层状边水油藏水平井开发后期剩余油分布规律研究

对于能量充足的层状边水薄层油藏,利用水平井开发总体效果理想,但开发后期随着含水率的不断上升,油水关系复杂,剩余油分布分散。以水平井开发的塔中16油田为例,利用流动单元方法建立地质模型,结合生产动态分析,通过数值模拟方法总结了塔中16油田剩余油分布特征。以剩余油分布规律为基础,从垂向和平面2个方面分析了剩余油控制因素：剩余油垂向上受物性、隔夹层和韵律3个因素影响;平面上受微构造、井网完善程度、井间压力分布、断层、水平段不均匀见水等5个因素影响。利用分析结果,可以较为可靠的发现剩余油富集区,为油田剩余油潜挖提供了有利依据,对高含水期油藏进一步提高采收率具有指导意义。     

基于沉积微相小层剩余油储量计算方法

随着高含水期油田可采储量日益减少,剩余油储量精细计算的重要性日益突出。由于开发区井网密度大,地质、测井资料齐全的优势,结合沉积微相研究成果,可利用三角网格面积法计算任意面积,再根据含油饱和度、孔隙度等参数,通过容积法来计算剩余油储量。上述方法解决了定量确定每口井控制的每个小层、不同沉积相剩余油分布等难题,在剩余油储量计算过程中具有快捷、灵活、实用等特点。通过确定每口单井不同沉积相小层的剩余油储量,可以准确确定整个区域的剩余油分布。研究区Y区块应用该方法,在剩余油富集区设计并完钻加密井11口,平均单井有效厚度3.6m,投产初期日产液34.1t,日产油11.8t,综合含水率65.5%。该方法计算的剩余油储量结果符合地质认识,与动态开发结果基本一致。     

文明寨油田沉积特征与剩余油分布

文明寨油田位于东濮凹陷中央隆起带北端,是一个受断块控制的复杂油气藏。储层砂体主要为古近系沙河街组,剩余油丰富。对该区块的研究主要集中在剩余油的开发,对沉积相与剩余油分布关系的研究较少。以岩心、测井及录井资料为依据,对文明寨油田的沉积相进行了研究,研究区主要发育水下分流河道、水下分流间湾、河道漫溢、席状砂、河口坝及前三角洲泥等微相类型。运用监测资料分析了沉积微相与剩余油分布的关系,并对不同微相砂体剩余油的开发提出了针对性的建议。     

塔河油田强底水油藏夹层对剩余油分布的影响

综合岩心、电性及相关地质统计分析资料,对塔河油田三叠系下油组强底水油藏夹层的成因类型、分布特征及夹层对剩余油的控制作用进行了研究。划分识别了泥质、钙质和物性三类夹层。夹层成因和分布特征主要受沉积、成岩作用控制,夹层平面分布形式呈连片分布、孤立透镜状分布及不规则冲刷充填沉积。夹层的性质、发育规模及发育位置决定了剩余油的富集程度,并就夹层控制剩余油的挖潜方式进行了探讨。     

大斜度井挖潜断层边部剩余油实践

应用井震结合技术对大庆长垣油田储层构造进行了深入研究,对断层的分布认识更加细致。断层附近局部区域剩余油仍相对富集,是进一步挖潜的重点。对断层边部剩余油潜力进行了评估,明确了影响断层边部剩余油富集程度的影响因素;利用数值模拟技术研究分析了断层边部储层动用情况,断层上下盘对采出程度没有影响,剩余油潜力主要分布在非主力油层中,断距大的断层附近剩余油更为富集。在井震结合三维精细地质研究成果基础上,优选潜力区域、找准剩余油富集部位,对大斜度井井轨迹进行优化设计,近年来已设计投产42口大斜度井,取得了很好的开发效果。     

小尺度等效表征技术在油藏数值模拟研究中的应用——以渤海C油田馆陶组辫状河储层为例

目前我国东部大部分油田已进入高或特高含水阶段,随着油气开发程度的不断深入,砂体内部结构控制的剩余油挖潜逐渐成为油田开发的主要目标。自著名河流沉积学家Miall于1985年提出储层构型的概念及研究方法以来,很多学者开展了大量基于露头、现代沉积及密井网的储层构型研究工作。然而如何在油藏数值模拟模型中精确表征更小级次构型单元及界面(小尺度地质信息),从而提高剩余油的预测精度和油田采收率成为当前油藏精细化研究的重要方向。以渤海C油田馆陶组辫状河储层为例,采用基于小尺度地质体等效表征的方法,即通过设置单元间网格传导率达到在油藏数值模拟中精细表征薄夹层对渗流效果及剩余油分布的影响。结果表明,该研究方法有效提高了单井历史拟合精度及井间剩余油分布预测精度,取得较好的应用效果。     

高含水期油藏剩余油分布规律定量评价——以赵凹油田安棚区核桃园组三段4层2小层为例

目前赵凹油田安棚区核桃园组三段4亚段2层(Eh4(2)3)进入特高含水期,剩余油在空间分布上十分复杂,挖潜难度大。从储量丰度、水淹级别统计剩余油的分布规律,确定各小层剩余油的形成因素和对应的剩余储量;同时对小层叠合后的剩余油富集区进行定量评价,确定剩余油潜力区,为油田下一步对剩余油的开发提供了依据。     

卫22块隔夹层对剩余油分布规律的控制研究

卫城油田已经逐渐进入高含水的开发中后期,勘探实践表明,剩余油分布受到多种复杂因素影响。隔夹层是储层内部流体形成非均质性的主要原因之一,因此对隔夹层的识别及其分类、分布规律的认识等对研究剩余油的分布至关重要。对卫城油田卫22块138口井的测井及相关地质资料进行统计整理,建立区内隔夹层的识别方法,并对其分布规律进行描述,最后总结隔夹层分布对剩余油分布规律的影响。     

剩余油量化的多学科有效方法研究

当前油藏数值模拟软件只能整体给出含油饱和度分布，由于无法准确描述剩余油富集部位，无法量化单井的剩余油潜力，不能满足目前措施挖潜方案编制的需要。通过对剩余油量化方法的深入研究，实现单井剩余油潜力的定量化，在给出目前剩余油富集部位和单井控制储量的同时，结合动态措施潜力分析结果，明确潜力方向，提高剩余油量化水平。该方法在萨南开发区内大部分数值模拟区块中推广应用，计算结果精度达到了应用要求。     

垦12断块剩余油分布规律研究

垦12断块为典型的复杂断块,断层复杂、沉积类型多、油层类型多而薄,各层开发效果相差大。在油藏精细描述的基础上,利用各种动态资料,结合数值模拟技术对该研究区油藏剩余油分布规律进行分析。研究表明,垦12断块油层类型多而薄;复杂边底水断块油藏的剩余油主要分布在高部位,而物性相对较差的边部和断层遮挡部位也是挖潜剩余油的有利区域。     

剩余油潜力评价方法探讨

针对利用采出程度、含油饱和度等指标评价特高含水期开发阶段剩余油潜力具有一定局限性的问题,根据储层渗流理论来确定剩余油潜力规模和分析剩余油潜力品质,并以沉积单元方差值来量化表征网格节点平面分布状况。实际应用表明,利用上述方法能够精细分析特高含水期开发阶段剩余油潜力,从而为油田开发调整挖潜提供参考。     

喇萨杏油田特高含水期调整潜力评价方法研究

对于注水开发的非均质砂岩油田，只有搞清注采井网的完善程度和剩余油的分布状况，才能有针对性地采取挖潜措施，提高油田开发水平。针对喇萨杏油田非均质严重、开发时间长、含水率高的特点，首先在检查井资料分析的基础上，明确了影响特高含水期剩余油形式的两大主要因素；其次以精细地质研究和渗流理论为基础，提出了基于井间非均质性的注采关系定量评价方法；最后将注采关系与剩余油评价结果相结合，发展了特高含水期的10类剩余油潜力类型和4种调整潜力的快速评价方法。提出的方法具有操作简便、人为影响少的优点，可广泛应用于水驱砂岩油田的剩余油潜力类型及挖潜措施的研究。S 开发区 B1区块的评价表明，特高含水期以零散的注采不完善型剩余油为主，挖潜措施主要是堵水和压裂，现场实施取得明显的增油降水效果。     

利用水平井挖潜断层附近剩余油方法研究

根据建立的反映断层附近注采关系特点的概念模型并结合渗流理论知识,分析研究了断层附近剩余油的影响因素。断层避让距离是影响剩余油分布的主要因素,此外井网形式和井距对剩余油分布也会产生影响。在断层避让区域,井距越小,相同含水率时的采出程度越低,注入水突破油井排的最大距离约等于井距之半。根据水平井方案优化计算结果,利用水平井挖潜断层附近剩余油时,水平段应尽可能靠近断层,可以最大程度动用边部剩余油,井网形式要根据该区域原井网实际情况,选用联合井组或水平井井组。     

葡北三断块葡136井区断层与剩余油配置关系研究

根据葡北油田三断块葡136井区目前开发状况,进行了葡萄花油层断层特征的三维建模精细解释和砂体展布特征分析,描述了葡136井区不同类型的砂体与断层匹配模式的剩余油分布特征,对断层边部的剩余油富集区进行了圈定,确定研究区内反向断层上升盘一侧、断层交叉部位为剩余油的有利富集区。最终在全区刻画出4个剩余油富集区,该技术的实现对提高水驱油藏断层边部采收率,改善区块开发效果具有重要指导意义。     

碎屑岩储层内夹层浅析

油田进入开发后期,储层内部夹层对油水运动具有重要影响,一定程度上控制了剩余油的分布。需要对储层进行精细解剖,确定夹层类型、成因以及分布,为油田开发后期剩余油分析及预测打下坚实地质基础。着重对河流相储层中曲流河点坝内夹层、辫状河心滩坝落淤层夹层进行描述,阐述其形成机理、识别方法及剩余油挖潜措施,以期为油田开发后期储层精细表征以及剩余油预测提供参考。     

新民油田民3区块高含水期开发对策分析

新民油田民3区块进入高含水期阶段,综合利用地质、测井、岩心及动态资料研究其目前生产现状,发现该区块裂缝断层发育,水淹水洗严重。针对问题,为实现稳产,对该区块进行研究,综合分析提出解决矛盾的对策。研究该区块扶杨油层隔夹层类型、分布特征、砂体特征,分析出剩余油分布规律,进行剩余油挖潜同时针对高含水特征采取精细注水调控,水井排加密和堵水主力层位、压裂接替层等对策,取得了一定效果。     

油藏数值模拟技术在大庆高含水油田的应用

经过多年的稳产高产，大庆油田进入高含水阶段，由于油层多，层系之间的差异大，井网划分跨层系现象较为普遍，剩余油分布越来越复杂，给油田稳产和调整挖潜带来的难度越来越大，剩余油分布预测成为高含水期油田的开发关键。为定量分析大庆油田进入高含水期的剩余油分布特征，以精细油藏描述为基础，结合油藏开发动态，利用油藏数值模拟技术再现油藏生产过程和不同时期油水分布。基于大庆油田北三区西部开发数据和监测资料，利用地质模型对区块生产过程进行了模拟，再现了油藏开发历程。由于层段多、砂体形态复杂、层内非均质性较严重，油层部分部位控制程度相对较差，在油层的边角部位、差油层及层内差储层段成为剩余油分布的集中区。以该剩余油的分布特征提供相应的措施调整，从而解决油藏注水开发中的3大矛盾，对油田开发生产起到了很好的指导作用。     

靖安油田三叠系低渗透裂缝性油藏流动单元划分方法研究

研究流动单元对揭示储层非均质性、提高油藏数值模拟精度和注水开发效果及揭示剩余油分布规律方面具有重要意义。针对靖安油田三叠系dlg油藏,探讨了低渗透裂缝性油藏的流动单元划分方法。实践证明,运用动态流动单元划分方法所得的结果与生产实际相符合,能有效指导油田开发实践。     

马王庙油田马36井区油藏数值模拟研究

在马36井区油藏特征及开发特征基础上，通过相控地质建模，应用已有的实际动态数据，利用油藏模拟技术对马36井区进行了数值模拟，得到注水井流线方向为沿高渗透带方向以及研究区内剩余油沿断层一线分布的规律，进而提出了针对不同层的剩余油侧重的开采方式。     

文25东区块EsL2（4-2）小层厚油层内部砂体构型研究

为了深化对厚油层内部结构认识,进一步挖潜剩余油,应用岩心、测井、生产动态等资料．从复合河道、单一河道以及河道增生单元3个层次对文留油田25东块Es2L（4-2）小层厚油层酚体进行了构型兮析。研究表明,文25东区块为以水下分流河道为主的三角洲前缘沉积;复合河道以连片状为主,砂体厚度大,连续性好;单一河道以窄条带状分布为主,横向连续性差,纵向连续性好,其接触方式及其界面渗透性决定了地下油水的运移状况;河道增生单元以填积型为主,产状近水平,延伸距离短,一般下超过2个井距。储层构型对剩余油分布有明显的控制作用,剩余油一般富集在构型界面处。