提升马36井区水驱开发效果对策探讨

马36井区经过多年开发现已进入高含水开发阶段,受井况条件的制约,注采井网完善程度较低,对剩余油分布规律也认识不清,开发调整难度大。以非主力砂体新下24为研究对象,加强静态资料分析,开展注采井网调整措施,提高油藏采出程度;同时,对于主力砂体水驱效果差的区域,采用剩余油富集区分析与及时优化产液结构相结合,有效解决平面注采矛盾,提高水驱开发效果。     

海南花场油田花117X区块综合治理研究

福山油田花117X区块经历了多次调整后,井网密度适中、注采井距适中、水驱储量控制程度较高,但由于储层非均质性严重,整体表现为层系适应性差、水驱储量动用程度较低、水驱效果变差、地层能量保持状况差。为加强综合治理,花117X区块通过静态精细小层对比建立了单砂层油藏地质模型,为区块下步分析和调整提供了地质依据;在区块开发效果评价上采用了多种方法相结合来综合判断;单砂体剩余油定量描述技术是研究剩余油的关键,同时结合沉积微相研究,进一步了解了平面及纵向上剩余油的分布状况;结合Ⅱ油组和Ⅳ油组不同的剩余油分布状况,制定了有针对性的治理原则,提出了下步综合治理方案。     

萨南西部萨、葡非主力油层剩余油的分布

研究了萨南西部SⅠ ,SⅡ ,SⅢ ,PⅡ 4个非主力油层组 6 9个沉积单元微相及砂体的分布 ,优选一次加密井 ,分析了该区非主力油层的动用状况 ,剩余油的成因及分布 ;油田进入高含水阶段 ,剩余油分布主要受储层非均质的影响 ,表现在不同沉积微相引起了油层非均质 ,造成剩余油在平面上、纵向上的分布差异 ;注采系统不完善是剩余油形成的主要原因 ,此成果为油层挖潜、井网调整提供了地质依据 .     

高含水砂岩老油田剩余油综合分析及开发实践

哈萨克斯坦高含水砂岩老油田涉及中石油中亚MMG、PK和北布扎奇项目的相关油田。经过长期注水开发,油田均已进入高含水快速递减及低效开发阶段。为了提高高含水期砂岩老油田剩余油采收率,以北布扎奇油田为例,运用物质平衡、测井解释、动态分析、水流通道、数值模拟等综合分析方法,开展了剩余油分布特征系统攻关与实践。结果表明,纵向上受储层沉积韵律和非均质性影响,层内、层间剩余油差异富集,平面上受沉积环境和储层物性影响,水驱波及弱势方向剩余油局部富集。结合注水开发矛盾和剩余油富集特点,制定注采井网调整和注水方式优化综合调控对策,实现油田合同期内采收率与经济效益最大化。     

影响剩余油分布的地质因素探析

卞东油田E1f32储层属于中孔、低渗裂缝-孔隙型储层,目前已进入高含水开发阶段,搞清剩余油分布模式是当前的主要任务.影响剩余油分布的因素有很多,主要对地质影响因素进行研究,包括裂缝发育规律、隔夹层分布、断层与微构造发育情况和储层非均质性4个因素.研究表明,卞东油田剩余油分布在平面上主要与裂缝、断层及微构造分布情况有关,剩余油主要分布在裂缝系统不发育、井网没有控制的断鼻构造断层边缘区域或微型正构造分布的区域；纵向上与隔夹层的发育程度相关,剩余油主要分布在被隔夹层包围的砂体边缘或透镜状砂体中；同时,储层非均质性无论在平面还是纵向对卞1、卞13断块剩余油的分布也有不可忽视的影响.     

新沟油田新一区注采调整潜力分析

新沟油田由于高含水,储层物性差,平面及层间矛盾突出,水线方向性强,水驱效果逐年变差.优选新沟油田新一区作为试验井区,分析该区块在剩余油、渗流能力和井网调整方面存在的潜力,认为将井网设计为东部的行列井网与西部的面积井网的组合形式,可以有效提高采收率.优选新斜1211、新斜1171两个井组开展注采调整试验,使该油田自然递减...     

储层精细研究在特高含水老区综合调整中的应用

针对特高含水期老区油田水驱效果差,剩余油分布零散复杂,应用常规的措施及其调整方法提高采收率难度大的问题,以八面河油田面14区北块为例,从沉积微相研究入手,在储层精细研究的基础上,明确该区剩余油分布的主要地质因素及其分布规律,进而制定出适合面14区的改善水驱开发技术对策。通过相应的调整治理,采油速度、水驱控制程度、采收率明显提高,开发效果明显好转。     

B区块主力油层聚驱后变流线井网调整研究

B区块主力油层经过水驱和聚合物驱开发以后,仍有一定程度的剩余油未采出,需要进一步挖潜.通过数值模拟、密闭取心井资料及水淹层测井解释资料分析,对区块聚合物驱后剩余油分布状况及特征进行了研究,发现剩余油在平面上主要聚集在分流线附近,其含油饱和度高于主流线2.35％;纵向上主要分布在葡Ⅰ2和葡Ⅰ3单元.为此,开展了变流线提高...     

坪北油田井网综合调整潜力研究

坪北油田是典型的"三低"油藏,目前已进入高含水开发阶段,老区综合调整是今后高效开发的重要方向。基于对油田地质特征再认识和油藏开发特征分析,认为油田剩余油富集在物性较差储层的大中孔中,平面剩余油富集在油排井间、油水排排间及裂缝两侧,在储层叠合区开展纵向层系细分、平面井网重组的综合调整可进一步提高开发效果。     

苏丹Main Unity区块剩余油分布规律及挖潜策略

为了进一步提高研究区水驱采收率,应用Eclipse数值模拟软件,系统地研究了油藏中剩余油的空间分布.结果表明,在不同开发阶段油藏剩余油分布受不同因素的控制,在弹性开发阶段,油藏剩余油主要受储层物性的差异性所控制;在注水开发阶段,储层非均质分布以及井网方式对剩余油分布起到较大的控制作用,该区块目前的剩余油主要分布于渗透率较低的区域、注采井网不完善的油层或油层中的不完善区、注水井非主流线区域.通过井网局部加密、层系调整、注水保持压力可以有效地改善Main Unity油藏的开发效果,但对Main Ghazal这类具有良好物性,连通性好,而且面积不太大的断块油藏,边缘注水开发方式比含油区内部注水开发方式更为优越.提出Main Unity油藏下一步开发调整的优化方案,与现有井网相比可提高采收率4.73%.     

王场油田北断块剩余油研究

王场油田北断块经过多年注水开发,受储层物性差异,水驱状况的影响,不同区域剩余油分布规律不同,西北部剩余油主要集中在油层内顶底部位,东南部油层物性差异大,动用差,剩余油连片分布,通过有针对性的调整可提高其动用程度,提高采收率。     

面四区沙四段3砂组北部开发特征及潜力分析

八面河油田面四区沙四段3砂组属于中-低渗透油藏,由于平面上储层物性、厚度、原油性质差异大,导致各区域采出程度差值大,平面矛盾突出。通过对该砂组上不同砂岩有效厚度内油井的开发特征进行分析,圈定现阶段能实现有效经济开发区域,对其剩余油分布进行研究,提出下步挖潜对策。     

数值模拟研究在钟市油田潜三段的应用

钟市油田由于受到纵向含油层系多、储层非均质性强,油水井绝大部分为多层合采合注等因素的影响,对主力砂体剩余油分布情况认识不清。根据"钟市剩余油分布研究"资料,通过对潜三段重点砂体测井资料进行二次处理,对储层物性参数进行趋势模拟,建立储层三维模型。在对各种生产数据进行历史拟合的过程中,分析出钟市油田潜三段剩余油的主控因素,包括储层非均质性、断层遮挡、注采井网不完善和井网未控制等,并在此基础上对剩余油分布进行定量描述。分析认为,井网未控制形成的潜力区剩余储量最大,剩余油储量大的区域表现为强水淹和未水淹,剩余储量主要集中在丰度≤50×10~4t/km~2和50×10~4t/km~2丰度≤100×10~4t/km~2的两个区间。     

萨尔图油田中区西部PI油层组精细地质与剩余油分布

研究了萨尔图油田中区西部PI油层组的构造特征，沉积特征和储层特征，分析了该区水淹状况，指出本区存在8种类型剩余油，分别是注采不完善型，沉积微相控制器，微构造控制型，半连通体控制型，砂岩尖灭控制型，厚层分流河道砂顶部控制型，断层控制型和表外储层控制型。纵向上剩余油主要分布在PI1，PI4和PI7小层之中，平面上主要分布在天然堤砂体分布区，决口扇砂体分布区，表外储分布区以及分流河道砂体的半连通体上倾尖灭区部位。     

洪湖油田细分层注水调整研究

洪湖油田属于新沟嘴组低渗透断块油藏,受物性影响,层间差异较大,纵向上出力不均。基于该油田的开发特征,采用细分层注水调整的方法来提高非主力层出力程度,挖潜非主力层剩余油。具体调整思路是以砂体为单元,完善注采井网,增加受效方向,细分注水层位,精细分层开发;以"注水井"为中心,对周围采油井根据物性差异,对注水井进一步细分注水井段,提高非主力层动用程度;在不投注新井的情况下,通过注水井补孔后分注来改善水驱效果。     

基于储层构型的剩余油精细表征方法及挖潜策略——以渤海L油田东营组东二下亚段油层为例

渤海L油田从投入开发,经历了内部加密、变井网、转流线等多轮次调整,平面剩余油分布零散,纵向水淹规律异常复杂,剩余油挖潜难度大。综合应用岩心、测井、地震、生产动态等资料,对厚层油藏储层进行精细刻画,指导剩余油精细表征和挖潜。研究发现,该油田单砂体平面以对接式为主,纵向叠置以切叠式为主,南部垂向加积型朵叶体剩余油富集在断层附近、潜山围区、砂体沉积边部,可部署定向井挖潜,中部前积型朵叶体剩余油富集在厚砂体顶部及薄夹层下部,可部署水平井挖潜。     

坪北油田动态分析法剩余油描述

坪北油田已进入高含水开发期,挖潜剩余油是目前及今后有效开发的重要方向。结合坪北油田实际,开展储层裂缝特征和注水开发见效见水特征研究,并利用矿场生产资料和动态监测资料对剩余油的成因进行了分析。分析认为平面剩余油分布受开发井网、储层物性和裂缝控制,剖面剩余油受射孔井段和纵向渗透性控制,建议在低渗透油藏部署井网排距时要充分考虑储层的渗透性,在注采井排建立有效驱替压力梯度,采取细分层的开发方式规避层间矛盾,提升开发效果。     

BQ57区Ⅲ1、3层剩余油潜力与分布规律研究

目前,目标油田BQ57区由于边水活跃造成油层采出程度低,因此需要对BQ57区剩余油分布进行研究,以期在热采过程中获得较好的效果。通过研究BQ57区Ⅲ1、3层纵向及平面上的剩余油分布规律,得到剩余油总量为43.22×104 t。纵向上：Ⅲ11层地质储量为17.76×104 t,剩余地质储量为14.72×104 t,采出程度为17.19%;Ⅲ12层地质储量最小,为5.79×104 t,剩余油较少,为4.86×104 t,采出程度为16.09%;Ⅲ31层剩余油最多,为15.4×104 t,采出程度为11.20%;Ⅲ32层剩余油为8.26×104 t,采出程度为6.17%。平面上：水下分流河道的剩余地质储量比例为52.87%,由于其分布面积最大,因此其剩余油所占比例最高,储量丰度值也最高;前缘席状砂微相所占剩余油比例为44.98%,其丰度值较高。由于后期井网调整需要结合单井产能,因此井网调整的部位应优先考虑水下分流河道和前缘席状砂。     

渤海大厚层油藏剩余油分布规律及挖潜实践

针对X油田纵向及平面水淹不均、剩余油分布规律复杂等问题,从层内、层间及平面等角度进行研究。研究认为,层内水淹受韵律性及重力共同作用,层间水淹受层间夹层影响,平面水淹规律受沉积相带控制。纵向上剩余油分布于各小层顶部,平面上主河道侧向、断层附近、潜山井区等剩余油富集。采取油井转注实现井网重塑、增加新井完善注采井网等针对性挖潜策略,在实践中取得了显著效果。     

塔河油田河道砂油气藏储层预测方法研究

针对塔河油田河道砂油气藏薄储层展布识别困难的问题,以阳探2井区为例,通过RGB分频混色和地层切片技术的综合运用,落实了井区河道砂薄储层平面展布范围和纵向叠加关系,刻画出井区河道砂储层发育4期次砂体共计6条河道。同时,利用实钻井油气成果验证了河道砂体平面刻画和纵向关系的准确性,取得了较好的储层预测效果,为井区高效开发和井网优化提供了依据。