鄂尔多斯盆地延安组小油藏治理对策研究——以志丹油田2067井区为例

鄂尔多斯盆地下侏罗统延安组油藏是盆地内主要的勘探开发目的层,在盆地分布范围很广,从盆地西缘的断裂带附近到陕西省安塞县以东均有发现。延安组油藏埋藏浅,成藏规模小,砂体与构造的良好匹配是成藏的控制因素。这类油藏在志丹油田数量众多(古甘陕古河道两侧附近),由于其埋藏浅、物性相对较好,边底水能量较为充足,利用边底水天然能量开发,采收率可以达到20%~30%。通过对志丹油田延安组小油藏地质及开发特征的认识,分析了一个小油藏2067井区延安组延9油层组2砂层剩余油分布特征及开发潜力,提出了综合治理对策,利用水平井产能预测公式计算得出,水平井稳产期后日产油11.4t,2067井区日产油可达30t,预测采收率可达25.5%,为志丹油田众多延安组小油藏的开发提供借鉴。     

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。     

水平井技术在濮城油田高含水油藏剩余油挖潜中的应用

濮城油田经历了20多年的高速开发后，目前已进入了高含水开发后期，常规方法在经济效益等方面已很难适应油田开发的需要。基于此，开展了濮城油田水平井挖潜试验。试验结果表明，这类油藏在应用新的挖潜技术后，油藏的整体采收率得到进一步提高，且有较大的剩余油挖潜空间。     

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。     

分支井在油田调整方案中的应用

分支井是开采稠油、疏松砂岩油藏有效手段之一,也是改善油田开发效果、提高油田整体经济效益的重要途径.针对油田存在的问题,采用计算机技术和Eclipse油藏数值模拟软件,对M油田剩余油分布规律及开发潜力进行分析,在此基础上对分支井开发方案进行了全面研究,为油田开发调整提供参考.     

脉冲氧活化测井在水平井生产测井中的研究及应用

目前，渤海油田水平井在开发生产中会经常遇到产层出水，注水井吸水层位难以确定，层间、层内矛盾突出等难题，如何确定水平井出水层位或吸水层位直接影响了水平井的开发效果。脉冲氧活化测井具有测量范围宽、精度高、受井斜影响小且能够直观测量水流方向与速度等优势，是了解水平井注采动态的重要监测手段。根据脉冲氧活化测井原理，针对海上斜井、水平井的特点，利用水平井水力输送式氧活化测井工艺，确定了水平井出水或吸水层位。该技术在渤海油田水平生产井中首次获得成功应用，准确找出了水平井出水层位，揭示了地质油藏矛盾，为油藏开发方案的制定提供了科学依据。     

剩余油分布研究现状及发展方向

剩余油分布的研究始终是一项重要且具有挑战性的工作,准确地评价剩余油饱和度对油田开发中后期调整挖潜及三次采油方案的实施至关重要。在有关文献的基础上将目前剩余油分布的研究方法按专业划分为4大类：地质地震方法、油藏数值模拟方法、室内实验技术和工艺技术,阐述了各类研究方法的国内外发展现状,并指出了剩余油分布研究的主要方向。     

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。     

三塘湖油田条湖组致密油水平井优化设计与应用

三塘湖油田条湖组致密油藏为吐哈油田三塘湖盆地近年来发现的储量千万吨级非常规油藏,以"水平井+大型体积压裂"方式规模开发。受古构造背景和火山活动影响,储层展布多呈团块状,外围延展性差,加上微构造变化剧烈、区块井控程度低,给水平井设计和施工带来很大挑战。利用油层追踪并融合甜点预测技术优化井位;利用数模、油藏工程方法优化水平井参数;利用地层倾角属性开展构造精细研究。采用多靶点、宽靶框、全脱靶模式优化水平段轨迹设计,并根据现场钻井动态实时调整钻进轨迹。从钻遇油层和投产情况看,取得了良好的效果,初步形成了致密油储量有效开发动用的技术模式。     

不同含水阶段油藏数值模拟开发预测精度分析——以垦西71块东营组为例

油藏数值模拟是油田开发研究和决策的重要工具,其中一项重要功能是利用其对油藏开发指标进行预测。在地质模型一定的条件下,利用油藏数值模拟进行开发指标预测主要受油藏以含水率划分的开发阶段、预测周期等因素影响,开发阶段越早、预测周期越长,不确定因素多,预测误差大。因此在实际应用中,为保证其预测精度,正确把握开发风险,预测周期不宜过长,以5年为宜。     

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。     

新沟油田提高采收率技术的探索与实践

江汉油区新沟嘴组油藏资源量丰富，但受其地质条件影响，开发水平一直难以提高。新沟油田作为新沟嘴组“双低”开发单元的典型代表，具有地质构造复杂，纵向含油层系多且层间非均质性突出等特点。在复杂构造精细地震解释、储层展布特征及剩余油分布规律研究的基础上，有针对性的开展了综合调整对策及方案研究，通过现场实施，明显改善了新沟油田注水开发效果，油田采油速度和最终采收率得到大幅提升，对类似油藏的后期开发调整具有借鉴与指导意义。     

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。     

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。     

C油田强边水重油油藏开发特征研究

由于在实际生产中,天然能量开发强边水重油油藏表现出不同于普通边水油藏及热采稠油油藏的开发规律。因此,利用油藏工程方法等手段对哥伦比亚C油田的开发特征进行深入分析研究。结果表明,水体能量是影响该类油藏开发特征的主要因素;油田中低含水期含水率上升快,高含水期是主要产油期;受原油重度影响,油井在生产过程中易发生含水率突升、产油量突降;随着含水率上升,油田的采液指数上升,高含水期可通过提液增加油井产量。     

稠油油层注汽后物性变化及剩余油分布研究

河南油田稠油油藏具有"浅、薄、稠、散、小"的特点,注蒸汽热采后期,储层油水在纵向及平面上分布更加复杂化,热采效率低,开发效果差。依据大量的开发取心资料、动态监测资料、岩心实验分析资料和测井资料,对稠油油藏在开发中后期油层物性变化规律及剩余油在纵向上及横向上的分布规律进行了研究。这些研究为油田后期开发指明了方向,并为油田开发方案的设计、增产挖潜,提高采收率提供可靠的保证。     

分层开采的渗透率级差界限数值模拟研究

储层层间物性差异是影响非均质油藏水驱采收率的重要因素之一,而主力层分层开采的渗透率级差界限是缩小层间矛盾,获得较大的采收率重要参数。针对某油田的具体情况,主要考虑纵向非均质性与垂向渗透率级差对开发效果的影响,利用油藏数值模拟方法,依据主力层渗透率与小层纵向分布情况,来设计模型的渗透率与小层厚度,并将小层以不同形式组合开采,得出不同的渗透率级差,以此来研究主力层分层开采的渗透率级差界限。模拟结果表明,采用该方法可以确定渗透率级差界限,因而能够为油田在主力层的分层开采提供指导。     

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。     

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。     

低丰度油田水平井压裂效果及影响因素

某油田为典型低丰度油藏,目前18口水平井实施压裂增油措施,压裂增产效果较好,但井间差异明显,部分井未能达到预期效果。为搞清影响压裂效果的因素,针对某油田18口水平井老井,采用压裂效果分类研究的方法,分析各因素对压裂效果的影响。结果表明:新增控制储量大、连通方向多、裂缝布局合理、地层能量充足的水平井通常有较好的压裂效果,这为下一步水平井措施治理和精细挖潜提供了依据,对实现水平井的二次高产有重要的意义。