分阶段流动单元模型的建立及剩余油预测——以别古庄油田京11断块为例

针对别古庄油田京11断块已经进入高含水期、产量递减较快、储集层非均质性严重的开发现状，以取心井岩心分析资料为基础，优选了与储集层岩性、物性及渗流特征相关的宏观、微观参数，应用聚类分析和判别分析相结合的方法，将储集层划分为4类流动单元。在此基础上，根据各开发时期油田的含水特征，分3个开发阶段（开发初期、中期、后期），选用截断高斯模拟方法，建立了不同含水期流动单元的三维模型，研究了注水开发过程中流动单元的变化，并结合开发后期剩余油饱和度的计算对剩余油分布进行了预测。研究表明：在不同开发阶段，剩余油分布与储集层流动单元类型关系密切，在开发后期，工区3、4类流动单元储集层是剩余油分布的相对富集区域。图8表1参15     

利用MODRES建立温五区块储层流动单元模型

储层流动单元的研究对于更好地了解地下油水运动规律及油田注水开发过程中剩余油的分布个有重要意义。本文以温五区块为例,提出结合岩石相、孔隙度和渗透率来划分小层流动单元的思路,并在岩石相控制的孔隙度、渗透率模型基础之上建立了小层级的流动单元模型。与注水动态资料的对比表明,所建流动单元模型能够反映流体运动特点。     

胡7南断块沙三中8注水前后流动单元模型

胡状集油田已进入以高含水、高采出程度为基本特点的中后期开发阶段,进一步开发的难度加大,因此建立精细的注水开发前后储层流动单元模型有利于掌握储层性质的动态变化,为确定开发方案提供依据。本次研究从取芯井入手,通过参数优选,建立流动单元的判别解释标准,应用聚类和判别分析方法,将流动单元分为3类,并建立流动单元的判别解释模型,对非取芯井进行流动单元判别解释。在此基础上,利用随机模拟的方法进行井间流动单元的预测,建立流动单元的三维预测模型。     

宝浪油田流动单元最优开采组合方式的确定

宝浪油田宝北区块储层属于典型的低孔低渗而且伴有强烈的非均质性,前期投入注水开发时没有充分发挥储层的产油能力,产量递减速度加快。流动单元是评价储层质量及开发效果的强有力手段。鉴于宝浪油田流动单元方面的研究已有一定的基础,油田开发调整一方面需要在新井布置上尽量符合流动单元的空间分布,另一方面需要努力探索不同流动单元最优组合开采的可能性。本文在本区流动单元研究的基础上,利用数值模拟方法对不同的流动单元组合开采方式进行简化模拟,通过分析注入孔隙体积倍数、含水率、单位孔隙体积采油速度、采出程度之间的关系,确定本区流动单元最优开采组合方式为流动单元B与流动单元C组合开采,流动单元D单独开采。这一结果将对油田经济高效开发具有重要的现实意义。     

海外河常规稠油油田高效开发实践与认识

介绍了海外河常规稠油油田的开发历程及开发现状，总结出了该油田高效开发过程中的一些行之有效的做法，主要包括：逐层上返、加密调整注采井网、开展边部注水和局部注水、分层注水、划小单元细分层系、全面注水等，同时对这些方法和措施的的开发效果做出了相应的分析与评价，其高效开发经验对类似油田有借鉴作用。     

丘陵油田西山窑组流动单元划分与注水效果分析

针对丘陵油田西山窑组储集层低孔特低渗的油藏特征,结合注水开发动态,选取反映储集层物性、沉积特征及流体性质的主要参数,对流动单元进行了划分,共划分出E、G、M、P 4种类型。研究表明,流动单元的平面展布在一定程度上受沉积微相控制,不同类型的流动单元其渗流能力和储集能力差异较大,在生产动态特征方面表现为吸水、产液及含水特征存在明显差异。因此,注水开发阶段以流动单元为基础进行动态分析和潜力研究,有助于获得较理想的开发效果。     

提高油井产能的综合性研究方法

应用精确的三维地质油藏模型对集层进行了综合研究：首先开发了三维地震记录体系，对其数据进行分析得出流动单元的相关性和地震一进地质统计的相互关系，针对油田裂缝性孔隙的特点采用双孔隙流动模拟器进行流动模拟建立流动单元模拟。通过这一方法建立了垂向分辨井数据的准确模型，模型的准确性最终由与油井拟合结果的质量确定，这一最新模拟结果反映了预测的油田产量趋势。     

桩西油田桩45-1块周期注水实践与认识

桩西油田桩45—1块储层非均质性严重，长期强注强采，油层高渗透带形成大孔道，造成注水开发效果差、产量递减大。通过数值模拟研究，对周期注水的不同注水方式、周期、注水量波动幅度等参数进行优化，在该块进行周期注水实践，提高了注水波及体积，抑制了单元含水的上升，提高了单元采收率，取得了较好的注水开发效果。     

储层动态流动单元研究——以别古庄油田京11断块为例

流动单元是油气储集最小宏观地质单元，它综合反映了储层的岩性、物性及微观孔喉特征。在分析流动单元定义的基础上，针对高含水期油田开发，提出动态流动单元的概念和定量划分方法。以别古庄油田京11断块为例，从取心井入手，通过优选参数，将储层流动单元划分为4种类型，建立了各类流动单元的数学判别函数，对非取心井进行了流动单元划分，并应用序贯指示模拟建立了不同含水期动态的流动单元模型。研究表明，不同含水期储层流动单元类型受储层物性和流体性质的变化所控制，其分布是动态变化的，动态流动单元能够描述不同开发阶段油水运动规律相似的储集带的动态变化，不同开发阶段的剩余油分布与储层动态流动单元关系密切。实践证实了动态流动单元对剩余油预测的准确性，表明应用动态流动单元方法预测高含水期油田剩余油分布和提高采收率更具有实际意义。     

利用超前注水技术开发低渗透油田

为了提高低渗及特低渗透油田的开发成果，提高探明储量动用程度，根据低渗透油田的地质特点并借鉴国内外油田的开发经验，通过渗流力学和油藏工程研究，提出了利用超前注水技术开发低渗透油田的方法，即采用先注后采的注水开发方式，合理补充地层能量，提高地层压力，使油井能够长期保持旺盛的生产能力。从水井注水时机、采油井投产时机、注水井最大流动压力、采油井合理流压、超前注水适应条件、超前注水实施要求6个方面对超前注水技术措施进行了阐述。该方法在油田实际生产中取得了明显效果，对低渗及特低渗透油田开发实现效益最大化具有重要意义。     

稀油作动力液射流泵技术在旅大稠油油田的应用

旅大27-2油田是一个多含油层系,各油组原油黏度差异大。东营组为稀油,地面原油黏度4.8~6.0 mPa.s,适合采用电潜泵开采;而明化镇组稠油油藏地面原油黏度1 052.0~5 369.2 mPa.s,地面原油密度0.968~0.989 g/cm3,常规的电潜泵难以正常开采,若采用常规热采方式开采,将会花费巨大的成本。因此尝试以同一油田的下部东营组稀油作为射流泵的动力液,对上部明化镇两口稠油井选择射流泵试验开采。经对该油田两口稠油井A14h、A15h现场应用,油井产量达到ODP配产,生产稳定。这为该类型油田的后续开发积累了经验。     

长庆油田地质工程一体化智能决策系统开发与应用

面对当前勘探开发对象日趋复杂和低油价的压力,针对长庆油田页岩油、致密气赋存特点探索形成了"水平井、多层系、立体式、大井丛、工厂化"开发新模式,实现了地质工程一体化规模、高效及低成本开发页岩油气资源.为了更好地适应一体化综合研究、生产组织和决策指挥等业务需求,对数字化条件下油田企业级地质工程一体化决策系统的构建与应用进行...     

低渗透油藏的数值模拟——以大芦湖油田樊124区块为例

低渗透油藏的数值模拟比常规油藏更具复杂性:一是储层非均质现象严重,难以建立可靠真实的地质模型;二是大部分油井的自然产能较低,一般经压裂改造才能投产,压裂后的油藏参数尤其是渗透率会有很大的改变;三是由于泥浆漏失或水基泥浆的滤液侵入地层,导致地层污染严重,由此会引起表皮效应。低渗透油藏的这些特征对成功的油藏数模是个挑战。本文以樊124区块为例,阐述了如何利用地震、地质、测井解释成果,结合油藏的开发动态,建立低渗透油藏的油藏模型。     

胜坨油田二区沙二段3砂层组分阶段油藏数值模拟

用常规油藏数值模拟方法进行高含水期油藏剩余油分布模拟时．没有考埏油藏长期开发过程中储集层岩石和流雄参数的变化．采用不变的地质模型和流体模型．导致模拟结果失真。分阶段数值模拟方法考虑了开发过程中岩石和流体参数的变化。采用分阶段地质模型和流体模型．使模拟结果更符合开发实际情况。选用Eclipse数值模拟软件中的黑油模型，应用分阶段数值模拟方法以及PEBI网格划分技术对胜坨油田二区沙二段3砂层组油藏进行高含水期精细数值模拟研究，分析剩余油分布的规律。取得了较好的效果。图3表1参12     

辽河坳陷西部凹陷低熟油成藏机理

综合利用地质、地球物理、油气藏地球化学和盆地模拟技术，以盆地演化和流体输导格架为成藏背景，以烃源岩演化和分布规律为基础，以能量场演化及其控制的化学动力学、流体动力学和运动学过程为核心，探讨了辽河坳陷西部凹陷低熟油的成藏机制与分布规律。该区低熟油藏以近源分布为主，低熟烃源岩受特定的构造演化样式、沉积环境及沉积母质的多重控制。超压不甚发育，但凹陷沉降-沉积演化史与温压场演化史、低熟烃源岩生烃排烃史和低熟油充注史存在良好的匹配关系。有效烃源岩分布、能量场演化、流体输导格架及其控制的流体流动样式作为油气成藏的主控因素，共同决定了西部凹陷低熟油藏源控、常压、近距离聚集的成藏模式。     

低前置液加砂压裂在吉7井区的应用

吉7井区梧桐沟组稠油区块采用反七点法150m小井距布井开发,南部地区大批井转抽投产初期不出或低液,严重影响了下一步的滚动开发。本文在储层地质研究的基础上,提出适应吉7井区的压裂思路——低前置液加砂压裂,该工艺具有造短宽缝、高导流能力、小规模等特点,契合区块“小井距、稠油、中孔中渗”的特质特征。通过现场压裂测试,软件模拟等方法,进行了低前置液加砂可行性论证。通过数模与压裂相结合的方式,对油藏整体压裂技术进行研究,并进行了裂缝半长等参数的优化,确定与井网相匹配的压裂参数。实施压裂后井均日产油4.6 t且大多自喷生产,为吉7井区的新区开发奠定了基础。     

胜利极浅海油田高速高效开发技术

渤海湾南部的埕岛油田位于山东省东营市河口区,南界距现今海岸3km,西北距海上的埕北油田约35km,与济阳坳陷陆上的桩西油田,埕东油田和五号桩油田相邻。     

长期停产井低产井挖潜措施研究与分析

东辛油田的长期停产井和低产井较多。如何使老油田持续稳产？重要措施之一就是要对长期停产井和低产井进行挖潜。重新认识和分析这些油井的静动态资料，找出停产、低产的原因，采用已有的和新的采油工艺、技术，结合开发地质的研究与分析，就能充分挖掘长期停产井和低产井的潜力。东辛油田的实例证明，由此可获得显著的经济效益。     

油田开发地质学与油藏研究

本文阐述了石油地质学是地质学中一门独立的科学,其中油田开发地质学也在近三十年来形成了一门专门的应用科学.文中对油田开发地质学的范畴及其主要内容——油藏研究,作了简明扼要的论述.     

超深断溶体油藏油井见水特征及生产制度优化——以塔里木盆地顺北油田Z井为例

为优化超深断溶体油藏油井见水后的生产制度,以塔里木盆地顺北油田Z井为例,利用油藏工程与数值模拟方法,结合动态和静态资料,分析油藏地质特征和油井见水特征,对比见水前后油井产能差异,计算水侵速度和动用储量,并利用数值模拟方法研究水窜特征,优化见水后油井的生产制度。结果表明,Z井流入动态曲线之所以呈上翘型,是因为降低井底流压或增大井底生产压差后流体存在高速流动,且超深断溶体油藏中有新的缝洞体开启,增加了新的流动通道,导致油井采油能力大幅度增加;油井一旦见水,日产油量急剧下降,油井产能损失大;Z井动用储量约为338×10⁴ t,底水侵入时间为2020年1月,水侵速度约为0.61×10⁴ m³/月,到2020年11月3日,Z井水锥位置距离初始油水界面约395 m,距离井底约131 m;推荐Z井合理生产制度为7 mm油嘴。矿场应用后日产油量由96 t增加至170 t,含水率控制在2.00%以内,达到较好效果。