弧南油田注采结构调整

孤南油田为复杂断块油藏,开发层系以馆陶组和东营组为主,非均质性严重。进入高含水期后,油水关系更加复杂。为了合理调整注采结构,首先研究了微构造微相特征及其与剩余油分布的关系,并在此基础上找到原注采井网存在的问题,然后采取针对性的调整措施,如：优选射孔井段,调剖、油井改层等,使调整后的注采结构与微构造特征、沉积微相特征及剩余油分布相匹配,以此获得了较好的控水稳油效果,确定了弧南油田的稳产。     

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。     

复杂断块油藏开发中后期调整技术及效果

针对桥口油田复杂断块地质特征及开发进入中后期产量递减加速的状况，开展了以构造精细解释、储层分类评价及剩余油分布分析为主的油藏精细描述，搞清了剩余油分布规律及富集区。通过局部完善注采井网和注采结构调整，以部署调整井，油井堵水、压裂改造和注水并分注、增注等为主导措施，实现了复杂断块油藏开发中后期的高效开发，连续五年实现了含水不升，产油量稳中有增，为同类油藏开发中后期的综合调整提供了可借鉴的经验。     

断块油田开发中后期调整井部署的主要做法

调整井部署是断块油田开发中后期一项重要的挖潜措施。中原油田采油三厂１９９４年通过精细地质研究小层水淹状况及开发动态分析，在落实剩余油分布的基础上部署调整井。充分动用地质储量，完善注采井网，增加可采储量，实施效果显著。     

孤东油田特高含水期注采结构优化研究与应用

孤乐油田经过多年的高速开发、强注强采,地下矛盾十分突出。为探索特高含水期改善油田开发效果的途径,在深化油藏开发特点认识的基础上,应用精细油藏描述技术、数值模拟技术、以及开发测井和油藏工程方法,进行了剩余油分布规律研究、合理地层不平研究、扩大水驱波及体积途径分析、注采结构状况分析研究等。在降压强排试验的基础上,调整注采结构、使油田地层压力得到控制,注采结构得到了优化,控制了含水上升速度,油田开发趋势     

八面河油田面十四区改善开发效果调整研究

针对面十四区开发多年暴露出来的问题，在深化油藏地质认识、摸清剩余油分布规律的基础上，从1999年起，围绕完善注采井网、改善开发效果这一中心，采用多种技术与手段进行了调整挖潜。3年间共钻调整井37口，采油速度由0.49%上升到0.8%，实现了油田开发中后期的再次上升。     

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。     

三角洲前缘韵律层特高含水期剩余油分布及调整

注水开发后期胜坨油田三角洲前缘反韵律厚油层剩余油分布复杂。对胜坨油田沙二段8砂层组三角洲前缘储层沉积特征、非均质性及剩余油分布规律研究表明，受注采、储层沉积特征等因素影响，三角洲前缘储层剩余油主要集中在坝主体的上部以及坝侧缘、远砂坝沉积的韵律层。在储层剩余油分布研究基础上，有针对性地采取细分韵律井网调整及配套挖潜措施完善潜力韵律层注采系统，可以有效提高开发后期三角洲前缘反韵律厚油层水驱开发效果。     

复杂断块油藏开发中后期调整技术及效果

针对桥口油田复杂断块地质特征及开发进入中后期产量递减加速的状况 ,开展了以构造精细解释、储层分类评价及剩余油分布分析为主的油藏精细描述 ,搞清了剩余油分布规律及富集区。通过局部完善注采井网和注采结构调整 ,以部署调整井 ,油井堵水、压裂改造和注水井分注、增注等为主导措施 ,实现了复杂断块油藏开发中后期的高效开发 ,连续五年实现了含水不升 ,产油量稳中有增 ,为同类油藏开发中后期的综合调整提供了可借鉴的经验。     

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。     

提高复杂断块油田采收率

本文从中高渗复杂断块油田开发初期、调整完善注采井网、扩边增储、剩余油研究及配套挖潜技术等方面，对该断块油田不同开发阶段提高水驱采收率做法和效果进行了总结与分析。针对剩余油分布形式及提高采收率潜力的分布，从地震技术、油藏精细描述技术、井网优化技术、水平井钻井技术等方面，提出了中高渗复杂断块油田进一步提高水驱采收率的主导措施。     

濮城油田文51块剩余油挖潜配套技术

濮城油田文51断块是一个典型的多油层非均质复杂断块油藏，长期注水开发造成井况损坏严重，注采井网遭到破坏，剩余油集中在井况损坏区、断层高部位、注水切割区及河道砂体注入水流线未波及的井间滞留区。剩余油的挖潜依靠多元化配套技术，完善注采井网，扩大注水波及体积，提高水驱控制储量和动用储量，从而提高区块采收率。     

动态监测资料在桩西油区油田开发中的应用

桩西油区各油田已处于高含水、中高采出程度、剩余油分布十分复杂的开发阶段，必需充分利用各种动态监测资料与其它生产资料，不断加对地下油藏潜力和剩余油分布规律的研究和认识，提高各种注采调整方案和单井措施增油方案的准确性。结合实例，进一步证实开发试井资料和生产测井资料在油田开发生产中应用的重要性。     

孤南油田注采结构调整

孤南油田为复杂断块油藏 ,开发层系以馆陶组和东营组为主 ,非均质性严重。进入高含水期后 ,油水关系更加复杂。为了合理调整注采结构 ,首先研究了微构造和沉积微相特征及其与剩余油分布的关系 ,并在此基础上找到原注采井网存在的问题 ,然后采取针对性的调整措施 ,如 :优选射孔井段、调剖、油井改层等 ,使调整后的注采结构与微构造特征、沉积微相特征及剩余油分布相匹配 ,以此获得了较好的控水稳油效果 ,确保了孤南油田的稳产。     

提高非均质砂岩油田水驱采收率的新思路

在非均质、低渗透砂岩油田水驱开发的中后期,剩余油分布具有如下特点:①注采井网不合理在单砂体中造成有采无注,有注无采及注采失调,从而形成剩余油。②砂体单向受效,在翼侧形成剩余油。③砂体非均质严重,在高渗透地带造成水窜,在低渗透地区形成剩余油。基于剩余油分布的上述特点,分析目前开发剩余油所普遍采取的两种方法具有的不足,即井网加密受到储量丰度的局限及油田综合调整具有复杂、工作量大、难于管理、成本高,使上述剩余油在注水与采油分井进行的开发模式下很难得到充分开发,因此提出了开发剩余油、提高非均质低渗透砂岩油田水驱采收率的新思路——同井分层注、采开发模式,并以大庆葡萄花油田南部(葡南)为例进行了效果预测,结果表明:利用该模式可使葡南油田水驱采收率比标定值提高3.7%。     

孤东油田特高含水期注采结构优化研究与应用

孤东油田经过多年的高速开发、强注强采 ,地下矛盾十分突出。为探索特高含水期改善油田开发效果的途径 ,在深化油藏开发特点认识的基础上 ,应用精细油藏描述技术、数值模拟技术 ,以及开发测井和油藏工程方法 ,进行了剩余油分布规律研究、合理地层压力水平研究、扩大水驱波及体积途径分析、注采结构状况分析研究等。在降压强排试验的基础上 ,调整注采结构 ,使油田地层压力得到控制 ,注采结构得到了优化 ,控制了含水上升速度 ,油田开发趋势明显好转 ,强化了油田稳产基础 ,走出了稠油疏松砂岩油藏高含水后期开发的新路子     

非均质砂岩油藏剩余油分布及注采井网调整研究——以克拉玛依油田四1区克下组油藏为例

在充分认识到油藏开发目前存在的问题的基础上,采用动态法、油藏数值模拟2种方法综合研究剩余油的分布规律,明确了克拉玛依油田四1区克下组剩余油纵向上以主力油层为主、平面上沿断裂附近分布。应用剩余油研究结果,有效地指导了油田挖潜工作,采用全面重建井网的方式进行注采井网调整,投产实施新井平均单井产油4.1t/d,超过设计产能1.6t/d,反映生产效果好。这一结果表明在定量研究剩余油分布的基础上,进行注采井网调整能够有效地改善油藏开发效果。     

王集油田剩余油分布规律及挖潜策略研究

王集油田为复杂断块油藏,受断块构造格局制约,注采井网完善程度低,并且储层非均质性严重,开发过程中平面调整难度大,致使王集油田处于低水驱控制程度、低采出程度、低采液速度、低采油速度。为改善开发效果,进行了剩余油分布规律研究,并提出了相应的剩余油挖潜策略,取得了较好的开发效果。     

下二门油田中层系剩余油分布及注采井网综合调整研究

针对下二门油田中层系处于特高含水开发后期存在的诸多问题,如:平面、层间矛盾突出、动用程度差异大、剩余油分布零散复杂、井网密度大、综合含水高等,在剩余油分布研究后开展井网适应性研究、井网调整潜力研究、井网调整技术经济界限研究,依此制定了注采井网综合调整对策,进行了井网综合调整部署.     

油气藏数值模拟及其对开发的意义――以鄂尔多斯盆地油房庄油田定31井区长1油藏为例

通过对鄂尔多斯盆地油房庄油田定31井区长1油藏精细地质建模,对该区油田地质储量、采油量、含水率和压力等方面进行了数值模拟,在此基础上,对剩余油分布规律进行了研究,认为剩余油主要分布在构造高部位、沉积主河道注水未波及部位、生产井泄油半径之外和生产井未补孔层位。针对剩余油不同的分布形式,制定了新钻调整井和老井侧钻、注采井网完善、采油工程挖潜3种方法进行开发方案调整,对调整后的开发指标进行预测,结果表明油气藏数值模拟对开发方案的调整有指导意义。