注水开发后期下二门油田储层特征

二门油田经过近20年的注水开发,目前已进入高含水后期开采,由于该油田储层矿物及胶结物组分成熟度低,不稳定矿物和易溶解胶结物含量高,因此注入水的长期冲刷对储层物性及其它渗流特征参数影响较大,主要表现在：开发后期储层类型增多;孔隙和喉道的分布及组合配置关系更加多样化;大孔（喉）道与小孔（喉）道出现的频率和变化幅度在微观上表现出极大的差异性;相对渗透率参数变化范围加大且曲线类型更加复杂;油层润湿性、驱油效率及剩余油分布特征也发生相应的变化,使得储层非均质性更为严重,开采难度加大,常规“控水稳油””措施受阻。成果采用对比井分析、室内岩心物模实验、测井解释、动态分析、电子探针、敏感性评价等技术对注水开发后期储层特征进行详细探讨,其研究思路、方法和技术可在中国东部砂砾岩油藏储层评价中推广使用。     

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。     

胜坨油田特高含水后期矢量开发调整模式及应用

胜坨油田已整体进入特高含水后期,动态非均质性对开发的影响日趋严重,剩余油分布特征复杂多样,传统的层系井网调整已很难取得好的效果。以剩余油研究为基础,提出侧缘微相富集型、砂体边缘富集型、非主流线富集型、非主力层富集型、厚层顶部富集型和夹层控制富集型6种剩余油分布模式,平面上以侧缘微相富集型为主,纵向上多层油藏以非主力层富集型为主、厚层油藏以厚层顶部富集型为主。在矢量开发理念的基础上,结合胜坨油田开发实践,针对侧缘微相富集型分布模式的剩余油,建立了平面相控矢量开发调整模式;针对多层油藏非主力层富集型分布模式的剩余油,建立了层系重组矢量开发调整模式;针对厚层顶部富集型分布模式的剩余油,建立了厚层协同矢量开发调整模式。矿场应用效果证实,在胜坨油田特高含水后期利用矢量开发调整模式进行开发,能够提高采收率4%以上。     

海上稠油油田剩余油分布规律及水平井挖潜研究——以渤海XX油田为例

油田注水开发中后期,由于储层自身非均质性而导致水淹状况复杂,油层的水淹特征直接控制剩余油的分布,尤其是在海上稠油油田合注合采的情况下,油层水淹程度的不同而导致开发效果变差的现象越来越明显。因此,认识水驱条件下剩余油分布模式以及进行有效的调整挖潜策略研究是提高油田开发效果的必要手段。从储层非均质性研究入手,结合取心井、加密调整井、生产测试等资料总结了多层合采下不同类型砂岩的水淹规律,在此基础上描述了合采条件下层间、层内及平面剩余油的分布特征。针对剩余油的分布模式,提出了利用水平井进行调整挖潜的策略以解决开发矛盾。结果表明,利用水平井优选潜力层位进行开发,可有效控制生产含水,提高油田采收率,改善开发效果,并为海上类似油田的调整挖潜提供指导作用。     

双河油田Ⅷ Ⅸ油组开发后期剩余油成因研究

双河油田ⅧⅨ油组日前处于高含水开发后期,地下油水分布十分复杂,未含水部位与含水部位犬牙交错,含水部分水洗程度也高低悬殊,剩余油在空间上呈高度分散状态。利用现代油藏工程综合分析方法,开展了ⅦⅨ油组剩余油综合研究,揭露了储层非均质性对油水运动规律的影响、油水运动模式、剩余油在储集空间中的分布、剩余潜力分布模式、剩余油形成的主要因素以及剩余油成因类型。     

文东油田剩余油分布规律研究

剩余油分布的描述和预测是老油田调整挖潜的主要课题。本文应用开发地质学方法对文东沙三中油藏宏观剩余油分布规律进行研究,即在油藏精细描述基础上,利用油藏注水开发过程中的各种数据和测试资料、新钻调整井资料,分析影响剩余油分布的各种因素,归纳剩余油分布类型,指出调整潜力和挖潜措施。     

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。     

老井侧钻技术在改善油田开发效果中的应用

列举国内外一些典型油田的侧钻实例阐述了侧钻技术对老油田减缓产量递减，增加驱油波及系数，提高原油采收率所起的重要作用，并分析和总结了侧钻适合的油藏条件、侧钻时机、侧钻经济效益等，以期为受油价低迷所困惑的石油工业注入一些活力。     

开发后期井间剩余油分布预测

本文根据常规测井资料，综合分形几何学和地质统计学的相关理论，提出了应用正演井间分形克里格(Forwark Interwell Fractal Kriging)方法形成虚拟井，即虚拟井预测法。应用该方法研究了胡状集油田胡十二断块高含水期胡检1井区开发后期的剩余油分布状况，研究结果与试油成果符合率较高，说明该方法具有一定的预测性和实用性。     

安丰油田开发后期挖潜技术

安丰油田 1987年投产以来 ,由于高含水及套损影响 ,油田长期处于低产、低效、高成本、半停产状态。 2 0 0 1年年产油量仅 0 .87× 10 4t,油、水井利用率仅 38.1%。近年来 ,通过深化地质认识及油藏工程研究 ,以老井开窗侧钻技术为导向 ,进一步落实了构造及储量 ,挖掘井间及构造高部位剩余油 ,同时应用水平井技术进一步提高了油藏最终采收率 ,新增原油生产能力 2× 10 4t。     

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。     

新立油田高含水开发期应用侧钻井挖潜试验研究

对新立油田扶杨油层高含水期剩余油分布规律和特点进行研究,将剩余油分为注采不完善型、储层型、构造型3大类12种形式。结合新立油田套管变形井的井况特点,确定了以开窗侧钻为主的工艺技术,应用于3种剩余油类型,部署了挖掘构造型剩余油、储层型剩余油和换井底恢复储量型的侧钻井,共试验了6口井,平均日产液为9.2 t/d,日产油为4.5 t/d,日产油是老井产量的3.5倍,取得了较好的效果,为挖潜套变井剩余油潜力提供了广阔空间。     

中高渗注水开发油田后期提高采收率技术研究

渗透率较好的注水油田到开发中后期，注采平面矛盾日趋突出，含水严重，但油藏采出程度却很低。通过室内实验研究结果表明：对中高渗高注水开发油田在开发后期进行弱凝胶调剖，可以改善吸水剖面并提高采收率，但提高采收率幅度有限。在调剖后，注入表面活性剂体系、聚表二元体系，均能在弱凝胶调剖的基础上再提高采收率达十个百分点。两体系相比之下，表面活性剂体系，能更明显地提高非均质性突出的注水油田的采收率。     

濮城油田开发中后期剩余油分布的定量描述方法

针对濮城油田开发中后期的地质及油藏特征，应用Earthvision油藏描述软件及VIP数值模拟软件，提出了剩余油饱和度分布、剩余油地质储量、剩余油潜力区厚度、潜力区储量丰度图等剩余油分布的定量描述方法，为该区今后的勘探挖潜提供了理论依据。     

低渗透油田老井综合挖潜的应用

鄂尔多斯盆地低渗油藏石油资源潜力巨大,随着开发程度的提高,低渗透油藏稳产难度越来越大.在开发特征上主要表现为:注入水方向性明显、采油指数降低、储层不同程度的堵塞,通过油藏模拟和检查井取心观察表明;剩余油分布主要集中在河道砂主体两侧、注水水线两侧、井网不完善区域.在系统分析低渗透油藏中后期开发特征以及剩余油分布规律的基础上,根据对长庆油区低渗透油藏开发状况的认识,提出了相应的老井挖潜对策:缝内转向压裂技术、油井堵水技术、酸性压裂液技术,并在现场应用中取得了良好的增产效果.这些老井综合挖潜技术的应用对挖掘油藏潜力,提高长庆低渗透油藏整体开发效果具有重要作用.     

双河油田开发后期层系转换实践与探索

双河油田处于特高含水开发期,水驱采收率突破45％,大面积强水淹,纵向近三分之二的厚度强水淹。通过对开发后期潜力分布特点分析和低效并成因分析,确定了提高开发效益的层系转换对象,即累积采出油量高,目的层系剩余油少的老采油井;二次加密井开采的小面积剩余油富集区的井点;油水边界水侵严重的井点等。并制定出相应的层系转换原则,根据这些原则进行具体层系转换,取得了增油降水效果。     

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     

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。     

非均质厚油层特高含水期剩余油分布研究

针对双河油田非均质厚油层特高含水期的主要开发特征,从揭示厚油层层内结构、剩余油成因类型及分布规律入手,通过厚层层内三维定量化精细描述,精细数值模拟和全方位评价,认识非均质厚油层特高含水期剩余油富集部位、类型及形式的控制因素。     

濮城油田南区Es_2~下1～5油藏储层非均质性及剩余油研究

濮城油田南区 Es下2 1～ 5油藏属于浅湖背景下的三角洲沉积体系 ,水下分流河道沉积构成了该区的骨架砂体 ,单个砂体垂向上主要表现为多期正韵律叠加型。储层以细粉砂岩为主 ,层内非均质性较弱 ,层间非均质性较强 ,平面非均质性介于两者之间 ,渗透率变异系数 0 .5～ 0 .7。剩余油主要分布在断层附近、储层物性变差和注采井网不完善地区。进行剩余油挖潜取得明显效果 ,水驱控制程度提高 6% ,水驱动用程度提高 8% ,采收率提高 1 .64%