双河油田Ⅷ Ⅸ油组高含水开发后期剩余油综合挖潜技术

双河油田Ⅷ Ⅸ油组经历了30多年的开发。目前已进入特高含水开发后期．调整和挖潜的难度增大,单元开发效果持续变差。通过主力油层细分流动单元、分时剩余油研究、强水淹层细分评价等综合挖潜技术,对双河油田Ⅷ Ⅸ油组进行综合评价,搞清了单元的剩余油分布特征,并利用补孔、调层、解堵、复产、大修等手段对潜力层进行挖潜。通过一系列综合调整挖潜后,进一步完善了注采关系,提高了单元开发效果。     

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。     

整装多层油藏高含水期改善开发效果技术研究

ⅧⅨ油组是双河油田埋藏最深(平均中深2160m)、油层最多、物性最差、也是最大的一个开发单元。含油面积15.64km~2,地质储量1163.70万吨。单元由22个小层,54个单层叠合而成,含油井段245m,其中主力油层为Ⅷ11-2、Ⅸ11-3、Ⅸ14-5、Ⅸ42-3、Ⅸ52-4,地质储量688万吨,占总储量的60%;非主力油层18个,地质储量475.7万吨,占总储量的40%。油砂体分布受沉积环境、圈闭面积、充满程度等多种因素的控制,含油面积大小相差悬殊,叠合较差,油水界面参差不齐。平均孔隙度14.0%,平均渗透率0.097μm~2,储层物性较差。     

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。     

江河区小油砂体挖潜对策可行性研究

针对双河油田江河区零散分布的小油砂体较多且小砂体内控制井点少、注采井网不完善、动用程度较低的现状,开展了“双河油田江河区小油砂体潜力评价及挖潜对策”研究。通过对各类油砂体挖潜潜力的可行性研究,提出确定合理的生产井距、合理的采液速度、低效油井转注、过路油水井补孔完善注采井网等调整对策,取得了较好的开发效果。     

双河油田Ⅷ-Ⅸ油组井网适应性研究

井网适应性研究是将由注水井、生产井构成的注采系统以及整个油藏作为一个整体来综合考虑的过程。从确定合理注采井数比、合理的井网密度,采用动态分析与油藏数值模拟相结合分析注采对应关系的角度出发,研究了双河油田Ⅷ-Ⅸ油组井网的适应性,为油田后期开发调整提供依据。     

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.     

利用灰色理论预测油田开发指标

根据建立GM(1,1)模型的方法和改进办法,选择年产油量、年产水量两项开发指标作为预测对象,创立了一套利用灰色理论预测油田开发指标的方法:选择具有单调性的数据段,并用适当方法进行预处理后,建立GM(1,1)模型预测油田开发指标。将该方法运用于双河油田Ⅷ、Ⅸ油组,实践表明,该方法为一套切实可行的预测油田开发指标的方法。     

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.     

特高含水期驱替倍数量化表征及调整对策

特高含水期油藏经过长期注水开发,在平面、纵向上存在驱替不均衡现象,影响水驱开发效果。为了达到均衡驱替的目的,利用数值模拟技术提出了驱替倍数量化表征方法,识别表征油藏不同位置处驱替程度的差异,根据驱替倍数与剩余油饱和度及采出程度的关系对其进行分级评价,将特高含水期油藏分为弱驱富集区、强驱替区、高耗水区和无效注水4个区域,并确定了不同区域驱替倍数的分布模式,在此基础上形成了提高弱驱富集区驱替倍数,转变强驱替区液流方向,注采调配控制高耗水区,封堵调控遏制无效注水等均衡驱替技术对策。针对双河油田Ⅷ-Ⅸ油组提出了井网调整优化方案,现场实施后提高水驱采收率1.43%,应用效果较好。     

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。     

PAC和两性离子钻井液体系改进及应用

以双河油田Ⅷ、Ⅸ油组为例,对PAC及两性离子钻井液体系进行了分析与评价。在充分认识储层粘土矿物特点,敏感性特征和孔隙结构条件的基础上,对该钻井液体系进行了技术改进。通过室内岩心模拟实验和岩心的微观研究结果,为屏蔽或暂堵技术的矿场实施提供了技术保障和依据。     

模糊综合评判在油田地质中的应用

本文将单因素、多因素模糊综合评判方法同时应用于双河油田核三段Ⅶ油组油层评价,并探索了模糊综合评判方法各数学模型的应用效果。     

双河油田ⅧⅨ油组主体区强注强采调整对策研究

双河油田ⅧⅨ油组主体区经30多年开发,水淹状况复杂,开发调整难度大。本文在ⅧⅨ油组主体区提出了以改变液流方向为主的强注强采调整对策,实施后取得较好效果,为同类水驱单元开发提供借鉴。     

利用三参数定量划分二元复合驱水淹级别

以岩心常规试验和二元复合驱水淹机理实验为依据,在分析水淹后测井响应特征的基础上,利用常规测井技术的电阻率相对幅度法和交会图法,建立了以产水率、电阻率相对幅度和孔隙结构三参数为主要指标的二元复合驱水淹层分级评价标准。综合利用三参数定量评价双河油田Ⅴ油组新钻开发井水淹层,解释符合率达91.16%,为双河油田Ⅴ油组二元复合驱开发调整提供技术支撑。     

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。     

双河油田低阻油层的识别研究与应用

随着井网的加密,核三段Ⅸ油组局部区域构造发生变化,因此有必要对低部位油层而高部位为"水层"的储层重新进行认识;根据现有的地质、测井资料,从低阻油层的特征、成因出发,由沉积环境、油气成藏原理入手,结合地质认识成果和测井、录井资料的综合解释方法,准确判断低阻地层的含油气性,在双河油田核三段Ⅸ油组1层发现低阻油藏,提高了油田的储量动用程度并有效缓解了油田产量递减,对核三段Ⅸ油组下步开发有一定的指导意义。     

SZ36—1油田的三维地震储层研究

应用SZ36－1油田的三维地震数据体及其相对波阻抗资料，追踪了大套油层组及薄含油砂层的分布及其横向变化。做出了含油砂层的层速度平面分布图，并据此换算出含油砂层的孔隙度、密度、含水（油）饱合度、渗透率等物性参数，综合多种参数对含油层进行评价，为油田开发提供依据。