稠油油藏蒸汽驱中后期剩余油分布特征及提高采收率方式研究

针对中国浅层及中深层稠油油藏,利用数值模拟研究方法,研究了不同稠油油藏的蒸汽驱开发规律和蒸汽驱中后期的剩余油分布特征,明确了稠油油藏蒸汽驱中后期的提高采收率方式。研究结果表明:浅层稠油油藏与中深层稠油油藏蒸汽驱的开发规律基本一致。驱替阶段生产效果好、产量高且稳定、油汽比高、含水率低;蒸汽突破后的开发阶段也是蒸汽驱开发的重要阶段,但是该阶段油汽比明显低于驱替阶段,表明该阶段蒸汽热效率明显降低。不同稠油油藏的剩余油分布特征类似,均表现出明显的垂向动用差异特征,即油层上部动用程度高,剩余油饱和度低,油层下部动用程度低,剩余油饱和度高,下部油层是剩余油挖潜的主要对象。从下到上逐层上返开发和多介质辅助是提高蒸汽驱中后期采收率的有效方式。研究结果对同类油藏开发具有重要意义。     

三维地质建模及油藏数值模拟一体化剩余油分布规律研究

剩余油分布规律研究一直是中后期油田开发的研究重点和难点,研究方法也多种多样.针对马岭油田中一区的开发特点,采用三维地质建模和油藏数值模拟一体化技术研究思路,在构造特征研究、精细地层对比、沉积相研究和流动单元研究的基础上,建立了中一区延长组到富县组的三维立体地质模型,从而为油藏数值模拟提供了初始静态地质模型.在历史拟合的基础上通过精细油藏模拟方法进行了油藏剩余油分布模拟计算,并结合沉积相和流动单元分析了剩余油分布规律,从而为油田下步方案调整提供了挖潜方向.     

单二块稠油油藏剩余油分布规律研究及应用

活跃边底水稠油油藏高轮次吞吐以后，由于受储层非均质性，开采方式，油藏边底水，射孔井段等因素影响。剩余油分布规律复杂，蒸汽吞吐开采效果变差。通过对活跃边底水稠油油藏高轮次吞吐阶段剩余油分布规律和影响因素的研究，利用新钻井，定向侧钻，扶停产井完善井网，采用补孔扩射调整注汽产液剖面，注氮气或注氮气加化学剂控制水锥等手段，改善了高轮次吞吐稠油油藏开发效果，在单家寺稠油油藏应用后取得了较好的成效。     

应用油藏数值模拟技术研究油田剩余油分布

应用油藏数值模拟技术，在储层建模和动态历史拟合的基础上，研究TX油田平面上和纵向上的剩余油分布规律，为TX油田下一步开发方案的调整提供了有利依据。     

数值模拟技术在聚合物驱油过程中跟踪调整应用

利用Eclipse数值模拟软件研究大庆油田北一区断西主力油层沉积特征、开发状况、剩余油分布规律,并对该区块在注入超高分子量聚合物过程中改注抗盐聚合物的特征变化进行借助计算机数值模拟技术进行研究,提前掌握区块运行规律,结合区块生产状况,提出相应的措施调整方案,进一步提高聚合物驱油开发效果。     

非均质复杂断块油藏高含水期开发调整方法研究--以板北注水开发区为例

以解决非均质油藏高含水期开发过程中存在的问题为目的，以非均质油藏——板北注水开发区为例，在总结该类油藏剩余油分布规律及其潜力类型基础上，针对油藏各类潜力的分布特点及其受控因素提出了切实可行的调整挖潜方法，数值模拟及实际实施结果表明，这些方法的实施可明显改善油藏开发效果，提高非均质油藏最终采收率。     

基于石花洞空间分布预测塔河油田6-7区盲端型剩余油

塔河油田6-7区为碳酸盐岩缝洞型油藏,储集体中存在着大量剩余油等待开采。由于储集体发育较复杂,导致剩余油预测难度较大。6-7区缝洞体空间展布特征不清楚,开发、增产措施作用机制不明确。为探究剩余油的潜在分布,以地表石花洞空间展布为基础,对比分析塔河6-7区地下溶洞分布情况。采用Level Set数值法对多层缝洞型油藏的剩余油分布进行模拟,提出盲端型剩余油概念。利用模拟结果对石花洞空间展布中盲端型剩余油进行预测。well 3井在C2储层段钻遇地下暗河河道,有剩余油分布,可通过钻新井进行开采。well 2井钻遇上游河道旁侧,对C2段进行酸压可沟通储集体。     

确定剩余油分布技术

目前，国内外确定剩余油饱和度及其分布技术归纳了起来可分为四类，单井分析技术，井间测试技术，室内模拟技术和油藏动态分析技术，每种技术都有其优点和局限，在实际应用中通常采用多种技术的综合，相对稀油而言，稠油剩余油饱和及其分布的研究起步较晚，辽河油田稠油的多数主力区块都进入吞吐开采中后期，通过油藏精细描述，应用测井，室内模拟和油藏动态分析等技术研究稠油剩余的分布，对油田的长期高产稳产起着十分关键的作用。     

鄂尔多斯盆地化109区长2油藏注水开发政策研究

化子坪区长2油层属于低渗、低产、低丰度的"三低"油藏。随着开发的进行,油藏进入高含水阶段,油藏采油能力不断下降,开发政策亟须调整。本文以化109区长2油藏为研究对象,利用实际生产数据和数值模拟技术,分析油藏开发现状,论证不同开发方案,提出相应开放政策。结果表明:经过多年注水开发,目前油藏年递减率为9. 2%,含水率91. 5%,年含水上升约0. 7%,开采程度10. 5%,地层压力保持水平较高。油藏剩余油丰富,主要集中在河道交汇处(河道边部)和井间微型正向构造处。经过油藏工程论证,油藏开发合理地层压力保持水平应为100%,合理注采比应为1. 0,合理注水强度应为4. 9 m3/m·d。应从扩边调整、注水调整和治理低产低效井三个方面调整注水开发政策,提高油藏开发水平。     

井震结合砂体构型表征及其对剩余油的控制研究:以冀东油田明化镇组NmⅢ12-1小层为例

冀东油田明化镇组NmⅢ12-1小层井网分布不均,但地震资料品质较好。为此,对该小层进行井震结合砂体构型表征,建立曲流河砂体构型边界的正演概念模型。利用地震沿层切片属性、反演等地震资料及测井砂体特征有效提高单一河道边界及点砂坝砂体识别精度。采用“模式拟合”对点砂坝及其内部构型进行表征,利用水平井及动态资料验证构型解剖的合理性。在此基础上,建立三维储层构型模型并进行数值模拟,预测剩余油,提出曲流河砂体控制剩余油分布。开发中后期的油藏,正向微构造、储层构型和井网是剩余油分布的主控因素。构型控制的剩余油多集中在点砂坝的中上部;废弃河道及点砂坝内侧积层对渗流产生一定的遮挡,在废弃河道附近及侧积层间的侧积体常富集剩余油。研究对油田开发方案的调整具有重要意义。