李玉梅[1]2003年在《水驱砂岩油藏高含水期剩余油综合潜力评价方法研究》文中认为世界上各个国家的老油田经过了十几年到几十年的注水开发，总体上看大都已进入高含水、高采出程度阶段。我国老油田大多数已进入了高含水中后期或特高含水期阶段，综合含水高达80％以上。对于高含水期老油田来说，将有约70％以上的剩余油将在含水80％以上的情况下采出来，油田后期开采的难度越来越大。如此可观的剩余油是我国老油田增储上产的丰厚基础和提高采收率的重要依据。但是，如何寻找这些剩余油并将其经济地开采出来，就成为了我国高含水老油田在新的开发阶段面临的一个十分重要而又亟待解决的问题。 本文基于高含水油藏动态分析、油藏工程和精细油藏数值模拟的综合研究，以高含水期水驱砂岩油田剩余油分布规律及挖潜研究为核心，提出了高含水期砂岩油田水驱开发效果的评价参数及其方法；从不同的角度建立了适应高含水期水驱砂岩油田开发的储量动用状况评价体系及剩余油潜力综合评价体系，形成了适合于水驱砂岩油田高含水期预测剩余油分布的一套科学的、合理的综合评价体系。 基于本文对剩余油分布规律的预测和潜力评价方法，以双河油田Ⅴ油组为研究对象，详细研究了Ⅴ油组的剩余油分布规律，并对其挖潜进行了综合评价。研究结果在现场的应用表明，本文提出的方法是正确的、可靠的，对于指导同类油藏的开发具有重要意义。
刘荣和[2]2007年在《特高含水期剩余油分布及挖潜研究》文中进行了进一步梳理在油气开发策略上，我国大多数油田采用注水开发方式。目前，我国大多数注水开发的油田已经进入高含水阶段。据统计，我国油井生产平均含水已达80％以上，但仅采出可采储量的2／3左右，因此高含水期开发将是我国重要的油田开发阶段。高含水期采油面临着油井产水量大幅度增加、产油量递减、生产成本上升、钻调井和作业措施效果逐步变差的问题，油田后期开采的难度越来越大。围绕特高含水期的油藏耗水大，综合含水高，可采储量采出程度高，开发效果差的特点，本文在前人油藏地质认识的基础上，通过油藏工程方法及油藏数值模拟技术研究，取得了一些重要的成果和认识。本文利用物质平衡法建立了特高含水期边水油藏水驱开发效果的评价体系。综合运用水驱曲线等油藏工程方法和油藏数值模拟技术，研究特高含水期剩余油分布规律。通过井网适应性分析，结合油藏剩余油分布特征，提出了油田特高含水期挖潜措施及优选。本文针对437Ⅱ1-2层系油藏特征，详细研究了特高含水期437Ⅱ1-2层系开发效果，剩余油分布特征，并对挖潜措施进行数值模拟优选。
高博禹[3]2005年在《高含水期油藏剩余油预测方法研究》文中认为追踪当前剩余油预测及相关学科前沿,综合应用地质、取心、测井、试油及开发动态等资料,以沉积学、测井地质学、开发地质学及油藏工程学理论为指导,以数学地质、地质统计学为方法,以计算机为手段,进行高含水期油藏剩余油预测方法研究。开展以高含水期油藏剩余油预测为目标的流动单元研究、沉积微相-岩石相研究、油藏工程研究和数值模拟研究,进行油藏精细描述和开发动态分析,为剩余油预测提供依据。从微构造、沉积微相-岩石相、流动单元、储层非均质性、油藏工程和数值模拟等方面入手,实现剩余油分布的综合预测。以王官屯油田官142 断块中生界油藏为例,在层位划分与对比的基础上,开展流动单元研究;建立隔夹层划分标准和识别模式,研究连通体内流动单元划分参数的选择,分析流动单元划分的精细尺度,提出了高含水期油藏流动单元划分方法。基于流动单元划分,将官142 断块划分出13个小层,分为4 类流动单元。应用沉积微相-岩石相相结合的方法研究表明,研究区发育有心滩中粗砂岩相、心滩粉细砂岩相、心滩钙质砂岩相、辫状水道砂砾岩相、辫状水道钙质砂砾岩相和河漫滩微相,并建立各种微相-岩石相定量识别模式。以高密度节点方法建立油藏地质模型、流动单元叁维模型,开展储层非均质性研究,并进行油藏动态分析和水驱开发效果评价、井网合理性评价及流体性质变化规律分析。讨论高含水期油藏数值模拟存在的主要问题,提出基于流动单元类型划分数值模拟网格,将高密度节点参数场和垂直平分(PEBI)网格方法相结合建立数值模拟静态模型,更为精细的描述油藏的复杂地质条件;应用分阶段数值模拟方法可以描述开发过程中储层参数的动态变化,使历史拟合更加符合油藏开发实际状况,提高数值模拟精度。综合应用微构造、流动单元、沉积微相-岩石相、储层非均质性、油藏工程及数值模拟等方法对官142 断块进行剩余油分布预测,分析剩余油分布规律。通过论文研究,提出了以高含水期剩余油预测为目标的油藏地质、工程研究方法和配套技术,将表征储层特征的“静态”和表征油藏开发变化的“动态”有机结合起来,探索出一套高含水期油藏剩余油综合预测方法。
武丽丽[4]2010年在《特高含水期水驱油藏层系井网重组优化研究》文中认为经过多年的注水开发,我国许多老油田含水已达90%进入特高含水期,储层纵向和平面非均质性的影响加剧,原有的层系划分和井网部署往往已不能适应该阶段提高采收率的要求,因此进行特高含水期层系重组和井网优化研究是油田开发决策者的重要任务。储层非均质性是影响特高含水期油田开发效果的主要因素,利用一维油水两相非混相驱替理论建立模型研究了层间非均质性对驱替效果的影响,发现渗透率级差由2增至10时,采收率降低17%左右;基于胜坨油田二区沙二4-6砂层组,建立油藏模型研究储层非均质性造成的层间干扰并据此确定了层系重组中渗透率级差、原油粘度、地层流动系数级差、小层数和深度差的政策界限;综合利用胜二区动、静态资料得到该区层系重组的有效厚度和小层数上限。合理的层系组合方式是增加多层油藏水驱动用程度,提高波及体积的主要途径,据此本文利用数模软件Eclipse对胜二区进行了精细数值模拟研究,得到该阶段整装油藏的剩余油分布特点;将灰关联分析和模糊聚类方法引入层系重组研究中,根据不同的阈值λ得到18个小层不同的组合方式,为制定层系重组方案提供参考;在此基础上结合前述政策界限制定了胜二区层系重组方案并进行了数值模拟研究、技术和经济评价,从而得到了适用于特高含水期整装油田多层砂岩油藏的层系重组原则,提出了该阶段层系重组时应充分兼顾技术和经济可行性、同等条件下优选实施难度小的方案等观点,为减少特高含水期的纵向干扰提供了重要依据。在层系重组的基础上,对潜力层着力进行井网优化研究,确定采用均匀井网提高井网覆盖率、减少油层平面差异性的影响;通过水驱控制程度、采收率、单井指标等分析确定胜二区沙二4-6砂层组技术极限井网密度52.5m×62.5m(井距×排距),对应的水驱控制程度高达99%,采收率59.59%;结合经济评价得到目前油价下的合理井网密度为105m×125m,对指导特高含水期整装油田深度挖潜具有重要意义。
卢惠东[5]2010年在《不同类型断块油藏井网优化技术研究与应用》文中研究说明东辛油田属于复杂断块油藏,随着油田的不断开发,在开发过程中逐渐表现出注采井网失调、储量动用程度降低、含水控制难度大以及自然递减快等问题,本文在对不同类型油藏进行开发特征分析的基础上,结合东辛复杂断块油藏地质特点,从油藏开发角度出发,对东辛148个基本开发单元进行合理分类,共分为边底水活跃断块油藏、简单断块油藏、复杂断块油藏、极复杂断块油藏及岩性构造油藏五大类;并优选不同类型油藏典型区块作为研究对象,利用数值模拟方法研究不同类型断块油藏高含水期剩余油分布特点,包括层间剩余油分布、层内剩余油分布以及平面剩余油分布,然后,以精细构造与储层研究为基础,分析了原油黏度、原油黏度级差、渗透率级差、油层厚度、产能以及含油面积等因素对纵向和平面水驱动用的影响,利用数值模拟方法对逐级细分技术(层系细分、层系重组、层系内分采分注、变密度射孔)、水平井单层开发技术、矢量井网、优化井距等油藏工程方法进行了理论研究,针对不同的剩余油分布类型,制定相应有效的挖潜措施手段,建立了层系细分开发技术界限及水平井的优化设计方法,实现了开发层系划分的程序化、标准化和定量化,提高了开发层系划分的科学性,实现了开发效益的最大化;并得到了不同类型断块油藏井网优化的原则和调整方法。通过现场试验,取得了较好的应用效果,因此,本论文的研究成果为断块油藏高含水期提高水驱控制程度、优化层系井网提供了一种新方法,对我国东部开发后期油田进一步挖潜剩余油提高采收率具有一定的指导意义。
梁文福[6]2010年在《大庆喇萨杏油田特高含水期开发潜力研究》文中进行了进一步梳理喇萨杏油田位于松辽盆地中央坳陷长垣背斜构造带上,处于盆地生油和储油最有利的地带。沉积体系为大型河流-叁角洲体,岩性以细砂和粉砂岩为主。主力油层的空气渗透率0.5μm~2以上,薄砂层的渗透率在0.02～0.8μm~2之间,表外储层的渗透率在0.001～0.05μm~2之间,属层状背斜构造油藏。原油性质属于石蜡基原油,含蜡量达20～30%。容积法计算探明地质储量41.9429×10~8t,动用地质储量41.7426×10~8t,可采储量21.599×10~8t,剩余可采储量3.1119×10~8t。喇萨杏油田1960年6月投入开发,经历了上产、稳产高产阶段后,目前处于“双特高”产量递减阶段。截止到2008年末,已累积生产原油18.4880×10~8t,采出地质储量的44.29%,采出可采储量的85.59%;2008年生产原油3275.3×10~8t,地质储量采油速度0.78%,剩余可采储量采油速度9.76%,综合含水91.3%。改善“双特高”开发阶段的开发效果,必须搞清剩余潜力资源,制定科学的开发对策,努力增加可采储量,稳定产量,减缓产量递减速度。本文根据相对渗透率曲线、密闭取芯井资料和开发动态数据,建立了符合喇萨杏油田实际情况的分类油层远景潜力预测方法,落实了油田开发资源潜力,为制定油田开发技术政策,编制油田开发规划提供了科学依据。利用水驱特征曲线和相对渗透率曲线,建立了多层合采条件下分类油层动态地质储量计算方法,计算了分类油层的动用储量;综合分析了喇萨杏油田密闭取芯井资料,搞清了分类油层的水洗状况;依据取芯井资料和相渗透率曲线,建立了喇萨杏油田各类油层剩余可动油计算方法,落实了剩余潜力分布状况;利用取芯井资料,采用统计回归方法建立了不同类型油层的~(R-f_w)关系式,预测了各类油层的水驱采收率潜力;依据室内相对渗透率实验和取芯井的资料,研究了水驱、聚驱、叁元复合驱驱动方式下的驱替效率计算方法,计算了不同驱动方式的极限驱油效率;利用密闭取芯井资料建立了波及系数与含水率的关系,预测了各类油层极限含条件下的波及系数;运用概率决策分析方法,优选设计了油田提高采收率方案,给出了远景潜力。
刘浩瀚[7]2013年在《特高含水期剩余油滴可动条件及水驱油效率变化机理研究》文中研究指明随着注水开发进入特高含水阶段,剩余油分布形态及大小发生了巨大的变化,微观孔隙结构中的剩余油如何移动,移动动力条件是什么,水驱油效率如何发生变化等问题已经成为特高含水期油田开发无法回避的关键问题。特高含水期剩余油滴可动条件及水驱油效率变化机理研究对提高油田开发经济效益,保持油田的稳产、增产具有十分重大的意义。第一、论文考察了特高含水期剩余油受力状态影响因素。研究发现孔隙中剩余油滴主要受到浮力、重力、毛细管力、注入压力、摩擦阻力、黏滞力、贾敏效应阻力及附加阻力的作用；从孔隙结构研究现状、孔隙结构的分类、孔隙结构对剩余油受力状态的影响、不同孔隙结构剩余油受力差异四个方面定性分析孔隙结构与剩余油受力状态的关系；依据剩余油滴受力原理,分析了低角度油藏、高角度油藏、正韵律性油藏、反韵律性油藏等油藏类型对剩余油滴受力状态的影响；第二、分析了不同含水期剩余油分布特征。对比分析中低含水期、高含水期、特高含水期剩余油分布特征；第叁、分析剩余油滴微观受力特征,结合数学建模方法,提出了特高含水期剩余油滴移动动力条件。研究特高含水期简化孔隙结构下剩余油受力状态,建立特高含水期简化孔隙结构中油滴微观受力状态方程；分析叁类简化孔隙结构模型下剩余油滴运动状态；确定不同油藏类型及孔隙结构条件中,单层及多层情形下剩余油滴孔道选择机理；开展叁类简化孔隙结构模型下(平行毛管束模型、变截面毛管模型、孔隙网络模型)剩余油滴可动条件研究,确定剩余油滴移动动力条件；第四、开展特高含水期极限水驱油效率室内实验研究。设计实验方案、实验目的、实验内容、实验流程,开展水驱油实验及相渗实验；引入非稳态法对实验数据进行处理分析；研究特高含水期剩余油饱和度分布规律；对比分析现有的剩余油饱和度研究方法,从渗流的角度研究剩余油饱和度分布规律,确定剩余油饱和度随时间及位置变化的新方程；从微观参数入手,研究特高含水期剩余油饱和度分布,确定含水饱和度随微观孔道半径、最大毛管半径等微观参数变化的方程；第五、从不同角度研究特高含水期水驱油效率预测方法。确定特高含水期驱油效率内、外影响因素；统计现有的驱油效率表征方法,主要包括水驱特征曲线法、经验公式法、递减曲线法、现金流法；研究特高含水期基于新型水驱特征曲线、物质平衡原理及GM(1,n)神经网络功能模拟的驱油效率预测方法；第六、开展特高含水期水驱油效率变化机理研究。从油藏工程、实验与数模(牛顿插值原理、灰色神经网络模型)的角度研究特高含水期驱油效率变化机理。
杨凤波[8]2002年在《厚油层油藏高含水期井网调整提高水驱采收率技术对策研究》文中认为在严重的油藏非均质情况下，高含水开发期，双河油田地下剩余油潜力具有“厚度薄、分布零散、面积小、油层物性差、驱替能量低”的特点，再采用加密、层系细分等传统井网调整技术来挖掘这部分潜力，经济效益变差。 围绕高含水期井网综合调整这一核心，本文通过系统的开发地质及油藏、工程的研究，取得了一些重要的成果和认识。 突出的工作在于运用储层建筑结构要素理论，细分流动单元，细分沉积微相，寻找微构造，建立了叁维精细地质模型；对流动单元进一步细分渗流单元，运用叁维两相精细数值模拟技术及现代油藏工程研究方法，建立了挖掘厚油层层内剩余油潜力对策评价体系，定量地描述和预测了双河油田高含水期的剩余油潜力分布，预测准确率达到80％以上。 显着的成果是研究制定了特高含水期井网综合调整的有关技术政策界限，形成了以满足注采结构调整、按流动单元进行注采井网重新优化组合的高含水期井网综合调整技术对策。通过在双河油田北块Ⅳ_(1-3)开发单元的先导试验，在技术和经济上均取得成功，使整个单元在高含水、高采出程度下的水驱采收率由46.28％提高到49.5％，提高了3.22个百分点。成功的现场试验表明，该技术不仅丰富和发展了传统的井网调整技术内涵，而且为改善高含水期油田开发效果、进一步提高水驱采收率开辟了新的技术途径。 此外，本文还通过微观模型水驱油实验、仿真微观水驱油实验及核磁共振成像等多种新方法技术对剩余油在孔道中分布特征进行了详细的研究、描述，从微观上进一步深化了特高含水期剩余油潜力分布特征及成因的认识。
王秀伟[9]2015年在《华北油田复杂断块油藏高含水期改善水驱技术研究与应用》文中进行了进一步梳理华北油田受区域构造和沉积环境的影响,开发砂岩油藏以复杂断块为主,构造破碎复杂,埋藏深,物性差,非均质性强,而且大多数已进入高含水期,有效开发难度大。因此,针对这类油藏的地质及开发特征,分析剩余油分布规律,优化注采井网,对控制含水上升率,提高水驱波及范围,从而提高油藏水驱采收率具有重要意义。根据华北复杂断块油藏的地质特点与开发规律,借鉴国内外同类型油藏改善水驱技术经验,充分应用新的监测技术和丰富的开发动态资料,分析了典型区块剩余油分布规律,对剩余油进行了量化研究。在此基础上,通过开展室内试验,进行影响水驱采收率影响因素分析。开展了层系、井网、注采关系等开发技术政策优化研究,并制定了适合华北油田复杂断块油藏的技术政策优化流程。综合分析试验区目前开采特征及开发中存在的问题,有针对性的分步实施,筛选出了适合华北油田复杂断块油藏的配套挖潜技术。选择典型区块进行实例应用,共在51个区块实施了整体调整,优化了井网,优化了注采关系。实施后,28个区块日产油量增加,40个区块综合递减减缓,35个区块实现了含水上升减缓,所有实施区块开发效果均得到改善。本论文研究成果对改善高含水期复杂断块油藏开发效果具有重要的指导意义。
邓瑞健[10]2005年在《文东深层低渗透油藏中高含水期剩余油分布及挖潜技术研究》文中研究说明目前国内外深层低渗异常高温高压油藏开发难度极大,成功开发的例子少见,还未形成成熟的理论、思路、技术和方法。本文以文东沙叁中油藏为研究实例,综合应用了现代油藏描述技术、油藏动态分析技术、油藏工程理论、数值模拟技术和采油工程等理论和方法。针对文东沙叁中油藏地质特征,通过流动单元精细对比、井震结合的构造解释、沉积微相分析、储层成岩作用和裂缝发育特征研究、储层的非均质性和敏感性等研究,建立了油藏的精细地质模型,通过室内实验和动态分析及数值模拟技术,研究了剩余油的分布规律,提出了配套的挖潜思路和措施。其主要研究成果为: 1.在地质建模中引入了沉积微相的研究成果,明确了文东沙叁中储层主要为深水-较深水环境的重力流沉积,发育扇状和非扇状两种浊积岩相模式,受同沉积断层的控制,以轴向重力流沉积为主。砂体微相类型主要有四种:深沟道、浅沟道、近漫溢和远漫溢微相,沟道方向是注水优势通道方向。成岩作用研究表明成岩阶段为晚成岩期,有五种成岩相模式,溶蚀相为最有利储集层,其次为碳酸盐胶结成岩相、石英次生加大成岩相,硬石膏胶结成岩相为最差储集层。总结了叁种不同的孔喉结构类型:大孔较粗喉结构类型、中孔中细喉结构类型、中小孔细喉结构类型。新建了精细可靠的油藏地质模型,为准确研究剩余油分布奠定了基础。 2.根据该油藏挖潜需要,将油藏精细划分为55个流动单元,并应用聚类分析方法对各流动单元进行了分类评价,在划分出的叁种流动单元中,Ⅰ类有13个,Ⅱ类有25个,Ⅲ类有17个。 3.对油藏构造认识精度有明显提高,对文13东块和文13西块构造复杂带的构造进行了大幅度的修改,经实施验证,构造认识正确,并扩边增加石油地质储量103万吨。 4.对深层、异常高压、低渗油藏的渗流机理进行了研究,研究结果表明:(1)净覆压对储层特性有较好的负相关关系,随上覆压力的增大,储层的孔隙度、渗透率、压缩系数、孔隙结构系数减小。(2)应用微观模型对该区储层的水驱实验研究表明,注入压力对剩余油的形成作用不明显,而储集岩孔隙结构的非均质性则是影响驱油效率的主因。(3)储层敏感性研究表明文东沙叁中储层中等偏强速敏、弱水敏、弱盐敏,速敏性对油藏开发影响较大。 5.对岩心观察、试井资料的分析研究表明目的层砂岩裂缝较发育,该区现今天然裂缝主要为北偏东10-20°,人工裂缝方向为110°。 6.通过动态综合分析方法和数值模拟方法有机结合,定性分析和定量分析结合,研究该油藏的剩余油分布,得出了剩余油分布主要有四种类型:断层遮挡型、局部构造高点型、层间干扰型和注采不完善型。剩余油富集区与沉积相带具有相关性,一般多沿沟道侧缘、浅沟道、漫溢相分布。 7.针对文东沙叁中油藏地质开发特点,抓住该油藏水驱动用差、自然递减大、采
参考文献：
[1]. 水驱砂岩油藏高含水期剩余油综合潜力评价方法研究[D]. 李玉梅. 西南石油学院. 2003
[2]. 特高含水期剩余油分布及挖潜研究[D]. 刘荣和. 成都理工大学. 2007
[3]. 高含水期油藏剩余油预测方法研究[D]. 高博禹. 石油大学（北京）. 2005
[4]. 特高含水期水驱油藏层系井网重组优化研究[D]. 武丽丽. 中国石油大学. 2010
[5]. 不同类型断块油藏井网优化技术研究与应用[D]. 卢惠东. 中国石油大学. 2010
[6]. 大庆喇萨杏油田特高含水期开发潜力研究[D]. 梁文福. 中国地质大学（北京）. 2010
[7]. 特高含水期剩余油滴可动条件及水驱油效率变化机理研究[D]. 刘浩瀚. 西南石油大学. 2013
[8]. 厚油层油藏高含水期井网调整提高水驱采收率技术对策研究[D]. 杨凤波. 西南石油学院. 2002
[9]. 华北油田复杂断块油藏高含水期改善水驱技术研究与应用[D]. 王秀伟. 中国石油大学(华东). 2015
[10]. 文东深层低渗透油藏中高含水期剩余油分布及挖潜技术研究[D]. 邓瑞健. 西南石油学院. 2005