一种研究油藏剩余油分布的新方法的简要介绍
一种研究油藏剩余油分布的新方法的简要介绍
灰色关联法进行剩余油分布研究是一种综合各种动、静态参数（如微相、生产井影响因子等）的多参数综合评价方法。
灰色系统理论以“部分信息已知，部分信息未知”的“小样本”、“贫信息”不确定系统为研究对象，主要通过对“部分已知信息”的生成、开发，提取有价值的信息，实现对系统运行行为、演化规律的正确描述和有效监控。
灰色关联分析是一种新的因素分析方法，它对系统动态过程量化分析以考察系统诸因素之间的相关程度，是一种定量与定性相结合的分析方法。其基本思想是根据事物或因素的序列曲线的相似程度来判断其关联程度的，若两条曲线的形状彼此相似，则关联度大；反之，关联度就小。灰色关联分析是在由系统因素集合和灰色关联算子集合构成的因子空间来进行研究的，灰色关联是指事物之间的不确定关联，是系统因子之间、因子对系统主行为之间的不确定关联。灰色关联分析的基本任务是基于行为因子序列的微观或宏观几何接近，以分析和确定因子之间的影响程度或因子对主行为的贡献程度。
数理统计中的回归分析、方差分析、主成分分析等是用来进行系统分析的方法[55]。这些方法都有下述不足之处：要求有大量数据，因为数据量少就难以找出统计规律；要求各因素数据与系统特征数据之间呈线性关系且各因素之间彼此无关；要求样本数据服从某个典型的概率分布，但是在实际工作中，这种要求往往难以满足，尤
剩余油分布方法描述及调整技术
剩余油分布方法描述及调整技术 摘要：描述了剩余油分布方法，并提出了注水砂岩油藏高含水期注采系统调整技术和部署合理井网的建议。低渗透油田开发合理井网应该是不等井距的沿裂缝线性注水井网。采用这种井网不仅能获得较高的产量，同时由于注水井距加大，保持了较高的油水井数比，获得了较好的开发效果和经济效益。 关键词：剩余油分布；描述方法；调整技术 开采非均匀性主要是在注采过程中，由于层系组合、井网布署、射孔方案、注采对应、注采强度、注入倍数等因素的影响，致使由采油井或注水井与采油井所建立的压力降未波及或波及较小的区域，原油未动用或动用程度低，从而形成剩余油富集区。油藏非均质性和开采非均匀性是导致油藏非均匀驱油的两大因素。油藏非均质性包括构造、储层及流体非均质性。其中，储层非均质性是控制剩余油分布的最重要的地质因素。因此，在这种动态的非平衡系统内剩余油的分布这种复杂不均一系统的根本原因是油藏地质因素和开发工程因素的非耦合性。 1剩余油分布描述方法 （1）油砂体剩余可采储量研究。某油田针对A油藏油层分布受岩性和构造双重控制，单砂层内零散分布多个相对独立油砂体的特点，计算出每个油砂体的剩余可采储量，使每个油砂体的潜力得以量化。研究流程主要是先计算每个油砂体的地质储量，接下来计算出每口油井每个单砂层的阶段产油量、产水量、累产油量、累产水量和每口水井每个单砂层的阶段注水量、累计注水量，进而求出每个油砂体不同时间阶段的累产油、累产水、累注水，再通过水驱特征曲线方法或递减曲线方法标定油砂体的可采储量并计算出油砂体的剩余可采储量。A油藏纵向上油层多而薄，油水井为多层合注、合采；而油井分层产油量、产液量取决于各层的渗透率、有效厚度和周围注水井对该层的注水量，分层注水量不但受注水层渗透率、厚度的控制还受相应注水井周围其它油井的影响，是一个非常复杂的问题。某油田提出了一套新的基于油砂体快速动态分析系统。主要是以物质平衡理论和达西定律为基础，利用计算机技术，综合应用各项动静态开发资料，将油水井的累积产出量、累积注入量劈分到单砂层，进而落实油砂体的剩余资源潜力。 （2）油藏数值模拟研究。河流相储层剩余油多存在于连通较差的低渗透薄层或未动用小砂体之中。对这种层中油水分布进行模拟计算，通过平面和纵向上细分模拟网格，建立精细油藏模型。要将油藏划分成小的单元，应用数学模型计算出各单元原始的油气水饱和度和压力分布，重现油田开发的实际过程，计算出饱和度和压力随时间的变化，从而计算出整个模型的有关数据，这样的小单元即为网格。数值模拟网格划分得越细，包括细分模拟层、缩小网格步长等，模拟的精度越高。油藏描述应用单砂层三维体模型内部的细分网格，将一个单砂层细分多个模拟层，从而可以研究层内的剩余油分布。一旦一个满意的油藏拟合完成以后，应用数值模拟跟踪技术，模拟器被作为预测模式，用来预测不同的变量；其
油藏剩余油分布及控制因素分析
摘要 曙二区东位于辽河坳陷西斜坡、双台子河两岸，受杜家台古潜山的控制，在构造运动和重力的作用下，形成北东和北西两组断裂系统。杜家台油层组为三角洲前缘沉积，发育多种微相类型，油层岩性致密，物性较差。本文在上述地质模型基础上，利用容积法计算了各小层的地质储量，并用流动系数法对产量进行了劈分，再对各小层、区块的地质储量和劈分的动用产量做差，得到各小层、区块的剩余可采储量。通过含水及水淹、构造高部位、断层、注采井网配置、和沉积模式等分析，得到剩余油主要分布在分流河道、分流河口坝微相、储层的构造高部位和边滩内滩脊向凹槽过渡区非均质性强的井区。 关键词：剩余油分布；构造；地质储量；剩余可采储量
ABSTRACT In this paper, the geological model of Shu-2 distract was established, which is located in the west slop of Liaohe depression, the bank of Shuangtaizi River. In this model, two fault systems was identified, which formed by gravity and tectonic movement. This field consists of many microfacies which is characteristic of delta front sediments with competent rock and bad properties. On the base of this model, geologic reserve is calculated by the volumetric method. Quantity of remaining recoverable oil of each layer is provided after discussing the production with the criterion of flow coefficient. Remaining oil is revealed that mainly distributed in distributary channel and debouch bar microfacies by analyzing water cut, water flooding, fault, rock microstructure and sedimentary model. In structural heights, there is remaining oil distributed relatively concentrate in these layers, and in the high heterogeneity area of transition zone between beach crest and cavity of marginal bank. Keywords: the distribution of remaining oil; structure; geological reserves; recoverable reserves of remaining oil
剩余油分布研究
1 剩余油成因类型 地质条件是形成剩余油的客观 素，而开发因素是形成剩余油的主观因素。所谓地质条件，是指储层本身表现出的物理、化学特征。从沉积物开始沉积到油气运移、聚集、成藏以及成藏后期的改造，破坏作用的全过程。地质条件包括(油藏的类型、储集层的非均质性、粘土矿物敏感性、流体性质、油藏驱动能量等)开发因素包括(井网密度、开发方式、布井方式等)。 1．1 地质条件是形成剩余油的先决条件血) 地质条件相同的油田采用的井网和井距不同，剩余油的分布状况就存在差异。相反，相同的井网对不丰廿同的油藏来说其剩余油的数量和类型也不一致。不同沉积类型的油田，剩余油分布表现出各自的特点。 孤岛油田中区馆3—4层系为曲流河相沉积，高含油饱和度区分布零散，平面上以镶边状或点状存在，纵向上受井网控制和油层边界、断层影响明显、小层储量主要集中在主力油层中，剩余储量仍然以主力油层为主 主力油层以其面积大、厚度大、所占储量多的优势而继续成为开发调整挖潜的重点。 辽河欢26块为扇三角洲沉积，剩余油在平面上主要分布在中部和东部的构造较高部位，呈零星状或局部小面积片状和零星点状分布。 1．2 开采条件是决定剩余油分布状况的外部因素 对一个具体油田而言，地质条件是客观存在的，客观条件一定后，不同的井网和井距以及开采方式就决定了剩余油的存在形式。从剩余油分布的一般规律来看，富集在现有井网未控制作的边角地区、注采并网不完善地区以及非主流线的滞流区的剩余油，主要是受到了开采条件的影响所致。在大庆油田，注采不完善是形成剩余油的最主要原凶，若把二线受效型、单向受效型及滞留区则也包括在内，其剩余油所占比例在4o 以上，辽河油田欢26块西部，存在相对较大面积的高含油饱和度区，主要是由于该地区注采系统不完善造成的 1．3 剩余油成因类型大体分为两类 平面剩余油成因类型有： ①在注采井之间压力平衡带(滞留区)形成的剩 余油； ②落井网失控的剩余油； ③ 由于注采系统不完善形成的剩余油； ④薄地层物性极差和薄油层形成的剩余油； ⑤在主河道之间或油藏边缘薄地层形成的剩余 油； ⑥断层阻隔形成的剩余油；
剩余油分布及潜力综合治理
剩余油分布及潜力综合治理 摘要：分析了某油田储层沉积特征，总结了七种砂体沉积模式，精细描述治理区剩余油分布，按其成因分成四种剩余油类型，精细认识综合治理的潜力，并给出了措施潜力。实践表明，某区a、b 排某油层剩余油综合治理挖潜，可改善低产低效井的生产状况，提高了区块的整体开发效果。 关键词：储层沉积特征；剩余油类型 abstract: the author analyzes the reservoir sedimentary characteristics of some oil field, and summarizes the seven sand body sedimentation model, fine description of remaining oil distribution control, according to the cause of remaining oil into four types, fine know the potential of the comprehensive management, and gives the measures potential. practice shows that the district of a and b row a comprehensive control of remaining oil reservoir oil-field, may improve the condition of low production status of the well and improve the overall development of the block effect. keywords: reservoir sedimentary characteristics; residual oil type 中图分类号：te34文献标识码：a 文章编号： 一、精细研究储层沉积特征 应用精细地质研究方法，将a、b排c+dii组油层细分为50个
断块油藏剩余油分布规律及分类治理
·78· 1 项目的意义及背景 文16断块是典型的断块型油藏，具有断层多、断块多，油水关系复杂，储层非均质严重等特点。各断块含油面积不一，油藏几何形状主要受控油断层影响，纵向上含油层系较多，油气分布井段较长，不同断块之间油气富集贫富不均，单井产能差异大，油水关系复杂，流体性质变化大，且断块区砂体规模较小，砂体以条带状分布为主，厚薄不一，储层非均质性严重，造成水驱动用程度不均。 2 油藏概况 文16断块区域构造位于东濮凹陷中央隆起带文留构造东翼，是文东滚动背斜构造带最北部的一个高点，构造呈现北部复杂，南部简单的特点，高点在北部，为一向西南倾没的断鼻式构造圈闭。油藏埋深2800~3500m，主要含油层位S3上、S3中5+7，动用含油面积4.6Km 2，地质储量297×104t，标定采收率23.20%，可采储量68.9×104t。油藏平均孔隙度13.7%，含油饱和度56%，平均渗透率47.3×10-3μm 2。原始地层压力58MPa，压力系数1.69，饱和压力23MPa，粘度2.53mPa.s，油层温度120℃，原油凝固点30℃。 3 剩余油分布规律研究 3.1 整体分散，局部富集 主块S3中7的低部位的井多数都曾生产或试油S3中7，但除边部的3口井外，其余井累产油量都较少。后陆续部署在中高部位的井，仅1口井累产油最多，目前主块中部水淹严重，剩余油主要集中在构造高点及井间滞留区域，南边的边部区域剩余油相对较少。 主块S3中5中北部油层最为发育，中部的7口井累产油最多，水淹也最严重，目前剩余油在构造高部位及南部边部区域和断层遮挡的井间滞留区域均较为富集。3.2 断层控制，相对集中 北块S3中7在北部井区油层最为发育，注水受效累产油最多，其余井因位置较低或弹性开采累产油较少。 剩余油主要集中在断层遮挡带构造高点，为下步的重点挖潜方向，西部弹性开采区域有一定剩余油，但储量丰度相对较低，且目前暂无法注采完善。 北块S3中5在中部区域油层最为发育，且投产较早，注水受效，累产油最多；其余井因位置较低或弹性开采累产油较少。剩 余油主要集中在断层遮挡带构造高点及西部弹性开采区域。 4 剩余油分类治理 4.1 建立“分割控油、弱驱富集”的剩余油富集理论 1）断层分割控油。文16块属于复杂断块层状油藏，由于断层分割作用，在断层附近形成剩余油富集区。主要包括断棱分割、平行夹持分割、交叉夹角分割和微小断块分割。 2）隔夹层分割控油。隔夹层是影响储层流体流动非均质、控制油水运动的主要原因之一，对油层复杂水淹的控制作用尤其明显。隔夹层分割控油是指由隔层及油层内非渗透或低渗透夹层对流体渗流的分隔作用而导致的剩余油富集。不论是正韵律还是反韵律油层，厚油层的层内夹层封堵作用均能形成剩余油富集区。 4.2 按照“高中找高、高中找低、差中优选，分类治理”的思路划分剩余油富集区并提出分类治理对策 对主块内高含水高采出程度的“双高”区域重点寻找断层分割的局部构造高点以及高含油饱和度的韵律层段；在北部断层复杂带寻找相对低含水、低采出程度的断层切割单元以及低采出程度砂体和低效条带。并对剩余油富集区提出相对应的分类治理思路及对策。对控油类型为平行夹持分割、断棱分割的局部构造高点、低采出程度断层切割单元所形成的相对富集剩余油富集区，可以在注好水，注够水的前提下，通过提液增大生产压差，解放低压油层残余油，纵向上增加出油层段，提高注入水的波及程度。对控油类型为隔夹层分割的低效条带、低渗高含油饱合度的韵律层段，可通过水井增注扩大波体积，油井选择性对低渗段补孔挖潜。 5 结语 在油田注水开发中后期，断块油藏剩余油分布是局 部相对富集和高度分散相结合，以“分割控油、弱驱富集”的剩余油富集理论可以有效的指导断块油藏剩余油的挖潜，对不同的剩余油井区通过“差中优选、分类治理”进行有针对性的调整治理，是改善剩余油井区，进而改善整个区块开发指标的关键。 收稿日期：2017-11-25 作者简介：熊惠（1986-），女，工程师，主要从事油藏技术开发工作。 断块油藏剩余油分布规律及分类治理 熊 惠 （中原油田采油一厂，河南 濮阳 457171） 摘 要：在对文16断块油藏通过沉积微相研究及精细储层评价，结合动态资料分析的基础上，深入开展剩余 油分布规律研究，并针对断块油藏高含水期剩余油断层控制、整体分散、局部富集的特点，提出并建立断块型油藏特有的剩余油富集理论，在油藏中寻找局部构造高点、高含油饱和度韵律层段、低采出程度砂体和低效条带或低含水、低采出程度单元等剩余油富集区，并采取配套对策实施分类治理挖潜，提高油藏采收率。 关键词：断块油藏；剩余油赋富集理论；分类治理 中图分类号：TE327 文献标识码：B 文章编号：1004-275X（2018）01-078-01
稠油剩余油形成分布模式及控制因素分析_以辽河油田曙二区大凌河油藏为例(1)
第24卷 第3期安徽理工大学学报(自然科学版) Vol.24 No.3 2004年9月 Journal of A nhui U niv ersit y of Science and T echno lo gy (N atur al Science)Sep.2004 稠油剩余油形成分布模式及控制因素分析 ——以辽河油田曙二区大凌河油藏为例 王志高1 ,徐怀民2 ,杜立东3 ,祁凯 3 (1.石油大学(华东)资源与信息学院,山东 东营 257061;2.石油大学(北京)提高采收率中心,北京 昌平 102249; 3.辽河油田股份公司曙光采油厂,辽宁 盘锦 257200) 摘 要:从蒸汽吞吐和蒸汽驱采油特点出发,总结了辽河油田曙二区大凌河稠油油藏剩余油形成控制因素和分布模式。确定了五个级次的剩余油分布模式,包括微观级、单井单层级、井间单层级、层间级和平面级。提出了剩余油形成的三大控制因素,包括油藏地质类、油藏工程类和井网部署等。强调了油藏地质条件的关键作用,阐述了各种地质因素对剩余油形成和分布的控制作用。 关键词:稠油油藏;剩余油;分布模式;控制因素;蒸汽驱 中图分类号:TE345 文献标识码:A 文章编号:1672-1098(2004)03-0019-05 收稿日期:2004—04—23 作者简介:王志高(1963-),男,山东潍坊人,高级工程师,在读博士,1983年毕业于华东石油学院石油测井专业,主要从事石油地质勘探和管理研究工作。 1 引言 辽河油田曙二区大凌河油藏位于辽河断陷西斜坡中段齐曙上台阶东部,是一储量丰度高、埋藏浅的稠油油藏。分布层位为沙三段大凌河油层,分为Ⅰ和Ⅱ二个油组,12个小层,储集层为一套以砂砾岩体为主体的扇三角洲沉积,储层物性好,非均质性强。主要以热蒸汽吞吐采油方式为主,经十几年的开采,原油采出程度达60%～70%,原油产量递减,但油藏内仍然有40%～50%的剩余可采储量。从目前的热采动态来看,目前残留在油藏中的剩余油呈现分散、复杂的分布状态,开采难度越来越大,准确预测剩余油的分布已成为油田开发后期急需解决的问题之一。 对于热采稠油油藏剩余油而言,由于采油方式是靠加热油层、降低原油黏度使原油产生流动进行开采,这一方式有别于稀油注水方式开采[1,2]。因此,稠油热采所形成的剩余油分布规律和控制因素有自身的特点。在探讨剩余油形成机理和分布模式方面,稀油水驱油藏研究程度高,剩余油形成机理、分布模式及预测方法研究进展较大。然而,稠油热 采剩余油研究较少[3～5] ,目前,对蒸汽驱的机理及 其形成的剩余油研究成果较少[6,7]。本文力图在辽河油田曙二区大凌河稠油油藏研究的基础上,探讨稠油油藏热采过程中剩余油形成的模式和控制因素,为类似的稠油油藏热采开发提供借鉴。 2 稠油剩余油形成分布模式 根据热采过程中的特点和大凌河稠油油藏剩余油分布特征,按规模可将稠油剩余油形成模式分为五种规模类型:微观、单井层内、井间、层间和平面。 2.1 微观剩余油分布模式 大凌河稠油油藏剩余油微观分布模式主要有三种形式(见图1)。一是不规则的油滴(见图1A),其分布位置可在并联的孔道中,死胡同孔隙中和孤立孔隙中;二是剩余油呈束状(见图1B ),因含油饱和度较大,构成水动力连贯性而形成;三是簇状油块,由油丝断裂、水桥阻塞作用而形成(见图lC)。 19
浅析剩余油研究现状
浅析剩余油研究现状 摘要剩余油研究是世界性难题，在油藏描述的研究基础上开展更精细的剩余油分布规律研究，本文针对剩余油技術研究现状进行分析，调研国内外资料，研究了相关技术的发展。 关键词油藏描述；剩余油分布；数值模拟 中国老油田已陆续进入开发中后期，大量剩余油因储层强非均质性的影响而滞留地下，成为了实现老油田稳产的重要物质基础. 剩余油分布研究尤其高含水条件下剩余油潜力区预测是一项高度综合性的研究难题[1]，此相关领域的理论与实践一直在持续向前发展。 高含水期的油藏剩余油的分布比较零散，但仍然存在相对富集区。剩余油的形成与分布受油藏非均质性及井网条件因素的控制，而油藏非均质性又受沉积、成岩、构造、流体多种因素的控制[2]。剩余油与油水相对渗透率参数密切相关，相对渗透率受储层性质多种因素的影响。相对渗透率曲线随岩相的不同而不同，而且随着注水开发过程中孔隙结构的变化而变化。 1 剩余油分布规律研究 高含水、特高含水期油田面临着严峻开发形势，宏观研究不能解决剩余油形成与分布研究的机理问题，微观剩余油研究技术显得越来越重要。微观剩余油分布研究方法主要有含油薄片法、微观仿真模型技术。必须在剩余油研究的微观技术手段上实现突破，通过开展剩余油微观分布特征的细致深入研究，将宏观和微观研究相结合。 国内各油田研究表明，陆相油藏开发中后期剩余油分布主要以下几种：井网不完善型、层间干扰、油层污染损害严重造成剩余油、未列入原开发方案的未动油、构造高部位型、断层遮挡型、厚油层层内非均质程度造成的剩余油分布、黏度差和密度差造成的剩余油分布、气锥和水锥造成的剩余油分布、水淹层中微观规模的剩余油分布、以薄膜形式覆于储层岩石表面上的剩余油及局部不渗透的遮挡处的剩余油。 在高含水后期剩余油呈“总体高度分散，局部相对富集”的格局，因此老油田提高采收率应该通过深化油藏描述、准确量化剩余油分布来重构油藏地下认识体系，结合油藏井网系统的重组。对剩余油相对富集区和分散的剩余油采取不同的挖潜对策和方法。 应以剩余油分布主控因素为基础和依据，从油藏的静态、动态两方面综合考虑，结合各个油田或者区块的自身特点，认识其分布规律，描述其分布状态，因地制宜的选取适合本区块的剩余油研究方法。针对性地开展三次采油，能进一步挖潜注水驱替不出的原油。
剩余油研究
陆相油田剩余油分布特征及挖潜策略 目前，我国的大部分油田经过几十年的开发，先后经历了上产期、稳产期和递减期，已进入高、特高含水开发阶段，增储上产、稳油控水的难度越来越大。具体表现为：①勘探程度高，新增储量日益困难，剩余储量可动用性较差；②注水开发油田综合含水率高、采出程度高、采油速度高、储采比低、采收率低，矛盾突出；③油田地质情况复杂，水驱油过程不均匀，大部分油田仍有60％左右的剩余油残留在地下。因此，加强剩余油分布规律研究、搞清其分布特征、采取有效对策提高原油最终采收率已成为油田提高采收率的必由之路。 剩余油研究的内容不仅要搞清楚剩余油分布的准确位置及数量，还要搞清楚剩余油的成因以及分布的特点，从而提出挖潜措施，其中剩余油分布位置和数量是剩余油研究的技术关键和难点。 1.现阶段陆相老油田储层特征及剩余油分布 按沉积类型将我国碎屑岩储集层可划分为6类：河流相；三角洲相；扇三角洲相；湖底扇(浊积)相；冲积扇相；滩坝相[1]。据统计，我国油田92%的储层为陆相碎屑岩沉积。其中湖泊环境(三角洲相、扇三角洲相、湖底扇相、滩坝相)和冲积环境(冲积扇相、河流相)沉积的碎屑岩储集层又分别占我国总开发储量的43%和49%，几乎各占一半。其中河流相和三角洲相储集层是我国石油资源的主要载体,分别占我国总开发储量的42.6%和30.0%,几乎近2/3。其它依次为湖底扇(浊积)相占6.3%，扇三角洲相占5.4%，冲积扇(包括冲积)河流相)相占6.4%，滩坝相占1.4%，另外还有8%的储量在基岩中。这些碎屑岩储层的特征如下：（1）近源短距离搬运和湖泊水体能量较小等基本环境因素，导致了陆相湖盆碎屑岩储层相对海相同类环境储层砂体规模小、分布零散和连续性差，非均质性更为严重，表现为矿物、结构成熟度低，孔隙结构复杂[2]。 （2）湖泊水进水退频繁，使河流一三角洲沉积呈明显的多旋回性，油田纵向上油层多，纵向上砂体相互交错，平面上相带频繁叠加，形成了含油层系十分
断块油藏剩余油分布规律与控制因素研究
断块油藏剩余油分布规律与控制因素研究不同类型断块油藏地质特征存在明显差异。Ⅰ类边底水断块天然能量充足，内部断层少， 储层物性相对较好；Ⅱ类简单断块单个油藏含油面积大（大于0.5 km2），构造较简单，储 层发育较稳定，能够形成完善的注采井网；Ⅲ类复杂断块单个油藏含油面积较小（0.1＜ S≤0.5km2），断层较发育，油层分布零散，注采井网不完善；Ⅳ类极复杂断块单个油藏含油 面积极小（S≤0.1km2），低序级断层十分发育，油层分布极零散，注采井网完善难度大。 目前断块油藏按照开发方式及含油面积能否形成注采井网划分为Ⅰ类边底水断块、Ⅱ类 简单断块、Ⅲ类复杂断块及Ⅳ类极复杂断块四种次级油藏类型。断块油藏相对于整装油藏有 其特殊性，断块油藏类型众多，在开发实践中，由于背斜、岩性断块构造相对简单，多采用 面积注采井网，开启型断块油藏一般天然能量较充足，注采系统方面的问题相对较少。而对 于半封闭、封闭型复杂断块油藏来说，开发效果的好坏主要取决于注水开发效果。但此类断 块油藏一般含油面积小，形状不规则，所以井网布置一般无规律性，注采结构不合理，注采 比低，这就使水驱控制储量及储量动用程度受到了限制，容易形成死油区，还会出现地层能 量下降、边底水突进等问题。本文明晰了此类断块油藏平面水驱控制的主要因素，研究合理 注采井网模式，指导了断块油藏合理开发与高效调整。 1 半封闭断块油藏平面水驱控制因素 （1）断块油藏地层倾角越大，上倾方向驱油时，重力作用抑制了水的流量，相同条件下，地层倾角越大，油井见水时间越晚，开发效果越好，平面水驱波及系数越高。（2）复 杂断块含油面积越大，储量规模越大，可部署井数多，从简单的一注一采到建立相对完善注 采关系，开发效果也是越来越好。（3）断块油藏从断块形态看，相同井网形式下，几何形 态不同，平面波及及开发效果差异明显，三角形井网对三角形断块匹配好，对梯形断块匹配差。（4）复杂断块受边水条件影响，边水能量越大，水线推进越均衡，水驱波及高，采收 率高，相同开发方式下，与满块含油断块相比，一定的边水能量可以提高边部及井间波及系数。（5）复杂断块断层夹角多，这种边角效应影响也很明显，断层夹角越小，夹角处难动 用的面积与储量越大。且随着油井距断层距离的增大而增大。这些影响因素的影响程度大小 是怎样的，我们进一步利用数值模拟与正交试验分析结合，分析了影响因素的敏感性。通过 标准回归、得到因素的影响权重，排序表明，排在前三位的分布是油水粘度比、面积、形态，是主控地质因素。复杂断块单元多、自然断块数量大，差异大，有必要研究其合理井网，提 高水驱控制程度，在主控因素分析基础上，进一步开展复杂断块油藏合理注采技术研究。 2.半封闭断块油藏合理注采研究 中小断块油藏由于含油面积小，可部署的注采井井数较少，井网调整难度大，因此井网 部署要结合油藏实际形状；由于形状对中小断块油藏井网部署影响很大，在考虑油藏形状时 需要考虑更多更具体的几何形状，这样得出的结论对中小断块油藏注采井部署就更具有指导 意义。（1）对于有弱边水的三角形复杂断块油藏，边缘注水开发可以有效的提高水驱控制 与动用，对于边水条件下，一般地层倾角大，高部位油层多，常用的顶部采油方式最大程度 提高储量动用，边缘部位注水可以有效提高波及。边部注水和转注后的井网形式以交错排状 井网较为适宜，井的个数按金字塔式分布，井在边水处注水或转注。（2）对于有弱边水的 四边形复杂断块油藏，边部注水和转注后的井网形式以不规则三角形井网较为适宜，井在边 水处注水或转注。（3）对于有弱边水的条带形复杂断块油藏，顶部采油，边水处注水或转 注注水开发可有效提高水驱控制与动用。（4）对于有弱边水的半圆形油藏，边部注水和转 注后的井网形式以环状交错井网较为适宜，井在边水处注水或转注；这种井网能够发挥径向 辐射的优势，井网密度在油藏内部稠些，在边水附近稀些，既能在一定程度上抑制边水的侵入，而且在没有注水井的地方还能有效利用边水的作用驱油。（5）对于封闭的复杂小断块，四边形断块来说，采用断层夹角处采油，边角部注水的开发效果均好于使用其他注水方式的 井网形式。对于三角形复杂断块，研究结果表明，采用边角部注水的开发效果最好，对比注 水井位于油藏内部的的井网形式，边角部注水井网及注水井排距油水边界一定距离时开发效
油田常用剩余油分布研究方法
油田常用剩余油分布研究方法 摘要目前我国多数油田都已进入开发后期，综合含水率为85%以上，一些老区块含水更是高达90%以上。在高含水的情况下，准确掌握剩余油的分布状况对老油田调整开发方案、制定增产挖潜措施具有重要的指导意义。概括了目前国内外研究剩余油分布的几种常用的方法，为现场工作人员提供了理论帮助，并对剩余油分布的研究方向进行了探讨。 关键词剩余油高含水 前言 目前我国绝大部分老油田都已经处于高含水期。高含水期油田开发与调整的研究内容可以概括为一句话，即“认识剩余油，开采剩余油”，其难度比处于低、中含水期的油田要大得多。重要难点之一就是确定剩余油分布及其饱和度变化规律，这是因为我国注水油田大多经历了几十年的开发与调整，地下油、气、水分布十分复杂，但这是一项必须解决的、有重大意义的问题。 20世纪70年代全世界油田的平均采收率仅为15%~20%，进入90年代提高到30%~35%，预计到21世纪的20年代初将提高到50%左右。我国目前的平均采收率在35%左右，地下还有大量剩余油没有开采出来，这是发展中国未来石油工业的巨大资源潜力。提高采收率，其核心问题就是要搞清地下剩余油的分布情况。 国内外剩余油研究状况 一、研究进展 现在国内外对于剩余油的研究可分成3大项：宏观剩余油分布研究、微观剩余油分布研究和剩余油饱和度研究。前两者是对剩余油分布的定性描述，而饱和度的研究是针对剩余油的定量表征。 1、剩余油宏观分布研究 这一部分是在宏、大、小规模上研究剩余油的分布。 （1）驱油效率与波及系数的计算 一般在油藏、油田、油区甚至在全国的范围内进行研究，求出驱油效率与波及系数的平均值，以提供剩余油的宏观分布特征，为挖潜方向的决策提供依据。 （2）三维地震方法 在油田开发中主要有两方面的作用：①在高含水期油田或老油区中寻找有利的原油富集地区。利用三维地震等综合解释技术进行精细油藏描述，改善了开发效果的例子不胜枚举；②监测油田开发过程。 （3）油藏数值模拟方法 利用油藏数值模拟研究油层饱和度，可以计算整个油层中饱和度在空间上随时间的变化，并可预测未来饱和度的变化，因此有很大的实用价值。这一方法主要用于两个方面：利用动态拟合的方法确定实际
河流相储层剩余油成因类型及分布模式
第35卷 第5期 成都理工大学学报(自然科学版) Vol.35No.5 2008年10月 J OURNAL OF CHEN G DU UNIV ERSITY OF TECHNOLO GY (Science &Technology Edition ) Oct.2008 [文章编号]167129727(2008)0520502206 河流相储层剩余油成因类型及分布模式 [收稿日期]2007202220 [基金项目]国家重点基础研究发展计划(973)项目(2003CB214601) [作者简介]付国民(1968-),男,博士,副教授,主要研究方向:油藏描述、储层地质学,E 2mial :guominf u2000@https://www.wendangku.net/doc/c58008735.html, 。 付国民1,2 董 冬3 王 锋1 董满仓4 (1.长安大学资源学院,西安710054;2.中原油田博士后工作站,河南濮阳457001; 3.胜利油田大明集团股份有限公司,山东东营257061; 4.延长油田股份有限公司,陕西延安716000) [摘要]以鄂尔多斯樊家川油田为例,通过综合分析开发地质、生产动态资料,研究了河流相储 层剩余油成因类型及分布模式。河流相储层剩余油可细分为13种成因类型,其中井网未控制型、注采不完善型、层间干扰型、呈片分布差油层型、微正向构造控制型剩余油是注水开发后期主要挖潜的对象。在纵向上,剩余油分别呈分散相、片状、集合块状连续层状分布于单砂体不同部位,在渗透性差异较大的不同砂体之间由于层间干扰形成层间干扰型剩余油;在平面上,河道砂主体侧缘主要为决口扇或溢岸成因的薄层近未水淹剩余油层和上倾尖灭型剩余油。而在河流相复合砂体的任何部位,都可能存在被漏掉的微砂体、微构造型、外延断棱型剩余油。 [关键词]剩余油;成因类型;分布模型;河流相;樊家川[分类号]TE321 [文献标识码]A 河流相储层是中国大部分老油田主要储集类 型,其内部建筑结构极为复杂,平面、层间、层内非均质性较严重,造成注水开发中后期60%～70%的剩余油残存在未被注入水波及的区域。这部分剩余油分布极为分散和复杂。而在油田开发后期积极寻找并挖潜此类剩余油,已成为中国大部分老油田稳产的重要战略措施,因此,搞清这部分剩余油成因类型及分布模式,可以有效指导开发后期油田的综合调整及剩余油挖潜,提高最终采收率。 樊家川油田是鄂尔多斯盆地南部投产较早的中小型砂岩油田,主要储集层下侏罗统延长组延9油组是由多期不同规模不同类型河道砂体交错叠置的厚油层,非均质性非常严重。经过十余年的注水开发,油田已进入高含水后期开采阶段,层间、平面矛盾极其突出,产量锐减,采出程度仅为14%;但根据密闭检查井和分段动态测试表明,油层内仍有86%的高度分散及隐蔽的剩余油。 1 剩余油成因类型划分 剩余油分布格局的形成,概括起来讲,其一是由于井网控制不住及面积注水井网本身面积波及系数的差异造成的;其二在于储层的非均质性,断层分割造成不连通性,以及注采系统与其相互配置关系和适应性[1]～[3]。也有专家将剩余油成因类型简单归纳为井网本身控制型及干扰型两类[4],[5]。然而,河流相储层在高含水后期,剩余油分布极其复杂,以上成因分类不能有效地指导具体剩余油挖潜措施的制定。通过利用取心、试油、数模、同位素吸水剖面、新钻油水井电测解释及生产动态资料,在分析储层沉积、非均质性、构造、开发工程等因素对剩余油影响的基础上,将剩余油成因类型分为以下13类(图1): (1)井网未控制型剩余油。对河流相储层来说,厚度小于1～2m ,宽度不足200～300m 的微砂体较发育,甚至许多期次的主河道、废弃河道、
剩余油形成与分布的控制因素
剩余油形成与分布的控制因素 摘要： 剩余油研究是高含水油田面临的重大课题，是实现“稳油控水”目标的重要手段。剩余油形成与分布的控制因素极其复杂，可分宏观因素和微观因素进行研究，宏观因素总的可归结为两类：地质因素和开发因素。其中地质因素是客观的、内在的主要矛盾；开发因素是主观的、外在的次要矛盾，二者相互作用导致剩余油分布的复杂化和多样化。地质因素的构造条件、沉积微相类型及储层非均质差异，开发因素方面的注采系统的完善程度注采关系和井网布井、生产动态等在剩余油形成与分布中起了主要作用。通过对剩余油控制因素的详尽分析，指出其宏观和微观分布特征和区域，对进一步提高剩余油研究水平有较强的借鉴意义。关键字：剩余油微构造非均质井网 前言： 剩余油一般是指油藏开发中后期任何时刻未采出的石油。即二次采油末油田处于高含水期时剩余在储层中的原油。 油藏一经投入开发，影响剩余油产生的因素便应运而生。目前世界石油采收率平均为33%左右，67%的石油储量仍然剩余在地下油藏中，也就是说，能够采出的石油只占总储量的极小部分。这种现状客观上是由油藏本身的地质条件决定的，它是影响剩余油形成的最主要因素；而影响剩余油产生的另外一个重要因素——开发条件，除受当时的技术、经济条件等客观因素制约外，带有较强的主观性质。这种主观性表现在对地质情况的认识程度上。 油田开发中后期可供勘探的领域已非常有限，因此剩余油研究是高含水油田面临的重大课题。对剩余油的研究，应从地质和开发两方面人手，从宏观和微观两个层面进行研究。 1宏观控制因素 1.1地质条件 所谓地质条件，是指储层本身表现出的物理、化学特征。从沉积物开始沉积到油气运移、聚集成藏，以及成藏后期的改造、破坏作用的全过程。 构造条件分为油层微构造和封闭断层条件。油层微构造和封闭断层对剩余油形成天然屏障。 (1)所谓油层微构造是指在总的油田构造背景上，油层本身的微细起伏变化所显示的构造特征，其幅度和范围均很小。通常相对高差在15 m左右，长度在500 m以内，宽度在 km，因此，直接以油层顶面(或底面)实际资料绘制小200~400 m之间，面积很少超过0.32 等间距(一般是2 m、4 m或5 m)构造图，即可消除常规构造图的弊端，显示出油层微构造特征。 油田经过较长时间的开发，特别是注水开发以后，油层的原始油水界面将随着开发程度的提高不断改变。当开发进入一定程度后，原来的一个同一的圈闭内的油水界面将微构造分割成为不同的微型圈闭。这时控制原油分布的构造因素已不再是原来的常规构造所反映的构造形态，而是微构造形态起主导作用。所以剩余油分布在正向微构造的高部位见图1。 a.模型 b.常规构造图 c.微构造图 图1具有局部高点的背斜构造常规构造图及微构造 在注水开发时，正向微构造是剩余油富集的低势区。该类微构造在油气田开发初期，由于资料缺乏，不能被认识发现。只有到油田开发中、后期,有丰富的资料,如三维地震资料、钻井资料等的情况下，才能被发现。该类微构造不管是分布在老井网之内还是未受老井网控制，均是挖潜的有利地带。 樊中海等人对双河油田进行研究得出位于小鼻状构造区的H421井获得一组油层厚度为26.0m，产油量11t/d,含水率为21%,生产效果良好。而位于小沟槽区的H409井初始产油量5 t/d，含水率90%，生产效果差。 (2)断层对剩余油形成的作用：由于断层的封闭遮挡作用，致使单向注水受效差，在油水井与断层之间不能形成良好的驱替通道，地下液体因不能流动而形成滞流区。
断块油藏剩余油分布规律与控制因素研究
断块油藏剩余油分布规律与控制因素研究 发表时间：2019-07-18T10:13:04.823Z 来源：《科技尚品》2018年第12期作者：史亚双[导读] 断块油气藏可根据断层平面和剖面的组合形态进一步分成阶状断块、屋脊状断块、地垒式断块、交叉断块、弧形断块、逆掩断块、封闭断块等类型油气藏。地质特征的差异导致油藏开发原则及开发措施存在很大差异，直接影响到不同类型断块油藏开发效果，导致不同类型断块油藏之间采收率存在差异，因此有必要对不同类型断块油藏采收率进行评价，深入剖析影响断块油藏采收率主要因素，为断块油 藏提高采收率提供依据。通过统计分析断块地质开发 中国石油天然气股份有限公司吉林油田分公司英台采油厂 不同类型断块油藏地质特征存在明显差异。Ⅰ类边底水断块天然能量充足，内部断层少，储层物性相对较好；Ⅱ类简单断块单个油藏含油面积大（大于0.5 km2），构造较简单，储层发育较稳定，能够形成完善的注采井网；Ⅲ类复杂断块单个油藏含油面积较小（0.1＜S≤0.5km2），断层较发育，油层分布零散，注采井网不完善；Ⅳ类极复杂断块单个油藏含油面积极小（S≤0.1km2），低序级断层十分发育，油层分布极零散，注采井网完善难度大。 目前断块油藏按照开发方式及含油面积能否形成注采井网划分为Ⅰ类边底水断块、Ⅱ类简单断块、Ⅲ类复杂断块及Ⅳ类极复杂断块四种次级油藏类型。断块油藏相对于整装油藏有其特殊性，断块油藏类型众多，在开发实践中，由于背斜、岩性断块构造相对简单，多采用面积注采井网，开启型断块油藏一般天然能量较充足，注采系统方面的问题相对较少。而对于半封闭、封闭型复杂断块油藏来说，开发效果的好坏主要取决于注水开发效果。但此类断块油藏一般含油面积小，形状不规则，所以井网布置一般无规律性，注采结构不合理，注采比低，这就使水驱控制储量及储量动用程度受到了限制，容易形成死油区，还会出现地层能量下降、边底水突进等问题。本文明晰了此类断块油藏平面水驱控制的主要因素，研究合理注采井网模式，指导了断块油藏合理开发与高效调整。 1 半封闭断块油藏平面水驱控制因素 （1）断块油藏地层倾角越大，上倾方向驱油时，重力作用抑制了水的流量，相同条件下，地层倾角越大，油井见水时间越晚，开发效果越好，平面水驱波及系数越高。（2）复杂断块含油面积越大，储量规模越大，可部署井数多，从简单的一注一采到建立相对完善注采关系，开发效果也是越来越好。（3）断块油藏从断块形态看，相同井网形式下，几何形态不同，平面波及及开发效果差异明显，三角形井网对三角形断块匹配好，对梯形断块匹配差。（4）复杂断块受边水条件影响，边水能量越大，水线推进越均衡，水驱波及高，采收率高，相同开发方式下，与满块含油断块相比，一定的边水能量可以提高边部及井间波及系数。（5）复杂断块断层夹角多，这种边角效应影响也很明显，断层夹角越小，夹角处难动用的面积与储量越大。且随着油井距断层距离的增大而增大。这些影响因素的影响程度大小是怎样的，我们进一步利用数值模拟与正交试验分析结合，分析了影响因素的敏感性。通过标准回归、得到因素的影响权重，排序表明，排在前三位的分布是油水粘度比、面积、形态，是主控地质因素。复杂断块单元多、自然断块数量大，差异大，有必要研究其合理井网，提高水驱控制程度，在主控因素分析基础上，进一步开展复杂断块油藏合理注采技术研究。 2.半封闭断块油藏合理注采研究 中小断块油藏由于含油面积小，可部署的注采井井数较少，井网调整难度大，因此井网部署要结合油藏实际形状；由于形状对中小断块油藏井网部署影响很大，在考虑油藏形状时需要考虑更多更具体的几何形状，这样得出的结论对中小断块油藏注采井部署就更具有指导意义。（1）对于有弱边水的三角形复杂断块油藏，边缘注水开发可以有效的提高水驱控制与动用，对于边水条件下，一般地层倾角大，高部位油层多，常用的顶部采油方式最大程度提高储量动用，边缘部位注水可以有效提高波及。边部注水和转注后的井网形式以交错排状井网较为适宜，井的个数按金字塔式分布，井在边水处注水或转注。（2）对于有弱边水的四边形复杂断块油藏，边部注水和转注后的井网形式以不规则三角形井网较为适宜，井在边水处注水或转注。（3）对于有弱边水的条带形复杂断块油藏，顶部采油，边水处注水或转注注水开发可有效提高水驱控制与动用。（4）对于有弱边水的半圆形油藏，边部注水和转注后的井网形式以环状交错井网较为适宜，井在边水处注水或转注；这种井网能够发挥径向辐射的优势，井网密度在油藏内部稠些，在边水附近稀些，既能在一定程度上抑制边水的侵入，而且在没有注水井的地方还能有效利用边水的作用驱油。（5）对于封闭的复杂小断块，四边形断块来说，采用断层夹角处采油，边角部注水的开发效果均好于使用其他注水方式的井网形式。对于三角形复杂断块，研究结果表明，采用边角部注水的开发效果最好，对比注水井位于油藏内部的的井网形式，边角部注水井网及注水井排距油水边界一定距离时开发效果较好，原因在于注水井排位于构造低部位且平行于构造等高线，有利于水线均匀推进，提高开发效果。对于梯形断块，研究结果表明，边部注水井网，及注水井排在油水边界附近时开发效果最好。 3 结论 断块油藏开发效果好坏除与储层及流体性质有关外，还受到开发过程中调整精细化程度的影响，由于储层及流体性质人为无法改变，因此决定断块油藏开发效果好坏的关键因素是开发调整方式及好的开发手段的应用。建议在开发过程中加大不同类型断块油藏井网模式研究，通过井网调控改善开发效果，同时加强水动力学研究，探索新的水驱模式，改善水驱效果。（1）影响断块油藏平面水驱动用状况的因素有油水粘度比，地层倾角，面积大小，几何形态，水体大小等，排在前三位的分布是油水粘度比、面积、形态，是主控地质因素。 (2) 相同的井网形式下，地层倾角越大，油井见水时间越晚，采收率高，开发效果好。含油面积越大,可形成完善的注采关系，开发效果越好，断块几何形态影响井网设计和水驱控制程度，如三角形井网对三角形断块的匹配性好，对梯形断块的匹配性差。（3）对于不同类型的复杂断块有边水存在的情况下，在边水处注水或转注能够取得较好的水驱效果。（4）对于复杂断块来说，贴近断层夹角，断边带布井可以有效的提高水驱动用。（5）对弱边水复杂小断块顶部采油，边缘注水开发有效提高水驱控制与动用。参考文献： [1] 彭昱强.油气田开发井网研究综述[J].大庆石油地质与开发,2016,21(6) [2] 齐与峰．砂岩油田注水开发合理井网研究中的几个理论问题[J].石油学报,2015,
控制剩余油分布的因素
控制剩余油分布的因素 [摘要]沉积单元、沉积韵律、渗透率差异和非均质等各种地质因素影响地下油水的运动规律，同时还受到布井位置等各种开发因素的影响，这都控制着剩余油的分布。本论文结合构造带的储层特征和生产动态特征，通过分析对比地质特征对剩余油形成和分布的影响，揭示储层地质特征与剩余油分布之间的关系。 [关键词]剩余油地质开发 一般认为是通过加深对地下地质体的认识和改善开发工艺水平等措施可以开采出来的油。影响剩余油分布的因素很多，通常划分为两类：地质因素和开发因素。地质因素主要包括有：油藏非均质性、构造、断层等。开发因素主要包括有：注采系统的完善程度、注采关系和井网布井、生产动态等等。受生产动态因素影响的剩余油富集区有注水分流区；注水二线区；生产井网稀、单井控制储量大的井区。这些井区多为高产区，但受人为因素影响大，情况经常发生变化。实际地下情况远比设想的复杂得多，有时甚至与设想相反。地质因素属于内因，开发因素属于外因。它们的综合作用就导致了目前剩余油分布的多样化、复杂化。 1 地质因素 1.1 沉积单元 是控制油水垂向流动的基本单元，大庆油田的大多数厚油层都属于复合层、复合韵律沉积。研究表明，复合韵律油藏通常由二三个沉积单元叠加而成，且每个元都受沉积韵律的控。从观测井的岩心分析数据表明，厚层的水侵严重，厚层的水侵情况与正韵律油藏规律相符，即沉积单元底部高渗透层水侵严重，水侵程度由底部向顶部逐渐减弱。从复合沉积单元、复合油层叠加而成的油藏剖面可以观察到水侵。 1.2 沉积韵律 正韵律顶部形成剩余油富集，反韵律油层底部形成剩余油富集，复合韵律油层纵向上出现多个渗透层段，在相对低渗透部位水洗较弱，形成剩余油富集。韵律对剩余油分布的影响还与注采井距和射孔状况有关，若注采井距小，重力的作用与驱动力的作用比较起来便处于次要地位；油层若有采用选择射孔投产，也就抑制了重力对注入水波及体积的影响。 1.3 渗透率差异 储集层中渗透率的差异控制着油藏中剩余油的垂向分布。由于地层中渗透率的差异，注入水沿高渗透层趋进。注入水很难波及低渗区域，从而导致厚地层顶部剩余油富集。