文南油田文95断块区剩余油分布研究

随着中原油田开发程序的不断提高，开发难度越来越大，主力油层相继进入高含水开发期。油藏开发中暴露出的问题是井网不完善、水驱控制程度低、层间矛盾突出、注水效果不明显。为了适应开发阶段的需要，了解和掌握油藏中剩余油的宏观和微观的空间颁由，确定其剩余油储量、剩余可采储量，是油藏下部挖潜的重要依据。文95块沙三中油藏是文南油田最早投入开发且开发效果最好的区块之一。在精细油藏描述地质模型上，对油藏的开发关况进行分析，充分利用油水井产、注两个剖面、C／O比测井资料、2高速井水淹状况分析评价，应用油藏数值模拟研究技术，将剩余油分布从定笥化到定经、可视化。通过对剩余油分布的定性和定量研究，结合影响剩余油发布的地质和开发因素，对文95块油藏剩余油分布特征进行了3方面的研究；未动用或少动用的油砂体形成的剩余油；已动用油层的平面剩余油滞留区；层内非均质形成的剩余油。     

孤岛油田渤21断块水体能量评价方法的研究与实践

油藏水侵计算公式已被普遍地认识。然而，在边底在水油藏水体能量大小估算中存在的许多实践问题限制了它的应用。本文基于胜利油区孤岛油田渤２１断块２０ａ注水开发历史，对区水体能量进行了评价，并在此基础上建立起一套完善的边底水能量评价的程序与方法。同时，对实践中的具体问题进行讨论。     

杏西油田南块边部天然水体能量评价方法研究

杏西油田南块边部油井处于油水过渡带地区,投产后含水较高,由于区块套变井数多,内部注采比低,随着开发的不断深入边水推进速度加快,为了确定该区水体规模,制定合理有效的治理对策,以油田实际生产数据为例,采用容积法、静态法和非稳态法分别计算其水体规模,对该区水体能量进行了评价。应用3种方法计算结果表明,利用容积法计算水体能量对于大庆外围油田而言,适用程度较低,静态法和非稳态法能够较准确确定边水水体的能量。经计算,杏西油田南块边部水体规模较大（水油体积比在50-65）,为比较活跃型水体。     

文南油田文33断块沉积微相与水淹规律

东濮凹陷文南油田文33断块沙二下亚段三角洲前缘沉积主要微相类型有上分支河道、分支河口坝、水下天然堤、决口扇、远砂坝等，微相分布控制主力油层的发育和物性分布。主要依据沉积微相将储集层分为3类，它们的储量动用程度、水洗强度、驱油效率明显不同，水下分支河道砂体最易水淹，水下分支河道侧缘、分支河口坝次之，水下天然堤、决口扇及滨浅湖砂体水淹最弱。     

有水气藏水侵量计算方法

综述了常用的水侵量计算方法,包括稳态水侵法、不稳定水侵法、拟稳定水侵法、动态法等四类方法,并对这些方法的实用性进行了分析.     

SZ36—1油田AI区天然水侵量估算

SZ36－1油田AI区开发3年来产油量，气油比稳定，地层压力下降缓慢，在没有人工注水情况下，综合含水达到18．29％，说明边水起到了驱油作用，根据AI区生产动态数据，将油田假设为直线流系统，应用非稳定流法计算出水侵系数为106×10^4m^3/MPa，油水界面到天然水域外缘的距离约为27km。     

SZ36-1油田AI区天然水侵量估算

SZ36-1油田AI区开发3年来产油量、气油比稳定,地层压力下降缓慢,在投有人工注水情况下,综合含水达到18.29％,说明边水起到了驱油作用。根据AI区生产动态数据,将油田假设为直线流系统,应用非稳定流法计算出水侵系数为106×10~4m~3/MPa,油水界面到天然水域外缘的距离约为27km。     

油藏水侵量计算的简易新方法

根据油藏物质平衡理论，提出了二种计算水侵量的简易方法：亏空何种曲线法和生产指示曲线法。新方法应用油藏生产动态数据资料，即可计算出油藏的水侵量大小，不需要对水体形态和大小做任何猜测，因而消除了传统方法的繁琐试算和水侵量计算过程中的不确定性。方法简便，而且实用。     

文南油田文72断块区气顶气藏稳产技术

文72断块区气顶气藏具有构造复杂、高压低渗、储层变化大、跨度大、油气关系复杂、储量分布零散等地质特点，开发难度很大。及时吸取开发中的经验教训，适时调整气藏的开发政策以及配套相应的稳产技术，通过研究、引进、试验和推广，形成了一套有效的气藏开采技术，实现气藏较长时间的稳产，提高了该气藏的整体开发效益。     

复杂断块油田产出水结垢机理研究

中原油田由于地质构造破碎、油藏复杂，开发难度大。高矿化度地层水的存在使得油层开采时井筒和油水集输管网结垢十分严重。通过对其典型计量站产出水结垢机理研究发现结垢物质主要是硫酸钙，利用Skillman计算方法判断介质的结垢趋势和程度，通过现场的防垢试验，找出了理想的防垢剂，阻垢率达80％左右。     

西58-8 小断块边水油藏天然能量评价研究

小断块边水油藏一般具有油藏规模小、含油带窄的特点。如果前期地质认识不清,没有对水体大小进行比较准确的预测与评价,而采取某些可能不合理的开发模式,将会降低整个油藏的开发效果。根据大港油田西58-8 小断块边水油藏地质及生产特征,通过补加虚拟含油区域建立了半圆形非定态水侵模型,应用物质平衡方程计算了水体体积,同时还采用油藏数值模拟方法对该区边水能量进行了评价。2 种方法计算结果基本一致,表明所建模型比较准确,计算水体体积比较合理。     

冷41断块边底水稠油油藏油井出水判别方法浅析

通过分析油井的生产动态,识别深层块状边底水稠油油藏油井出水特征,从而分析总结地层水的有效识别方法.油井如果见地层水,其水油比曲线存在拐点,即水油比变化率大于0.研究结果表明,冷41断块油井周期回采水率上升迅速,周期回采水率大于100%,且居高不下,因此可以判定油井见地层水.     

小断块边底水油藏开发实践与认识

江苏油田陈堡、安丰、周宋等复杂小断块边底水砂岩油藏,油藏规模小、含油带窄、隔夹层复杂,在早期开发中都是采取一套井网控制,逐层上返的开发模式,油井投入开发后普遍呈现含水上升快,产量递减迅速等问题、在剩余油研究的基础上,根据油藏形态、隔夹层分布、边底水能量及油水粘度比等,有针对性地采取不同的调整策略,转变油藏开发模式,调整层系井网,充分挖掘各类剩余油潜力,大大改善了油藏开发效果。     

纯47断块注入水锥进油藏特征研究

以油藏水锥理论为依据，分析研究厚油层中不同沉积韵律层水锥的基本模式与特征，通过研究分析确定，该断块油水界面是波状起伏的倾斜曲面，其特高含水期同样蕴藏着可观的剩余油潜力，有效地控制该断块注入水锥进是提高剩余油动用程度、改善开发效果的关键。通过实施综合措施，提高了该断块的采收率，对同类油藏进一步改善开发效果、提高采收率与经济效益具有现实的参考作用。     

强边水普通稠油断块油藏挖潜研究

针对Z43断块普通稠油强边水油藏目前开发中存在的问题,开展了剩余油挖潜技术研究。在控油断层、微构造、隔夹层等地质精细研究的基础上,建立了三维地质模型。开展普通稠油油藏高含水期剩余油分布研究,制定了挖潜方案,提出了常规井、侧钻井继续落实控油断层,短井段水平井挖潜剩余油的思路,现场实施取得了较好的效果。该断块类型油藏的成功挖潜对类似油藏后期开发具有一定的指导意义。     

复杂断块断棱刻画技术研究

胜利油区厚层断块油藏单层厚度大,储量大,开发上具有高含水、高采出程度、直井停产多等特征。开发后期沿断层一线剩余油比较富集,但含油条带窄,需要准确描述断棱的平面位置才能挖潜剩余油。文中以永3-1断块区为例,采用多技术精细刻画目的层的断棱平面形态。通过合理的地层对比,确定井上断点位置;利用精细构造解释,识别和描述断层形态及断层的平面组合;采用井震交融的井斜修正方法,保证钻遇断点和分层数据地下位置的准确性;再利用井震模结合技术,刻画断棱形态和位置。矿场实施效果表明,该区断棱刻画精度比较高,近断层完钻的5口水平井取得了显著的开发效果。     

茨13块稠油油藏注稠化水开发数值模拟研究

方法利用数值模拟技术,研究茨１３块稠油油藏注稠化水开发方法。目的优选注稠化水方案,提高茨１３块开发效果。结果稠化水驱不宜注入较高浓度的稠化水,而且应避射底水,其效果优于水驱。经济评价认为,方案六和方案七为最优方案,先实施方案六,见效后,再实施方案七;方案实施中,应注意油层解堵、配产、配注等问题。结论稠化水驱可以提高稠油油藏的采出程度,增加产油量;茨１３块适于稠化水驱     

渤海湾盆地复杂断块的多期成藏

复杂断块多期成藏是渤海湾盆地石油地质的一大特点,不同烃源岩与不同的地质构造发育阶段匹配,形成多期成烃,多次充性,导致多期成藏,渤海湾盆地复杂断块的油藏可分为三个成藏期,沙四段－孔店组,沙三段－沙二段原生油藏为早期成藏,沙一段－东营组为中期成藏,而晚第三纪末期后形成的油气藏则为晚期成藏,包括原生与次生的油气藏二种类型,复杂断块油藏蕴育在各种局部构造之中,同沉积构造背景是断块聚集油气的基础,断块是气富集的单元,构造断裂活动是断块多次成藏驱动力,成藏后的构造断层裂活动是油气进行块间平衡,垂向散聚的关键。     

利用特殊结构井提高小断块边底水油藏采收率

江苏油田安丰、宋家垛等复杂小断块边底水砂岩油藏的油藏规模小、含油带窄、含水上升快、停关井多、吨油操作成本高,使用常规井进行调整经济效益差。主控断层断面附近井网难以控制的构造高部位、井间地带及隔夹层遮挡下水驱难以波及到的地带,是小断块边底水砂岩油藏开发后期剩余油富集的主要区域。在精细油藏描述的基础上进行剩余油分布研究,根据剩余油分布部位与规模的不同,有针对性地采取侧钻井、水平井、多目标高精度定向井等特殊结构井,充分挖掘各类剩余油潜力,大大改善了油藏开发效果。利用特殊结构井进行调整挖潜,仅以19口常规井的投资达到了34口井的效果,实现了边际油藏的高效开发。图4表1参11     

边水断块油藏水平井组CO2协同吞吐注入量优化实验研究

针对边水断块油藏单口水平井CO2吞吐过程中气体波及体积小、有效期短等问题,采用室内物理模拟实验方法,研究并优化了水平井组CO2协同吞吐注入量,分析边水断块油藏CO2吞吐控水增油效果。采用自行设计的三维水平井组开发物理模型,进行水平井组CO2吞吐实验,分析不同注入量的吞吐闷井压力变化以及开井的生产动态,并结合CO2气体本身物理性质以及其与原油的高温高压物性分析结果,明确了注入量对边水断块油藏水平井组CO2吞吐的影响机理,优化了实验条件下的注入量。实验结果表明:当CO2注入量由0.07 PV增至0.14 PV时,井组综合含水率降幅由0.72%扩大至5.93%,增油量由31.4 mL增至148.7 mL,增加注入量对水平井组CO2吞吐的控水增油效果促进明显;当CO2注入量增至0.14 PV时,采出程度增幅虽达22.36%,标况下累积产气量却高达8 050 mL,气体利用率降低。CO2控水增油的主要机理为:一定压力条件下,CO2的压缩系数降低,注入过程中能量损失小,促进气体进入地层,增加了气体波及范围;原油中CO2组分增加,原油流动性增强;增加注气量,提高注入气的波及效率。