油藏数值模拟法预测剩余油分布及调整挖潜措施

以商二区南块;由藏为例,叙述了低渗透油藏中高含水期的调整模式,在精细油藏描述的基础上,利用油藏数值模拟技术研究剩余油分布规律是较为直观的好方法。通过对开发动态进行历史拟合,分析了剩余油的分布特征及其控制因素,针对不同的剩余油分布形式,提出控水稳油的挖潜调整技术。     

梁11断块厚层砂岩油藏剩余油挖潜方法研究

本文从地质建模入手，开展厚层砂岩层内建立静态模型的方法研究，并时单砂体进行油藏数值模拟，在此基础上利用侧钻水平井、侧钻井、超细水泥封堵等措施对史南油田梁11断块沙二^7.8储层刺余油进行挖潜，取得了良好的效果。     

商13—45块沙二下油藏数值模拟及剩余油研究

本文通过对商13—45块进行了油藏数值模拟和剩余油研究,确定了剩余油分布,认为构造和井网完善程度控制了剩余油在平面上的分布,并将研究结果应用于生产实际中,提出了下步潜力方向。     

T7北块数值模拟研究

本文以T7北块为研究对象,在精确地质建摸的基础上,针对油藏存在的问题,对该区进行数值模拟研究,拟合了油田的生产动态,总结了油田的剩余油分布规律。根据油田开发现状及存在的问题,提出了提高油藏采收率的几种方案并进行了预测,对油藏实际开发具有指导作用。     

乾安油田老区剩余油挖潜技术研究

本文通过定性与定量相结合的研究思路,采用沉积微相、动态监测、油藏工程及数值模拟等方法,深入总结了乾安油田剩余油分布规律研究的有效做法,明确了乾安油田剩余油分布垂向上仍以主力油层为主,平面上分布在以河口坝为主体的相带内,落实到井网,剩余油分布在油水井排非主流线区域。应用剩余油研究成果,有效的指导了乾安油田的挖潜工作,在确定合理的井网方式基础上开辟井网调整试验区,并取得了较好的调整效果。     

断块油藏剩余油分布影响因素数值模拟研究

针对反韵律断块油藏开发中后期的特点,运用数值模拟对剩余油的影响因素如原油粘度、垂向渗透率级差、采液速度进行了研究,分析得出采液速度对剩余油分布起较大作用。隔层的存在减弱了重力及毛管力作用,不利于下部油层动用,对开发效果及剩余油分布影响明显。并回归出了不同隔层状况下各因素对剩余油分布影响的定量关系式,为有效的实现剩余油分布的定量描述提供了基础。     

官7断块特高含水期潜力分析及挖潜措施

本文采用精细的油藏描述、数值模拟与动态分析相结合的方法。对该油藏的储量动用状况与剩余油分布展开了深入的研究与分析，挖潜措施实施后，效果明显。     

低渗透油藏数值模拟 历史拟合技术与应用

油藏数值模拟作为油田开发的重要技术手段,在低渗透油藏开发调整、剩余油分布研究中发挥了重要作用。本文针对低渗透油藏数值模拟特点,论述了历史拟合方法及侧重点,并列举了实例;对开展低渗透油田数值模拟工作具有指导意义。     

特高含水期油田剩余油分布数值模拟研究与应用

本文以孤东油田四区馆上段油藏为例,在精细油藏描述的基础上,利用油藏数值模拟技术 研究了剩余油的分布特征及其控制因素,提出挖潜调整措施,介绍了实施效果。     

Eclipse数值模拟软件在油藏剩余油分布研究中的应用

<正>油藏数值模拟是研究剩余油分布的重要手段。应用EclipSe油藏数值模拟软件,根据模型的需要输入油藏的地质参数、动态开发数据等,经过一定方法的计算后,可得出油层平面和三维空间上的剩余油分布,在指导老油田开发调整起到指导性的作用。     

侧钻井在老油田挖潜增效中的应用

XX油田经过多年开发生产,由于地质、工程等原因,很多油井、注汽井闲置或报废,造成局部地区井网不完善,油层动用程度较低。近几年来,随着侧钻工艺及其配套技术不断地发展并成熟化,利用侧钻井技术恢复停产井、完善层系井网已取得了较好的效果,同时也为XX油田剩余油挖潜开创了一条新路。目前侧钻井技术已成为老油田剩余油挖潜的重要手段,具有极大的发展前景和推广价值。     

X区块裂缝型油藏剩余油挖潜技术研究

X区块裂缝比较发育,在开发过程中存在暴性水淹、油水井井数比高、多向水驱控制程度低等问题,其中,裂缝是制约X区块开发的关键因素,针对存在的问题,应用数值模拟技术,分析该区块剩余油分布的类型,对该井区的剩余油分布规律及潜力进行了分析和评价,探索进一步改善该井区的注水开发效果和提高水驱采收率的有效途径。     

窄屋脊油藏剩余油分布及配套挖潜研究

复杂断块油藏开发后期剩余油高度分散且难以识别,其分布受多种因素控制。辛镇地区已进入"三高"开发阶段,通过以储层单元为对象的精细油藏描述等技术,对三大类潜力类型进行分析。在潜力认识的基础上,以单砂体或流动单元为挖潜调整对象,在潜力富集区扩边增储、补充完善,配套开发技术,提高高含水期的开发效益和水平。     

边底水油藏开发效果分析及调整挖潜技术研究

孤东油田七区馆下是典型的边底水油藏,经过20多年的天然能量开采,现在已经进入＂三高阶段＂。油藏含水上升速度快,递减速度快,单元稳产难度大。通过深化油藏动态分析,加强剩余油分布规律研究,制定合理的调整挖潜技术,实现空水稳油技术,有效解决了制约油田稳产关键问题。     

油藏数值模拟技术在南断块开发调整中的应用

南断块经过长期的注水开发后,目前已进入了高含水开发期,主力砂体水淹严重,注采井网破坏严重,水驱控制程度低。综合分析油藏潜力认为潜31层系有注采调整潜力;潜32层系有细分层系及提液潜力。利用数值模拟并结合油藏特点制定了合理的细分层系及提液的技术政策。南断块细分方案是潜31层系不变,潜32层系细分为潜321+2及潜323-6两个;潜321+2及潜323-6的单井合理排液量为95t/d及65t/d,合理注采比为0.8～0.9。潜32油组的两个层系共部署油井9口,2口水井,老井利用转注2口。成果应用于矿场,单元生产指标变好,单元日产油量及含水稳定。     

数值模拟方法在超低渗油藏注气开发过程中的应用探讨

超低渗透油藏注水开发十分困难、井况比较差、油井产量很低。注气开发是国内外在低渗透油藏开发中最为有效的开采方法之一。本文探讨了超低渗透油藏的地质特征、适应性以及油藏数值模拟技术发展现状。     

用油藏数值模拟法优化特低渗透储层开发方案

为了解决特低渗透油藏产量低、注水难、含水上升快等开发问题,取得特低渗透油藏开发经验,提高油田最终采收率,特选择西峰油田3个具有代表性的注水井组,采用油藏数值模拟的方法对开发方案进行优化。优化项目包括注水和压裂时机的选择、射孔程度和采油速度确定、注采比范围限定等。优化的开发方案对整个西峰油田的开发具有指导作用。     

底水油藏高含水油井注氮气吞吐数值模拟研究

宋家垛油田周43断块投入开采至今已10余年,该油藏是一边底水活跃天然能量较为充足的油藏。目前有油井17口,开井生产16口,综合含水88.9%。为了改善该块高含水开发井的开发效果,尝试利用氮气吞吐的方法压水锥以降低含水,研究发现该区块通过使用注氮气吞吐技术,可以有效地改善开发效果,达到降水增油和提高原油采收率的目的。     

东风港油田车1区块剩余油分布规律及开发调整对策

东风港油田车1区块为中渗断块油藏,本文从构造特征、储量分布、原油物性等油藏地质特征入手,采用数值模拟等方法研究了剩余油分布规律。研究表明:车1块的剩余油分布在未动用区块、无井控制区块以及构造高部位。根据剩余油分布规律提出了开发调整对策。     

乐安油田草13断块沙四段薄互层稠油油藏剩余油分布规律研究

<正>草13断块沙四段井网基本瘫痪,处于低速低效开发状态。本文从精细油藏描述入手,应用地震、钻井、测井、开发实验和各项动态监测资料,结合油藏数值模拟,开展剩余油分布规律研究,为该区整体调整奠定了基础。