胡状集油田剩余油分布研究及挖潜方向

胡状集油田储层沉积体系多 ,沉积环境复杂 ,砂体类型多 ,注水开发后采收率低。通过对油田中三大主力区块进行小层动用状况调查 ,掌握了各类油层的剩余油分布特征 ,并针对每种分布类型提出了挖潜措施。     

聚驱后剩余油分布及挖潜技术研究

油田经过聚驱开发后，油层动用程度得到了较大的改善，但聚驱后仍存在一部分剩余油。为了寻求后续水驱阶段剩余油切实可行的有效挖潜方法，利用室内实验和数值模拟结果，明确不同类型剩余油分布，对不同类型剩余油采取行之有效的挖潜措施，应用与之配套的工艺技术，形成一套注聚后葡一组剩余油挖潜配套技术。这些配套技术应用于现场实际中，取得了较好效果。这样使葡一组聚驱后剩余油成为可动用的开发潜力，探索出了一条聚驱后进一步提高采收率的新路子。     

注水开发油田剩余油分布及挖潜技术研究

针对注水开发油田剩余油的挖潜问题,首先对注水开发油田剩余油分布及挖潜技术研究现状进行分析,对剩余油的分布特征进行探讨,对剩余油的挖潜技术进行深入研究,为推动我国注水开发油田的进一步发展奠定基础。研究表明：对于注水开发油田而言,其剩余油的分布主要呈现出窄条带状以及孤岛状的基本特征,因此,在进行开发的过程中需要采取相应的措施,在进行剩余油挖潜的过程中,需要从重复压裂技术、压裂配套技术角度出发,分别采取多项有效措施,进而使得剩余油挖潜效果可以得到一定的改善。     

水平井技术剩余油挖潜效果浅析

经过十多年的开发，八面河田目前整体含水已高达90%以上，进入高含水开发阶段。由于地下水油水关系更加复杂化，剩余油分布散，开采难度逐年加大。通过数模研究发现，在离边水及注水井点较远的断层附近、注入水及边水指状推进的水线之间以及构造顶部油井之间是剩余油分布相对富集区。八面河油田在2000年下半年引进水平井钻井技术开展老区剩余油挖潜，先后在面一区西部Es3中21，面十四区西部Es3上51，角5-23块Es3上31，莱5-4块Es3上41 2部署4口水平井。目前八面河油田老区投产的水平井已取得了较好的生产效果和经济效益。针对油田老区的特点分析了影响水平井产能及含水的主要因素，研究了设计过程中控制含水的举措，并阐明了生产过程中选择合理提液时机的重要性。     

双河油田北块聚合物驱后剩余油分布及进一步挖潜

河南油田目前共有10个聚合物驱开发单元,其中已有6个开发单元转后续水驱阶段,转后续水驱后,单元递减率都在30%左右,相当一般水驱递减的2倍。因此加强剩余油分布的研究,找准潜力所在,以便制定相应调整挖潜对策,减缓递减率,控制含水上升速度,发挥后续水驱阶段聚合物的增油作用。通过利用物理模拟试验、数值模拟、油藏工程方法等多种方法,对双河油田北块Ⅱ4-5油组的研究,发现聚合物驱后剩余油分布规律,并提出了进一步挖潜剩余油的技术对策。     

濮城沙二段油藏高含水期剩余油分布及挖潜研究

濮城Es2段油藏为复杂断块油藏,进入高含水开发期后,油藏产量递减大,含水上升快,注采系统适应性差,应用测井资料,油层平面非均质性分析,沉积相分析,数值模拟及测井－沉积微相法,对该油藏剩余油分布规律及开采方法展开研究,剩余油挖潜措施实施后,增油效果十分明显,该研究对高含水期同类油藏的开发具有一定的借鉴作用。     

剩余油饱和度及其分布研究方法综述

我国地质情况复杂，原油粘度高，水驱油过程不均匀，到了勘探开发后期，尤其是在那些探程度较高的老油田，经过一次或二次开采之后，仍然有一半或一半以上的原油滞留在岩石孔隙中，称为剩余油。这部分原油在高含水情况下，必须通过三次采油的方法才能采出。由于大量注水的影响，地层是更为复杂，尤其是剩余油以什么状态、什么方式、具体分布在什么地方，剩余油饱和度高的地区在哪里等，这些定是描述乘余油分布的问题更棘手。这些总理     

双河油田高含水期厚层剩余油分布及挖潜

双河油田厚油层发育,在目前特高食水期开发阶段厚油层内剩余油分布主要受井冈完善程度、地层纵向渗透性、砂你沉积特征、微构造及区域地层压力因素控制。剩余油在井网不完善井区、纵向中低渗透层、注采状况较差的分流河道沉积问及沉积末端、微构造高部位及局部注水压力平衡区相对富集。在完善井冈的基础上根据地层地质特征加强注来结构调整及注水合理调配,是汉河油田油层挖潜的有效途径．     

濮城Es_2~下油藏剩余油描述及挖潜研究

介绍了混合液电阻率法、延尺人工神经网络法及吸水剖面精细解释等剩余油监测技术。结合实例讨论了室内多水驱油试验、动态监测资料分析、油藏精细数值模拟等剩余油分布研究方法 ,在此基础上制定剩余油挖潜措施 ,可增加可采储量 ,达到稳油降水的目的     

剩余油分布和运动特点及挖潜措施间的最佳协同

井网与砂体大小之间的适应规律^[1],已经研究过;随后,以提高水驱采收率和改善经济效益为目标,提出了优化生产过程的最优控制法^[2].研究剩余油分布类型,是^[1,2]的应用和发展,研究井网未控制剩余油量的识别方法;研究井网已控制见水油层内剩余油的运动和滞留条件;在此基础上提出了挖掘生产潜力,常规措施,最佳协同运用方法.此外,还涉及了特殊类型油层挖潜的方向及有关的渗流力学概念.     

"双高期"油藏剩余油分布规律及挖潜对策

利用物理模拟驱油机理实验、岩心观察油层水洗状况、微观驱油实验、示踪迹监测、碳氧比、中子寿命测试以及数值模拟结果,建立断块各小层砂体水淹模式图及剩余油饱和度等值图,从定性认识到定量分析,详细研究了该断块的水淹特征及剩余油分布规律,并探索出针对“双高期”老油田不同剩余油潜力区分布特点进行挖潜对策的综合调整模式,为同类油田开发调整提供借鉴。     

缝洞型油藏剩余油分布预测及挖潜技术对策

塔河油田缝洞型油藏非均质性强,油井开发递减较快,油藏采收率较低.在缝洞型油藏地质特征和开发特征分析的基础上,提出在缝洞单元内部划分单井流动单元的概念,同时结合油藏开发方式,在地质认识上对剩余油富集区进行预测.物性相对较差能量相对较弱局部充填封隔部位,水淹部位侧翼和局部构造高位置,注水开发后油藏中低效替油部位,水驱死角区域以及各个单井流动单元之间连通程度较差部位是剩余油富集区.这些剩余油的开采,对于供液能力和能量下降油井,注水采油和可控性大型压裂仍是有效手段;针对水淹井或者初期注水失效井,实施排水采油或者水力扩容技术;注入N₂或CO₂是进行三次采油的经济且有效手段;部署侧钻和加密井可精确挖潜剩余油.     

曙光油田互层状超稠油吞吐后期剩余油研究及挖潜技术

曙光油田曙一区互层状超稠油采用蒸汽吞吐开发,经过近20年开发,取得显著开发效果,但受目前油藏认识水平和采油工艺水平限制,油藏采出程度仅为22%,大量剩余油未得到有效利用。结合互层状超稠油油藏特点和开发实际,利用目前常用的测井、测试及动态生产资料等剩余油研究方法,对互层状超稠油平面和纵向剩余油分布规律进行研究,并提出通过增加开井数、调整注采方式、优化增能措施等手段挖掘平面剩余油,通过调层补孔、加深注汽管柱、实施选配注措施等手段挖掘纵向剩余油。2017年这些措施应用后,超稠油综合递减控制在4%以内,取得较好开发效果。     

双河油田江河区高含水期剩余油分布特征及挖潜对策

根据双河油田江河老区的构造特征及开发现状,系统分析了高含水期剩余油分布特征,并对该区的增储潜力做了系统分析,提出了多种挖潜对策。利用这些技术,在双河油田连续多年不断获得新的发现,并取得了明显效果。     

单家寺油田单10块稠油油藏剩余油挖潜措施

利用油藏数值模拟、剩余油饱和度监测、钻密闭取心井、常规油藏工程分析等手段，寻找单家寺油田单10块稠油热采油藏剩余油饱和度的相对富集区。通过新钻井、老井侧钻、深度调剖、注氮气等技术进行剩余油挖潜，油藏开发效果得到明显改善。综合递减率下降10．0％，采收率提高2．94％，油汽比上升0．11。对单10块剩余油研究拓展了多轮次吞吐稠油油藏的挖潜方向，对同类油藏改善开发效果和提高采收率具有参考价值。     

井-地电位成像技术在剩余油分布研究中的应用

文章介绍了井-地电位成像技术的方法原理,重点分析了井-地电位成像测量技术在XX油田9-102井区的应用效果。该项技术用反演成像方法对实测数据进行处理,获得工区内目的层电阻率和剩余油饱和度分布,与油藏数值模拟及动态资料进行分析对比,剩余油平面和层间分布与数模结果相符,并且优势注水方向与动态资料吻合较好,显示了井-地电位测量技术在剩余油分布评价研究中的良好应用前景。     

喇嘛甸油田特高含水期厚油层内剩余油描述及挖潜技术

在厚油层沉积单元精细解剖基础上,结合喇嘛甸油田的开发实际,通过纵向细分沉积单元、结构单元,平面上细分沉积微相,精细描述出了单砂体空间形态和不同砂体之间的边界关系。并采用多种监测方法综合分析、判断,结合油水井动静态资料和注采关系,进一步明确了厚油层内剩余油分布状况,并针对各类剩余油提出并实施了水力割缝射孔、注水井层内细分注水、采油井层内细分堵水为主的厚油层内挖潜措施,产油量增加效果明显,改善了厚油层动用状况,提高了厚油层驱油效率。     

复杂断块油藏不同开采阶段井网调整与挖潜措施

文中油田是中原油区中部的一个典型复杂断块油田。针对其特点,在不同的开采阶段采取了不同的井网调整和挖潜措施。阐述了开发初期基础井网部署与实施,开发中期细分层与加密调整,开发后期井网重组与局部调整及现阶段三次采油试验的具体做法,成功地提高了采收率,且实施效果显著。     

碳酸盐岩缝洞型油藏剩余油分布模式及挖潜对策

针对塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏缝洞结构复杂导致开发中后期剩余油分布认识不清的问题,从油藏实际出发,在油藏精细描述、测试及生产动态资料分析的基础之上,提出了碳酸盐岩缝洞型油藏7大类13亚类剩余油分布模式。井点剩余油有3大类8亚类,即阁楼型、致密段遮挡型及底水上升封挡型;井间剩余油有4大类5亚类,即低幅残丘型、支流河道型、分隔缝洞型及高导流通道附近孔缝型。结合生产实践,针对不同剩余油分布模式提出了剩余油挖潜对策:对井距较大的井间未井控缝洞中各类剩余油,通过部署新井或利用老井侧钻进行挖潜;对于井距较小的各类剩余油则利用常规措施有针对性地进行挖潜;大型酸压、水力扩容和排水采油、注气替油分别是分隔缝洞型及阁楼型剩余油独具特色的有效挖潜措施。在塔河油田开发生产过程中针对各类剩余油分布模式的挖潜工作取得了较好增产效果,为同类油藏的剩余油挖潜提供了思路和方法借鉴。