庙125×1断块剩余油分布及影响因素数值模拟研究

针对目前L油田油藏动用程度高、采出程度低、综合含水高等问题,加强剩余油分布研究,分析油藏分布影响因素,做好油藏进一步挖潜工作,成为L油田二次开发的重要手段。文章在区域地质研究的基础上,通过建立三维地质模型对目标区的构造特征和储层物性进行了分析;结合油藏数值模拟对L油田庙125×1断块剩余油在纵、平面上的展布特征及影响因素进行了深化研究,总结出剩余油的分布特征及影响因素。综合研究表明,纵向上各小层顶部含水低,剩余油富集;平面上剩余油主要富集在渗透率相对较低的地带,井网不完善的部位以及局部构造高部位;剩余油分布主要受断层,井网分布及油藏非均质性控制。     

鄂尔多斯盆地化子坪北长6油层组成藏主控因素研究

长6油藏在鄂尔多斯盆地石油勘探中占重要地位,目前,长6油层的勘探已经进入勘探中后期,勘探难度越来越大,深入分析延长组长6油藏的成藏条件,搞清其成藏主控因素,对延长组长6油藏后期勘探具有重要意义。本文通过对鄂尔多斯盆地化子坪北地区长6油层组构造特征、沉积特征、储层特征及烃源岩特征等各成藏要素的细致分析,最终解剖该区长6油藏,寻找其成藏主控因素。通过研究分析认为,化子坪北区内烃源岩厚度差别不大,长6油层组沉积时期主要发育三角洲前缘亚相的水下分流河道微相和水下分流间湾微相,储层砂体以水下分流河道砂体为主,储集性能以分流河道中心的砂体储集性能最好;长6油藏主要分布在河道砂体较厚的地方。与此同时,构造对长6油藏也具有一定的控制作用,油气在长6油层组顶部构造高点或局部鼻隆部位富集。结果表明,沉积储层与构造是研究区长6油藏的主控因素,受其控制长6油层组主要发育岩性油藏及构造—岩性油藏。     

河流相沉积复杂断块油藏数值模拟研究

港西A区为复杂断块油藏,目前已进入高含水时期,通过建立该油藏的数值模拟地质模型,进行精细油藏数值模拟及剩余油分布研究,确定了剩余油分布的主要类型,提出剩余油挖潜的对策,有效指导了方案编制,取得了较好的增产效果。     

空气辅助蒸汽吞吐技术数值模拟研究

文章通过笔者应用数值模拟方法对稠油油藏在蒸汽吞吐后期空气辅助吞吐技术的增油机理及油藏适应条件进行深入研究。研究结果表明,含油饱和度、原油粘度及地层压力对开发效果的影响较大,总结出不同油品下主控因素界限标准。     

M油藏北边部高陡复杂区水平井地质设计优化

老君庙油田M油藏经过近60年的开发,剩余油高度分散,油水关系复杂,内部调整余地小。M油藏北边部虽然剩余油富集,但区域地层高陡,长期得不到有效开发。2017年老君庙采油厂技术人员在综合地质分析的基础上,借鉴近几年低产区水平井的成功经验,在北边部高陡复杂区优化部署了H287H井,实施后取得较好的效果,为区域剩余油富集区挖潜探索出了一条新途径。     

濮城西区沙二上1高渗油藏高含水开发后期剩余油挖潜方法探索

濮城油田西区沙二上油藏是一个气顶油环型油藏,在经历了近30年的强采强注式的开发后,油藏已进入高含水开发后期,加之地饱压差小及气顶的投入开发,使剩余油分布认识困难。挖潜难度极大,本文旨在阐述针对这种油藏,开发实践中不断探索并总结出的一套较为有效的挖潜方法。     

海上油田水平井分段开采技术

利用水平井开发的油藏类型已从单一的砂砾岩稠油油藏扩大到非稠油的边底水断块油藏、裂缝性油藏、整装高含水油藏、地层不整合油藏和低渗透油藏等,从老油田挖潜转向新区产能建设和老区调整,特别是在油田高含水后期挖掘剩余油中发挥着越来越重要的作用。水平井采油技术也由过去的全井段合采发展成为水平井段分段开采和分支井的不同井眼选择性开采技术。水平井分段优化技术可对水平井进行分段优化,并可对生产状况进行预测。     

官1断块剩余油潜力研究与挖潜技术

官1断块进入高含水开发期后，地下油、气、水分布十分复杂，剩余油的分布既零散又有相对富集部位，相应的剩余油挖潜难度逐年增大，因此，研究高含水期剩余油分布规律，对于提高区块的开发水平、及同类型油藏开发具有重要意义。     

侧钻技术在海外河油田挖潜中的应用

海外河油田已步入开发的中、后期，受储层的非均质性、井网的完善程度、微构造及沉积微相的控制，剩余油挖潜难度不断增大。海外河油田在精细油藏描述技术支持下，通过剩余油分布规律研究、优化井位、优化设计、优化管理、优化射孔等系统攻关，使侧钻技术在挖掘剩余油潜力、提高油藏储量动用程度、提高原油采收率等方面效果更加明显。     

定量计算剩余油饱和度中油藏工程方法的应用

计算油饱和度是油田企业的重要工作内容,明确剩余油的分布范围,可以为油田开发方案提供科学有效的资料依据。因此对剩余油饱和度进行准确定量十分必要,目前我国油田企业在剩余油饱和度计算中常用的是油藏工程方法,这种方法实现了剩余油的快速定量与评价,对油田中的数据模拟具有指导性作用。为了使油田企业深刻认识到油藏工程方法的效果,本文结合某油田实际案例对油藏工程方法在剩余油饱和度定量计算中的应用展开了探析。     

M区块裂缝型低渗透砂岩油藏开发调整研究

在剖析M区块油藏开采特征,评价开发效果的基础上,针对该区地质条件,借助CMG软件双孔双渗模型落实剩余油分布特征,依据平面上不同部位目前含油饱和度与剩余可采储量开展开发对策调整研究,制定了完善线性注水,直井与水平井组合开发的调整方案,为同类油藏开发中后期实施开发调整,实现稳油控水的目标供了有益借鉴。     

高21沙三下单元分层系开发提高采收率

高21块为特低渗透稀油构造岩性油藏,边底水能量弱,主要依靠弹性和注水驱动。注采不对应,井网未控制区域剩余油富集,储层展布及裂缝方位也对剩余油分布有一定影响。通过开展数学模型研究、储层渗流规律及剩余油分布规律研究,为油藏的下步调整提供了新的思路,对于提高该类油藏的采收率具有一定的借鉴意义。     

文中油田文15块分类储量挖潜研究

处于特高含水开发后期的中高渗油藏通过油藏工程的方法，对其分类储量进行定量研究，找出剩余油的分布规律，提出重返主力层、细分调整二三类层、对薄差层中的水淹层、油水同层和干层重新认识挖潜、强化复杂带高效调整和注采完善，在东块北部进行扩边。这四种挖潜方案，取得较好的开发效果。     

A油区长9_1油藏特征及储量评价

本文以电测曲线、钻井取心描述、各类分析测试以及试油、试采等生产资料为依据,通过对A油区长9_1油藏的构造特征、沉积相及砂体展布特征、储层特征、油藏特征、流体特征和储量情况的研究,揭示该油区长9_1油藏的油水分布特征、油藏类型以及地质储量情况。     

石西10井区清水河组油藏难采储量动用研究

通过构造特征研究、沉积相研究、油层分布特征研究、试采特征研究、油藏工程研究、油藏数值模拟等研究,落实构造特征、砂体展布特征,油层平面、剖面的分布特征,确定采用水平井的开发方式部署4口水平井,实现石西10井区难采储量的有效动用。     

LJ油田南区沙二段断裂系统特征研究

1980年LJ油田南区投入开发,经过二十多年的开发发现该油藏构造复杂,局部构造不落实,特别是断层分布错综复杂,低级序断层落实程度差.受该油藏复杂构造的影响,动态注采对应差、注水效果不理想的矛盾日渐突出,油田提早进入产量递减期.本文通过综合应用地质、地震、测井、开发动态等资料,在精细三维地震解释的基础上应用相干体技术、地震属性提取技术等多方位地判识不同序级断层的存在和发育特征,进一步落实了构造形态和地层接触关系,建立了精细静态模型,为寻找剩余油富集区,指导油田下步开发调整奠定了基础.     

锦2-6-9大凌河气顶油环饱和油藏天然气驱可行性评价

本文针对锦2-6-9区块大凌河气顶油环饱和油藏特征及开发现状,进行注天然气驱适应性评价,并对地层原油注气相态进行实验研究,然后结合区块地质模型开展数值模拟研究,进行生产历史拟合,弄清剩余油分布规律,在此基础上选择剩余油富集带井网进行注气方案设计,预测方案效果并进行注气方案优选.     

羊二庄油田河流相储集层研究与开发方案部署

河流相储层是陆相盆地最重要的油气储层类型和剩余油挖潜领域。针对河流相复杂沉积环境下储层厚度薄、岩性与物性高度非均质、有效储集空间分布分散、岩石物理关系复杂和岩性对比弱等特征,以叠前深度偏移三维地震资料为载体,基于多专业协同,对河流相储集层开展综合研究。在羊二庄油田区域地层对比和三维层位标定地质研究的基础上,建立了一套适合河流相储集层及其沉积模式的研究方法,通过对构造和储集层进行评价可以深化油藏认识、有效分析储集层纵横向分布特征。在此基础上进行开发方案的部署。     

卫城油田卫2块气顶油环油藏稳产对策研究

卫2块属上气、中油、下水的窄油环气顶油环油藏,针对采气速度快、注水强度大、油井气窜、油气水关系复杂等水淹严重,产量递减大的问题,开展储层精细对比、相控剩余油研究等,建立了气顶油环油藏特高含水开发期精细挖潜实现稳产的开发模式:通过事故井大修、侧钻、换井底等恢复完善局部注采井网,通过油、气、水井井别转换及井组层间精细调整实现剩余油的精细挖潜。通过强化转注、分层调配等实施"点弱面广"的注水,控制油气界面附近注水井的注水强度,保持合理的注采比,有效控制了油气界面,防止气窜、水窜的连续发生。     

塔河9区三叠系底水砂岩油藏水平井边部提液实践及认识

塔河9区底水砂岩油藏以水平井开发为主,受底水锥进和边水影响,边部油井水淹严重,通过数值模拟、产剖和剩余油测试资料以及物模试验认识了剩余油分布,分析了底水砂岩水平井边部提液可提高水平段动用和扩大波及体积的机理,并在现场进行了提液实践,取得明显效果,共计实施边部水平井提液7口,日增能力50吨。