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。     

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。     

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。     

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.     

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。     

新肇油田古636区块不同阶段流体运动主控因素浅析

根据新肇油田古636块不同开发阶段见水特征,寻求在不同开发阶段影响流体运动的主要控制因素,认为在新肇油田古636区块开发历程中,构造、井网、砂体分布依次为影响流体运动的主要控制因素,建议新肇油田下步调整在剩余油分布研究的基础上,以单砂体为中心,以井组动态注采关系为主线,研究影响流体运动主控因素的详细权重,灵活制定综合调整政策。     

港西一区一断块提高采收率技术对策研究

港西一区一断块构造位于黄骅凹陷中部,北大港二级潜山构造带西段,是港西古凸起基底上发育起来的上第三系油气藏。油层非均质程度比较高,孔隙度平均为31%,渗透率平均为750.5×10-3u m2,平面上岩性变化较大,呈透镜体状分布,非均质性较强。目前已经进入高含水后期开发阶段,区块的综合含水高达90%以上,主力砂体水淹严重。针对这一问题,2014年对港西开发区一区一断块进行剩余油分布及开发技术对策研究,开展有利砂体潜力分析及调整,确定潜力目标区,结合井网重组调整,达到提高采收率的目的。     

中渗油藏开发后期合理产液量分析研究

针对中原油田中渗油藏整体来上进入高采出、高含水阶段，地质及开采非均质性造成了剩余油“普遍分布，局部富集”，高含水下的不合理产液量导致了油田开发趋势不断变差的问题。本文通过室内试验和矿场试验分析得出了中渗油藏特高含水期，通过有效放大生产压差可以有效的改善开发效果，提高油藏的采收率。     

复杂断块油田重构地下认识体系研究

港中油田是典型的复杂断块油田,经过40多年的开发,已进入高含水开发阶段.研究对地震资料再处理,建立构造和储层模型,针对港中油田低阻油藏和水淹特征,进行测井二次解释,滩坝砂体开展内部构型研究,建立三维地质模型,深化了老油田重构地下认识体系研究路线,为重建井网结构提供了有力依据.     

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。     

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。     

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。     

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。     

特低渗透油藏剩余油分布影响因素研究

从地质因素和开发因素等方面研究了特低渗透油藏剩余油分布的主要因素,并提出了相应的技术对策。结果表明:影响特低渗透油藏剩余油分布的地质因素主要有孔喉半径小、储层非均质性、裂缝、敏感性等,开发因素主要有工作制度、注采井网及注入水质等;提出了五点法井网调整完善注采关系、混相驱等降低界面压力、注水方式调整提高井间动用程度、改善水质降低污染等技术对策。     

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.     

边水油藏水平井水淹影响因素分析

河南油田以边水油藏为主,部署的部分水平井投产后含水上升较快,在建立典型地质模型的基础上,运用油藏数值模拟方法,研究了边水油藏水平井水淹的影响因素,包括地质因素和开发因素,并运用灰色关联分析法,对各影响因素进行敏感性分析,识别了各因素对边水油藏水平井水淹的影响程度,得出其排序为:与边水距离平面非均质性剩余油分布产液速度油水黏度比射孔段长度水平井轨迹垂向非均质性。     

试论剩余油饱和度测井技术发展趋势

目前我国多数油田都已进入开发后期,绝大部分老油田都已经处于高含水期。“认识剩余油,开采剩余油”是高含水期油田开发与调整的研究内容,要比处于低、中含水期的油田难度大。因为我国注水油田的开发与调整经历了许多年,地下油、气、水分布的情况又十分复杂,所以确定剩余油的分布现状及其饱和度的规律是研究的重点也是难点,但这又是一项亟待解决的、十分有意义的问题。本文概括了目前国内外研究剩余油饱和度测井技术的几种常用的方法,为工作人员提供了理论帮助,并对剩余油饱和度测井技术的发展趋势进行了探讨。     

氮气泡沫调剖试验效果分析

氮气泡沫调剖见效快慢和效果好坏与试验井组的构造位置、储层连通性、油藏的剩余油分布、注入井段位置、单井采出程度等有关.位于构造高部位、单井采出程度低、储层连通性好、低注高采的方式效果明显.黄沙坨氮气泡沫调剖试验取得了初步的效果,对高含水的裂缝型火山岩油藏而言,实施注氮气工艺是提高采收率的有效手段,为下一步其他井组开展氮气泡沫调剖提供了科学的依据.     

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。     

马寨稳产开发与剩余油挖潜研究

进入开发中后期以后,随着油田井网不断损坏,水驱动用储量损失严重。水井分注率也随之下降到39%,层间矛盾进一步突出,分层动用差异大,含水上升加快,导致自然递减、综合递减进一步加大,产量难以稳产。文中在构造及相控储层研究的基础上,对其进行精细分类研究,为井网损坏老油田剩余油挖潜探索出一条途径。