聚驱后油藏剩余油分布数值模拟

通常聚合物驱的最终采收率在50%左右,聚合物驱后剩余油具有相当的开采潜力。以大庆长垣北部多段多韵律聚驱主力油藏为例,采用化学驱油藏数值模拟技术,系统研究并总结了典型油藏聚驱后平面及纵向剩余油的分布特征。结果表明,聚驱后油藏剩余油的分布系统可划分为2大成因、3大区域和7个部位。其中:存在受地质因素制约的剩余油,如废弃河道中部、砂体尖灭区、相对孤立的薄差砂体;也有开发因素控制的剩余油,如厚油层顶部剩余油、注采不完善部位、注入井间与生产井附近以及聚驱后高渗层内的残余油。聚合物驱后油藏剩余油主要富集于3大区域内,究其原因则主要源于水驱和后续聚驱波及程度的不同。     

碱/聚合物驱油藏剩余油饱和度定量监测技术研究

碱／聚合物二元复合驱是一种大幅度提高老油田采收率的三次采油方法．室内研究、试验表明，可比水驱提高采收率10％～18％左右．通过开展玻璃钢套管完井技术研究、玻璃钢套管测井方法研究和厚油层细分技术研究，在碱／聚合物二元复合驱先导实验区建立玻璃钢套管井时间推移感应测井和时间推移C／O测井系统，定量监测碱／聚合物二／C复合驱注入过程中剩余油饱和度的变化，通过8年的矿场试验，成功建立了剩余油饱和度定量研究的动态监测预测系统，同时，测井资料表明，碱／聚合物二元复合驱有效提高了波及体积和驱油效率．     

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。     

CS油田中断块戴南组一段油藏剩余油分布研究

国内外研究剩余油分布的方法很多,本研究主要是基于油藏自身特点,结合现有资料状况,从剩余可采储量、水洗程度、目前剩余油饱和度、平面非均质性等方面进行分析,然后进行综合判断、论证剩余油区的分布,并建议利用水淹程度较高的井打小孔眼侧钻,以达到完善开发井网,提高采收率之目的。     

泌阳凹陷下二门油田油气成藏机理研究

下二门油田位于泌阳凹陷东部边界下降盘内侧,是一个在早期同沉积逆牵引背斜构造基础上后期通过差异抬升和断裂改造的背斜构造。该油田油气差异聚集特征明显,从核三段和核二段下部的纯油藏,向上过渡到核二段上部带气顶的油藏,直到核一段和廖庄组为纯气藏,油源对比表明其上部的油气是通过长距离垂向运移由下部成熟油气向上运移聚集的。下二门背斜是一个早期(核三段Ⅶ砂组沉积时期)伴随着边界断裂的快速下降而形成的同沉积逆牵引背斜构造,但隆起幅度不明显,早喜马拉雅运动(廖庄组沉积末期)使该区遭受强烈的挤压,形成从下到上幅度逐渐加大的背斜隆起,晚喜马拉雅运动,形成北东、北东东向的张性断裂,使下二门背斜构造断裂化,形成了现今与断层有关的多种圈闭类型。与其相对应地该油田具有多期成藏和调整成藏的特点,一是发生在核一段沉积末期古油藏形成时期,二是发生在廖庄组沉积末期古油藏遭受破坏和成熟油气开始大量充注的时期,三是发生在廖庄末构造抬升期的晚期和第四系沉积前的大量油气充注和现今油气藏定型时期。其油气成藏模式是早期通过单砂体运移通道侧向运移缓慢充注聚集,中后期廖庄组末期差异抬升运动导致势能差的急剧增大而快速充注和断裂改造垂向调整运移聚集成藏模式。     

安塞油田谭家营油区长2油藏剩余油分布规律及潜力研究

以油藏数值模拟方法为主,同时结合综合地质分析方法对安塞油田谭家营油区长2油藏分小层进行了河流相低渗透储层剩余油成因类型、分布规律及剩余油潜力研究。认为井网未控制型剩余油、注采不完善型剩余油、厚油层顶部滞留型剩余油、层间干扰型剩余油是主要的剩余油成因类型;长21-2储量动用程度高,但剩余储量的绝对数较大,仍然是开发的主力层位,长21-3动用程度很低,但由于存在底水,底水锥进严重,需加强动用程度及开发控制。     

低渗孔隙型碳酸盐岩油藏储层特征及剩余油分布规律

为揭示低渗孔隙型碳酸盐岩油藏储层微观孔隙结构特征和水驱剩余油分布特征,以中东某孔隙型碳酸盐岩油藏为例,基于油藏物性测试、恒速压汞孔喉参数统计、CT扫描孔隙参数分析和水驱油流体微观分布特征等,得出孔隙型碳酸盐岩储层的微观孔隙、喉道发育特征及其影响下的剩余油分布规律;在此基础上,将孔隙型碳酸盐岩与砂岩储层研究结果进行对比,进一步明确了两类储层孔隙结构及剩余油分布特征差异。结果表明：与低渗砂岩储层相比,低渗碳酸盐岩储层呈现出"孔隙大而数量少""喉道数量多且类型全"的特征,并建立孔喉发育特征模型;由于孔隙型微观孔隙结构的影响,低渗碳酸盐岩储层大孔隙中的剩余油仍然是需要研究的对象,同时明确了剩余油挖潜开发方式建议。     

模糊综合评判在聚合物驱油区块评价中的应用

通过对原油开采过程中影响采收率的因素进行分析 ,结合影响采收率的机理研究 ,采用加权因子的方法计算采收率 ,并运用灰色关联分析法确定了油田开发中影响采收率各因素的权重 ,建立了一种对聚合物驱油区块整体评价的模糊综合评判方法并应用于中原油田聚合物驱油区的目的区块 ,明确了实施提高采收率技术的主要方向 ,给出了筛选区块的现场试验效果。     

泌阳凹陷核桃园组未熟——低熟油地球化学特征及精细油源对比

未熟-低熟油在南襄盆地泌阳凹陷广泛分布,并具有饱和烃含量较低、胶质和沥青质含量较高的特征.在分析泌阳凹陷未熟-低熟油地球化学特征的基础上,开展了精细油源对比,并研究了未熟-低熟油的形成条件.泌阳凹陷未熟-低熟油成熟度参数:C29ααα20S/(S R)峰面积比值为0.10～0.33,C29ββ/(αα ββ)峰面积比值为0.11～0.28,Ts/(Ts Tm)峰面积比值均不大干0.34,具有未熟一低熟油成熟度低的特征.利用伽马蜡烷/C30藿烷峰面积比值和三环萜烷/(C29 C30)藿烷峰面积比值两项指标将泌阳凹陷未熟-低熟油划分为A、B和C型.A型具有伽马蜡烷/C30藿烷峰面积比值和三环萜烷/(C29 C30)藿烷峰面积比值都较低的"两低"特征,母源主要为核三段上部泥质烃源岩;B型具有伽马蜡烷/C30霍垸峰面积比值和三环萜烷/(C29 C30)藿烷峰面积比值均较高的"两高"特征,与核三段下部泥质烃源岩具有很好的亲缘关系;C型具有伽马蜡烷/C30藿烷峰面积比值高,但三环萜烷/(C29 C30)藿烷峰面积比值低的"一高一低"特征,源岩为核二段白云岩.研究表明泌阳凹陷核三段和核二段未熟-低熟烃源岩高可溶有机质含量和有利的生储组合关系是研究区未熟-低熟油形成的两个重要条件.     

PH油气田H组储层流动单元的识别划分与剩余油分布研究

随着油气田勘探开发进入中后阶段,高含水和低渗透成为继续有效开发的限制因素,使得剩余油的区域分布呈现分散化和边缘化的状态,增加了挖潜难度.为解决这一难题,20世纪80年代C.L.Hearn提出了流动单元的概念,流动单元的研究规模介于砂体规模与微观孔隙规模之间,是油藏精细描述和表征的最基本单元,其准确的识别和划分对于合理评价储层,深化储层非均质性认识,提高油藏数值模拟的精度,确定剩余油分布和调整挖潜对象具有重要意义.     

塔里木盆地轮南油田TⅢ油组底水块状油藏夹层分布规律研究

用测井、岩性、沉积旋回等理论方法对轮南油田夹层进行划分和对比分析,将轮南油田夹层分为三类:Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ型。通过油组纵向、平面对比分析,找到夹层平面、纵向分布规律性,建立轮南油田Ⅲ油组夹层分布模型。这些夹层有以下作用:有利于控制底水上升速度和含水上升,可延长无水采油期;降低井底附近的压力梯度和流动速度,增大水驱波及系数;可以局部改变油水运动规律,因而形成底水托进上升区、油水绕流汇集区和流体经向流动区。     

塔南凹陷南屯组油藏类型及其分布特征

塔南凹陷南屯组现今的复合箕状断陷结构,是由盆地内部的多个断块、翘倾掀斜分割改造的缓坡—沉积中心—沉降中心—陡坡组成大型断陷盆地后形成的。通过构造、沉积、反演和试油资料的综合分析,发现区内油气藏类型及其展布受沉积过程、同生断层及后期构造的控制,与普通的陆相箕状断陷盆地明显不同。缓坡一侧的翘倾掀斜部位主要为三角洲前缘储集砂体,发育断层分割或遮挡的构造-岩性油气藏;沉积中心的储集砂体主要为远岸扇和三角洲前缘成因,多发育透镜状岩性油气藏和构造-岩性油气藏;在沉积和沉降中心之间的翘倾掀斜部位为远岸扇储集砂体,多发育透镜状岩性油气藏和背斜-岩性油气藏;陡坡一侧的沉降中心主要为近岸水下扇储集砂体,以透镜状岩性油气藏为主,也可见到上倾尖灭岩性油气藏和构造-岩性油气藏。     

近岸水下扇扇中厚砂体储层构型及对剩余油控制——以南襄盆地泌阳凹陷古近系核桃园组三段四砂组2小层为例

南襄盆地泌阳凹陷赵凹油田安棚主体区古近系核桃园组三段四砂组2小层(H3_IV2)为厚层近岸水下扇扇中砂体沉积,不同期次沟道砂体相互切割叠置,形成复杂的空间结构样式,极大影响了油田开发。亟需开展厚层砂体内部结构解剖,揭示不同期次沟道砂体分布,明确其结构样式对油水运动影响及剩余油分布控制。本文以储层构型要素分析法为指导,综合利用岩芯、测井、生产动态资料,对近岸水下扇扇中厚砂体构型进行了精细刻画。通过研究明确了研究层段构型界面6级级次划分方案,建立了复合辫状沟道内部单砂体边界的垂向和侧向识别标志,其中垂向边界识别标志有泥质类岩性界面和底冲刷界面2种,侧向边界的识别标志包括不同单砂体的顶面高程差异、厚度差异、测井曲线形态差异等5种;在单砂体识别的基础上开展了目的层厚砂体井间构型分布规律研究,将复合辫状沟道砂体解剖为单一期次辫状沟道砂体,明确了各单期辫状沟道砂体的展布特征,并统计分析了辫状沟道单砂体构型单元的特征参数;通过上述研究总结了研究区单砂体构型单元接触样式,主要包括孤立式、叠加式、叠切式3种垂向接触样式和分离式、对接式、侧切式3种平面接触样式;分析了单砂体对剩余油的控制作用,研究发现4级构型单元内部韵律性以及构型单元之间接触样式对油水运动有重要影响,是造成剩余油富集的两个重要因素。     

流花11-1油田礁灰岩油藏储层非均质性及剩余油分布规律

结合流花11-1油田的岩芯、测井、地震、开发动态等资料总结了礁灰岩油藏沉积、成岩及构造等因素造成的储层非均质特征,引入的储层非均质综合指数,可更快速、直观地揭示了剩余油的分布规律.分析了控制剩余油分布规律的地质因素和开发因素.根据储层非均质性的综合研究成果,指出了剩余油潜力区;在潜力区部署的侧钻井生产情况较好,研究成果得到了验证.该研究思路对类似油田储层非均质性的表征与剩余油分布的预测有较好的借鉴作用.     

河南省南襄盆地泌阳凹陷古近系核桃园组湖相页岩油储集层特征

尽管对南襄盆地泌阳凹陷古近系核桃园组湖相页岩采用大型压裂初产已获高产油气流,但是对该湖相页岩储集层特征尚未进行系统研究。文中应用薄片分析及全岩X衍射分析,结合陆相页岩矿物组成特点,将泌阳凹陷湖相页岩划分为块状泥岩、纹层状黏土质页岩、纹层状粉砂质页岩、纹层状灰质页岩及纹层状云质页岩5种类型。根据页岩岩心样品氩离子抛光扫描电镜分析结果,探讨了研究区湖相页岩的储集特征:(1)主要发育溶蚀孔、晶间孔、粒间孔、构造缝、层间页理缝和微裂缝等储集空间类型;(2)孔隙发育具有各向异性;(3)孔隙以中孔体积为主,微孔次之,孔径平均为4.76 nm,有2个峰值区,分别是2～3 nm和71 nm左右。进一步分析表明,岩石类型控制了储集层的储集空间发育特征,研究区以纹层状灰质页岩的溶蚀孔、晶间孔、有机质孔、层间缝等孔隙最为发育,其亦对页岩油储集最为有利。     

泌阳凹陷张厂地区E_2h_3Ⅳ砂组滩坝砂沉积学特征及勘探意义

张厂地区位于泌阳凹陷北部缓坡带中古城、王集两大鼻状构造翼部。其核桃园组三段滩坝砂是在北部缓坡这一单斜走向不断变迁背景下,浅水沉积砂体受到波浪与湖流的改造,在其前缘或侧翼再次沉积而成。通过对张厂地区岩心观察,结合粒度、测井等资料,得出坝砂、滩砂在沉积特征、微相类型存在明显区别。根据坝砂、滩砂多聚集发育特点,总结其不同时期的分布特征并最终建立了该地区滩坝砂沉积模式图。勘探实践表明:滩坝砂是一种物性好、易于成藏的储集体,具有较好的勘探前景。     

鄂尔多斯盆地姬塬油田长8油层组岩性油藏特征

姬塬地区长8油层组主要发育典型的浅水三角洲沉积。以高分辨率层序地层学分析为指导,对姬塬地区长8油层组进行了精细地层对比和小层砂体的划分,在此基础上编绘出长8油层组顶面构造图及等时条件下小层砂体的平面展布图。编图发现,研究区长8顶面为具多个鼻状隆起的西倾单斜,油层的发育多与鼻状构造有关,长8油层组主要发育岩性油藏。自身具备良好生烃能力并紧邻长7油层组优质烃源岩、稳定的三角洲砂体、西倾单斜及鼻状隆起的构造背景是长8油层组形成岩性油藏的必要条件,长8油层组下部地层较上部地层、研究区西部较东部更容易形成岩性油藏,同时西部储层明显优于东部储层。     

涠洲12-A油田流二段Ⅱ油组沉积特征及演化

北部湾盆地涠西南凹陷涠洲12-A油田流沙港组二段Ⅱ油组构造复杂,沉积差异大,横向变化快,对物源和沉积相的认识存在争议.通过测井、岩壁芯和地震等资料的分析研究,明确了涠洲12-A油田流沙港组二段Ⅱ油组物源来自于西南方向的涠洲12-8构造脊;划分了2长期基准面旋回、3个中期基准面旋回,建立了相应的等时层序格架;通过分析不同油组的沉积特征差异,识别出了两种沉积相,其中底部为扇三角洲沉积,顶部为正常三角洲沉积;并从基准面旋回的角度探讨了其沉积模式和演化规律.     

超低渗储层微观孔隙结构及剩余油分布特征——以吴起油田白豹地区长4+5为例

储层的微观孔隙结构定性定量表征可以为油藏后期高效开发奠定地质基础。本次研究利用铸体薄片、扫描电镜、高压压汞等实验手段,对吴起油田白豹地区长4+5超低渗储层的微观孔隙结构进行表征,并建立起研究区孔隙结构划分标准。在此基础上,制作真实砂岩模型,通过油水两相渗流实验反映孔隙结构好坏,通过微观可视化油水驱替实验对不同孔隙结构水驱后微观剩余油存在类型及成因进行分析。结果表明：Ⅰ类孔隙结构组合类型为粒间孔-溶孔,油水两相渗流特征最好,水驱后微观剩余油主要以小面积连片簇状形式存在,驱油效率为35%;Ⅱ类孔隙结构组合类型为溶孔-残余粒间孔,油水两相渗流特征接近Ⅰ类,储渗能力及水驱效果最好,驱油效率为43%,水驱后微观剩余油主要以簇状、环状形式存在;Ⅲ类孔隙结构组合类型为晶间孔-溶孔,其物性最差,油水两相渗流特征最差,驱油效率仅为21%,水驱后微观剩余油以连片簇状形式存在。研究区成岩作用及孔隙中的填隙物含量主要影响孔隙结构发育,从而影响不同孔隙结构在水驱过后的微观剩余油分布。