特高含水期剩余油分类评价方法

特高含水期剩余油分布日趋复杂,挖潜难度越来越大,明确剩余油开发潜力是特高含水期油藏提高采收率的基础。综合考虑特高含水期剩余油空间分布、富集程度、耗水特征及经济可动性,从剩余油可动用资源、区域可开发潜力等方面,提出了剩余油可动用系数以及剩余油可采潜力因子2个综合评价指标,构建了特高含水期剩余油分类评价综合指标集;在此基础上,利用Xie-Beni指数改进了模糊C均值聚类(FCM)算法,对特高含水期油藏剩余油进行无监督聚类评价,形成了特高含水期剩余油分类评价新方法。以孤岛油田西区北为例,开展了特高含水期剩余油分类评价以及挖潜调整研究。结果表明：该方法可精准确定剩余油潜力优势部位,针对孤岛油田西区北Ng3-4单元的各类剩余油潜力评价结果,分别提出了相应的挖潜措施,指导了单元层系井网互换转流线调整工作,措施调整后单元提高采收率2.1%,可采储量增加29×10⁴t。     

梁家楼油田特高含水期提高采收率技术研究与实践

针对梁家楼油田特高含水期产量递减严重、稳产难度大的矛盾，充分运用动、静态资料进行精细油藏地质研究，认识油水运动规律及油藏水淹特征。根据剩余油分布状况，区块整体调整、零星完善、油井堵水、不稳定注水、水平井等一系列技术措施相结合，进行剩余油挖潜，提高油藏采收率，形成了一整套特高含水期挖潜技术系列。     

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。     

特高含水期油藏剩余油分布新认识——以孤岛油田中一区Ng 上3砂组为例

特高含水期是陆相油藏开发的重要阶段,而剩余油研究是特高含水期油藏提高采收率的基础。根据孤岛油田中一区特高含水期的3口密闭取心井和17口新钻井资料,从平面、层间和层内对剩余油的分布特征和富集规律进行分析。结果表明,特高含水期剩余可动油在研究区普遍分布、局部富集,矿场生产动态实践也验证了该认识的正确性。根据研究区夹层分布规律及储层韵律性建立了全遮挡型、半遮挡型和韵律型3大类剩余油局部富集模式,其中,半遮挡型剩余油局部富集模式可进一步分为油井遮挡型、水井遮挡型和井间遮挡型3小类,韵律型剩余油局部富集模式可进一步分为正韵律型和均匀型2小类。新认识突破了特高含水期剩余油高度分散、局部集中的传统认识,对河流相老油田的剩余油挖潜具有重要意义。     

水驱油藏特高含水期微观剩余油渗流特征研究

水驱油藏进入特高含水期后仍具有一定挖潜潜力,微观剩余油流动特征及运移规律的研究对于特高含水期水驱油藏提高采收率具有重要意义。文中通过微观玻璃刻蚀模型实验和计算机图像识别处理技术对微观剩余油流动形态进行分类,分析微观剩余油流动形态及变化规律。研究结果表明:特高含水期,考虑油-水-孔喉接触关系,可将剩余油流动形态分为簇状流、多孔流、柱状流、膜状流和滴状流5类,其中簇状流分布比例最多,是引起相渗曲线下弯的主要因素,并且随着含水饱和度的上升,簇状流逐渐转化为多孔流、柱状流、膜状流和滴状流;同时从微观上解释了特高含水期油水微观流动规律及相渗曲线非线性的原因,为特高含水期油藏提高剩余油动用程度和采收率提供指导。     

特高含水期油田“四点五类”剩余油分类方法

特高含水期油田的油水分布状况复杂,需要明确其剩余油的定义、属性分类方法和水驱开发潜力评价方法。在油藏水驱极限驱油效率研究和渗流力学分析的基础上,选取油水渗流特征点对应的4个含油饱和度为剩余油分类界限点,建立了特高含水期油田"四点五类"剩余油属性分类方法。将特高含水期油田剩余油划分为富集油、相对富集油、可动用油、难动用油和残余油5类,分析了这5类剩余油的具体属性、开发调整对策及措施方向。根据提出的油田水驱开发潜力评价方法,将特高含水期油田水驱开发潜力划分为水驱极限潜力、可动用潜力和难动用潜力3类,并对中国石化10个中高渗透油田的剩余油属性分类和水驱开发潜力进行了分析,结果表明,特高含水后期普遍分布的剩余油以难动用油为主,局部富集的剩余油以相对富集油为主,注水开发极限潜力巨大,但近4/5为难动用潜力油藏。特高含水期油田"四点五类"剩余油分类方法明确了剩余油的分布特征,为制定不同类型剩余油开发调整措施提供了理论依据。      

喇萨杏油田特高含水期剩余油分布及描述技术

针对非均质多层砂岩油田特高含水期各类油层剩余油分布复杂、剩余油识别和描述难度大等问题,通过对喇萨杏油田2000年以后完钻密闭取心检查井逐井逐层解剖,基于各类油层水淹状况与砂体类型、注采关系、注采距离、注水状况等影响因素关系的分析,建立神经网络和多层次模糊综合评判确定单层剩余油分布的方法,单层剩余油识别精度达到80%以上,具有操作方便快捷的特点,克服了以往凭经验定性分析剩余油的缺陷,为剩余油分布研究提供了新的方法和手段;通过特高含水期剩余油控制因素及形成条件的分析,提出渗流屏障型和渗流差异型是特高含水期2种主要剩余油控制模式,并针对不同类型剩余油指出相应的挖潜对策和措施.     

多层系油藏剩余油分布的精细数值模拟技术

针对东辛油田营8块沙河街组地质构造复杂，开发历史长，合采合注井多，作业措施频繁，已进入特高含水期待特点与难点，采取了优选主力目标层，精细储量复算，优选模型区，优化网格，三维角点地质建模，分层系岩石流体物性控制，精细动态生产数据控制和精细历史拟合等数值模拟研究技术措施，分析了老区断块油藏特高含水期平面、纵向水淹状况和剩余油分布规律，确定了影响剩余油分布的主要因素，提出了剩余油挖潜的可行措施。     

特高含水期油田开发潜力分析——以双河油田437块为例

双河油田437块经过近23年的开发，目前含水已高达96％。从高含水期油藏的渗流特点出发，充分利用试井技术能求取地层径向渗流参数的特点，结合油藏工程学有关原理，从含油饱和度研究入手，对剩余油饱和度分布特征进行了深入研究，搞清了437块剩余油饱和度的分布情况，获得了对于特高含水期油田剩余油分布的规律性的认识，对老油田调整挖潜和三次采油具有重要的指导意义。     

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。     

高含水油田微观水驱油机理实验研究

采用高含水油田储层岩样分析的孔隙结构特征,制作相对均质和条带非均质仿真微观模型,设计不同的注采系统,进行水驱油实验研究。实验表明模型的孔隙结构的分布特征和注采系统是影响油水运动规律的主要因素。高含水期水驱油微观驱油机理是:两端被水淹的孔道中的连续油在喉道处被卡断形成油滴被流动的注入水携带驱出;改变压力场的压力分布,使在水淹区内某些孔隙或孔隙群中的驱替压力差足以使其中的不动剩余油变成可动油被驱替采出。     

神经网络技术识别厚油层层内剩余油方法

以检查井资料为基础,利用统计分析的方法建立储层物性(孔隙度和渗透率)及岩性(泥质含量)的测井解释模型,并按厚油层内部存储性和渗流性质的差异,建立起三级流动单元的识别和划分标准。在此基础上,利用神经网络技术对密闭取心检查井资料进行学习训练,建立起原始含油饱和度、目前含油饱和度和残余油饱和度的测井解释模型,从而实现对厚油层层内剩余油的综合定量解释,为高含水期厚油层层内剩余油挖潜提供物质基础。     

马岭油田剩余油分布规律及综合挖潜

二连油田稠油油藏埋藏浅、储层物性较差、储层非均质性严重，单层厚度小（平均２．２ｍ），采用小井距注蒸汽吞吐开采，在经济上和技术上存在很大的风险性。以吉３２热采试验区的开发实践为基础，分析了其注蒸汽吞吐开采特点，研究了影响吞吐效果的因素，提出适合薄油层稠油热采的厚度筛选标准及注汽参数，并对其开采效果进行了技术经济评价。结果表明：虽然试验区油层物性条件较差，但只要针对油藏特点、采取有效措施，高寒地区的稠油热采不但技术上可以取得成功，经济上也是可行的。根据试验区注汽井间干扰严重的特点，利用干扰剔除法对井间干扰效果进行了客观、真实的评价。吉３２试验区热采开发的成功，不但为高效、科学开发二连油田的稠油资源打下了基础，其开发经验对国内同类型稠油油藏的开发同样具有指导意义。图４（郭海莉摘     

明十四块整体调驱工艺技术

随着油田开发的不断深入,储层的孔隙结构和物性参数均发生了较大的变化．往往在注采井之间形成大孔道或高渗透条带。注入水沿大孔道或高渗条带窜流严重,水驱油效率变低。特别是油田进入特高含水开发期以来,随着采出程度的增加和油藏水淹程度加剧,平面上剩余油分布更加零散,针对明十四块层间、层内矛盾突出,吸水剖面极不均匀,注入水沿高渗透层无效循环,区块主力层系进入高含水期的问题,采用DJ凝胶调驱、SP水膨体堵剂、酸性单液法调驱等调剖调驱技术对明十四块进行整体调驱,解决了该区块措施挖潜的余地小、难度大、产量递减快等突出矛盾．达到了提高油藏水驱控制和动用程度、减缓油藏递减、改善区块整体开发效果的目的。     

基于模糊综合评判的剩余油分布定量描述

针对高含水后期非均质严重的油藏剩余油分布难以确定的问题,综合分析了影响剩余油分布的因素。在数 值模拟基础上,基于模糊综合评判理论,建立了模糊评判模型,提出了用于定量预测剩余油的新方法。结合胜坨油 田二区沙二段74单元的地质和开发资料,该方法在该区剩余油定量描述中得以成功应用,得到了各韵律层剩余油 分布的概率图。该方法具有推广至相似性质油藏的价值。     

任丘潜山油藏剩余油分布及潜力分析

由于任丘潜山油藏目前已进入中后期开发阶段 ,单井产量低 ,含水率高 ,老井措施增油难度大。为了控水、增油和稳产 ,通过对油藏动态和静态资料的综合研究 ,结合测井资料剩余油解释和三维地震对潜山形态的精细描述 ,分析了潜山剩余油分布的控制因素 ,比较准确的预测出了受潜山几何形态控制的五种剩余油分布类型 ,为调整挖潜提供了可靠的地质依据 ,在此基础上完钻的 40口调整井的钻井成功率达到 92 .5 %。在保持任丘潜山油藏稳产中 ,地质、测井和地震的综合研究发挥着举足轻重的作用。     

特低渗透油田裂缝发育区剩余油分布及调整技术

安塞油田为特低渗透油田,局部裂缝较发育,注水开发后部分油井含水上升快,而周围存在较大范围的低产低效井,降低了注水波及系数,影响油田开发效果。通过研究裂缝发育区水驱油特征并认识其剩余油分布规律,提出挖潜裂缝发育区（ 块） 剩余油的调整技术。现场应用结果表明,该技术能有效地改善油田开发效果。研究过程中,应用微观砂岩模型观察双重孔隙介质模型的水驱油方式,结合裂缝发育区典型井组动态反映、沿裂缝注水试验及检查井的结果,确定安塞油田裂缝发育区水驱油方式主要为裂缝部分基质孔隙驱油,其结果是剩余油大量分布在裂缝侧向,并且主要受油层物性、裂缝发育程度及井网部署方式的控制。提出与裂缝垂直距离约１２０ｍ 加密调整是安塞油田裂缝发育区目前有效的调整方向。图１ 表２ 参１（ 熊维亮摘）     

用核磁共振技术研究剩余油微观分布

克拉玛依油田六中区下克拉玛依组砾岩油藏已投入开发50多年,现处于中高含水期,采收率低。通过核磁共振技术分析储层目前含油饱和度,建立孔隙半径与横向弛豫时间的转换关系,定量分析剩余油在微观孔隙中的分布规律,进而确定相应提高采收率措施。实验结果表明:目前剩余油主要分布于中小孔隙之中,其中可动用油藏储量占目前剩余油储量38%。实验结果对制订油藏剩余油挖潜措施具有一定借鉴意义。     

陆相水驱油藏断层分割与剩余油富集研究

中国东部老区的陆相水驱油藏目前已全面进入高含水、高采出程度开发阶段，因此，认识剩余油分布，成为老油田开发调整及提高采收率的重要内容。文章重点论述了断层分割控油模式及对剩余油富集的控制机理，依据断层发育部位和力学机制不同建立了4种断层分割控油方式；利用物理和数值模拟方法研究断层分割控油机理，建立断层分割控油的定量预测模型。研究表明，高含水复杂非均质油藏的剩余油分布主要受断层、储层非均质性及注采方式等控制。     

靖安油田ZJ2区微生物驱油技术研究及应用效果评价

靖安油田ZJ2区目前已进入高含水开发阶段,油藏开发表现"低采出、高含水、递减大"的特征,油藏平面、剖面矛盾加剧,油藏水驱状况日益复杂,水驱油效率降低,剩余油分布状况日趋复杂,挖潜难度增大,油藏控水稳油形势日益严峻,调驱或三次采油技术储备严重不足。为此,根据低渗透油藏储层特征和流体特征,在广泛调研和室内实验评价的基础上,借鉴东部油田提高采收率的技术思路,开展微生物驱油技术试验,通过矿场实践有效提高了驱油效率和最终采收率,丰富了低渗透油藏提高采收率稳产技术体系,为同类油藏的开发具有重要的战略借鉴意义。