资料,以储层地质学及沉积岩石学为指导,首先开展小层划分与对比、沉积微相、微构造、储层特征等方面的基础工作,并在此基础上进行剩余油分布规律研究并预测了有利挖潜区带。研究表明研究区泉四段可划分为13个小层,主要储集砂体为三角洲平原分支河道和三角洲前缘水下分支河道,储层经历了机械压实、胶结等成岩作用,次生孔隙不发育,总体上属于中孔-中渗性储层。沉积微相展布及储层的岩性、物性、非均质性是研究区泉四段剩余油分布的主控因素,正向微构造,断阶及河道侧翼等区域剩余油潜力较大,I类潜力区是下一步挖潜工作的重点区域。     

活性炭生产中余热利用试验

介绍了多管炉活性炭生产中烟道余热回收方法,余热回收后产生400 kg/h左右的水蒸气,足以满足活性炭生产中所需的水蒸气量。     

配离子最大分布系数的计算公式

推导出配离子最大分布系数的计算公式为：当满足lgKi-1-lgKi＋1〉2,lgKi-lgKi＋2〉2时,有MLi,max=1/（1＋2Ki＋1）,式中K为配合物的各级稳定常数。     

基于流管法剩余油分布分析应用方法研究

随着水驱开发油田开发进入高含水期,油田后期开采难度加大,为实现油田的保产稳产需要进行油田的剩余油分布研究从而实现油田进一步的挖潜。采用流管法以实现油田剩余油分布数值模拟研究。建立了一注一采以及反九点法井网概念模型,结合B-L方程求解,绘制了相应概念模型的渗流模板,说明了运用渗流模板进行水驱开发油藏开发效果评价方法。分别分析了一注一采以及反九点法面积井网概念模型饱和度场,与床用数值模拟软件结果进行对比,进一步验证说明流管法进行油田数值模拟研究的可行性。选取某实际区块进行流管法数值模拟研究并且与传统数值模拟方法进行对比分析,说明流管法在进行油田开发剩余油分布分析方面的适用性。