剩余油研究分析综述

随着石油工业形势日趋严峻,一些老油田进入高含水后期开发后,先后出现有油采不出的情况,各个油田的可采储量出现了明显的下降趋势,剩余油分布可想而知也是越来越错综复杂,这一特点给油田稳产和调整带来了前所未有的难度。本文在石油前辈的研究基础上重新对剩余油分布技术进行了概述,为剩余油分布有效的预测打下坚实的基础。     

奈曼油田中高含水期剩余油分布与水淹状况分析

奈曼油田为整装注水开发油田,随着开发的深入,2018年奈曼油田年均综合含水已达到61.6%,年含水上升率达到8.3%,已进入中高含水期,进入中高含水期后奈曼油田主要面临局部水淹、水窜严重,油藏油水关系复杂,局部剩余油分布规律认识不清,部分电性解释偏低的未动用层产能不落实等问题,文章通过中高含水期剩余油分布规律与水淹状况分析,奈曼油田的下步调整提供可靠依据。     

东部老区高含水油藏挖潜对策研究

高含水老油田在中国的储量和产量中占据着重要的位置,改善这些老油田的开发效果是目前面临的主要问题,高含水老油田的改善开发效果的工作是亟需的和十分重要。胡庆油田近几年通过剩余油精细研究、储层构型研究、有效注水方式研究等,取得了一定成果,实现了高含水期开发效果的改善。     

基于高含水期油藏剩余油挖潜探索

本文分析了油田在高含水期采油中产生的问题以及剩余油分布类型,并从储层精细研究以及高含水期挖潜的具体措施两方面分析了如何在高含水期进行油藏剩余油挖潜工作,从而为各个油田的石油开采工作提供参考,以提高油田的采收率。     

关于旋转滴法界面张力测定标准的讨论

我国目前90％以上的油田实施注水开发,平均注水采收率仅为35％左右。目前各主力油田都已进入中、高含水期,如何降低剩余油饱和度,提高采出程度,已成为当务之急。国家已把提高采收率的工作列为重点攻关项目之一。要提高原油采收率,油水界面张力是重点研究课题之一。目前低界面张力测定的方法主要有:悬滴法、停滴法和旋转滴法等。由于测试方法不同,必然影响测定结果,     

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。     

大老爷府油田稳定单井产能技术对策研究

大老爷府油田1994年投入开发,目前已经进入高含水开发后期,综合含水已达到96％.经过长期注水开发,储层内部油水分布复杂,水油比逐年升高,注水利用率低,无效水循环问题日趋严重,油田单井自然递减逐年加大.从目前状况看,微观上沉积韵律引起的层内矛盾、宏观上纵向及平面矛盾,依靠现有分层注水调整技术以及常规水驱调整技术已不能从根本上解决注采矛盾.该论文主要以油藏监测、动态分析为手段,研究大老爷府油田剩余油分布规律,通过引进先进的工艺技术,开展以调剖、堵水相结合的综合治理措施,由以往单一的油层拓展到全井多层,综合调整注采结构,挖掘剩余油潜力.     

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。     

改善高含水期油田注水开发的措施

伴随着国民经济的飞速发展,国内越发依赖石油资源,在中国境内有着十分富足的石油资源。不过,根据当前实际调研来看,国家现今开发的大部分油田都处于高含水期开发阶段,想要对现状进行改变,就要针对高含水期油田注水开发的具体效果进行优化,才能够让石油产量保持稳定。文章主要研究注水油田高含水后期开发暴露出来的一些问题,对现有的技术方案进行升级,进而为高含水期油田注水开发带来更加行之有效的解决方案。     

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。     

流动单元划分的方法

高含水期的精细油藏描述涉及如何进一步细分流体流动单元,是油田提高采收率、合理调整开发方案的重要步骤。本文从储层参数入手,分别论述了油层细分对比法和储层参数分类法的原理和优点。油层细分对比法主要目的在于弄清油田开发中后期剩余油分布状态。储层参数分类法则是为了解决油田开发过程中储层的类型和储层类型和油气藏关系。这些分类方法在不同油田中拥有着不同的优势,需要按照实际情况使用。     

喇嘛甸油田特高含水期水驱开发效果评价

大庆油田喇嘛甸区块为较为典型的非均质程度较高的砂岩油田,在经过多年的注水开发之后,储层中油水的分布状态较为复杂,剩余油在储层当中的分布情况十分分散,近年来实施了大量挖潜工作,取得了一定的成效,但是总体而言采用措施的效果呈逐年下降的状态,针对这一问题,需要对油田特高含水期水驱油开发的效果进行分析。在本文中,选择了产量自然递减率、总含水上升率、存水率、地层压力和水驱控制程度等指标对开发效果进行评价,总结油田水驱开发过程中经验教训,为油田高含水期挖潜提供指导。     

探析常规注水开发稠油油藏剩余油分布规律

稠油油藏进行常规注水开发后,地下流体分布日趋复杂,开采难度也随之增大,因此,准确掌握剩余油分布规律对油田的开发调整和提高最终采收率具有重要意义。本文主要对常规注水开发稠油油藏剩余油研究方法、分布规律及影响因素进行了详细研究,以期为同类油田开发调整提供指导意义。     

浅谈过程监督在油田调驱施工中的作用

文中油田经过30多年的长期开发和多次注采调整,已进入高含水后期开发阶段,主力油层水淹严重,剩余油分布高度复杂零散,油井上普遍表现为高含水、特高含水,部分油水井间形成窜流或水流通道,导致注入水低效循环,水驱效果变差。为提高注入水波及效率,改善水驱效果,从2000年开始,先后在文10块、文25块等实施了"交联聚合物、预交联颗粒凝胶、多功能复合凝胶"等多种调驱工艺,使调     

低渗透油藏高含水期稳产模式研究与实践—以王23-27区块为例

王23-27区块属于典型的低渗透油藏,开发难度大,含水上升快,目前已进入高含水期。针对影响油田开发生产的不利因素,充分利用新理论、新技术、新方法,在高含水期实施了大修扶躺、压裂引效、封堵换层、卡漏注水等措施,现场实践取得了较好的效果,对油田增产、稳产发挥了较大作用。实现了低渗透油藏高含水期的增储稳产,有效控制了含水上升率,增加了可采储量,改善了油田开发效果。对其它同类低渗油藏高含水期开发具有一定的借鉴作用。     

创新开发技术 保障持续发展

步入高含水后期开发,随着开采程度的进一步加深,油田挖潜的难度越来越大,萨中油田的可持续发展,必须依靠科技进步,以最大限度地提高采收率、增加油田可采储量、控制生产成本为中心,开展科技攻关,不断挖掘剩余油,以弥补可采储量资源不足的矛盾。为顺利实现企业发展目标,将重点开展九个方面的技术攻关。深化精细地质研究挖掘剩余油潜力为搞清聚合物驱后剩余油分布规律,进一步提高一类油层聚驱后采收率,将加强厚层内夹层判别方法研究,开展厚油层内部建筑结构研究,建立单一河道砂体内部结构单元界面识别和隔夹层划分方法,建立厚油层内部非均质地…     

探究套管井剩余油饱和度测井的新技术

随着经济与科技的进步，我国的石油勘探开发技术也在不断的进步有很多新技术应用到测井工作中，推动着石油开采业的发展。石油开采测井技术有很多，其中套观测井技术的发展最为迅速，它能够比较准确确定油层含有饱和度以及产油产水的情况，便于寻找剩余油量；另外还能对油田的动态进行有效的监控，便于油田管理工作的进行。本文主要探讨套管井剩余油饱和度测井的新技术。     

文明寨油田沙一下二上剩余油研究及应用

针对高含水长期封堵的沙一下二上层系,通过储层及相控剩余油精细研究,搞清剩余油分布规律,通过回采、大修、补孔等措施,恢复注采井网,取得了较好效果,对于其它同类油藏高含水期挖潜提供了思路。     

关于老区块提高采收率和开发效果的研究

在油田开采工作中,提高采收率是其最终目的。目前老区块高含水油田开采工作已经进入到深度开采阶段,在对高含水油田开发的过程中,需要从其具体的分布入手,提高高含水油田的采收率。本文从老区块的实际情况出发,具体阐述了各种靠注水技术来提高采收率的方法,并且对高含水油田实际采油工作中的开发效果进行了分析。     

胡尖山油田侏罗系油藏剩余油分布规律初认识

胡151延9油藏目前处于高含水期,采出程度低,剩余地质储量大,油水运动规律复杂,剩余油认识不清。为认识剩余油分布,应用油藏数值模拟技术,以动态资料及动态分析为依据,紧密结合油藏工程,找出剩余油主控因素,总结剩余油富集特征,为后期油藏调整挖潜奠定基础,同时为同类型油藏剩余油研究提供技术思路。结合数值模拟技术和油藏工程方法,清晰认识胡151剩余油分布特征,确定剩余油富集区,降低油藏挖潜风险;胡151油藏剩余油主控因素为井网、边底水、构造形态等。指出胡151油藏剩余油主要富集区为压力平衡区域、构造高点及正向微构造部位、水下分流河道分岔部位、底水锥进区域、地层物性改变区域,为后期挖潜指明方向。