探讨疏松砂岩油藏剩余油分布与挖潜对策

特低渗水驱砂岩油藏中高含水期剩余油分布规律探讨作者：刘杰来源：《石油知识》 2017年第1期刘杰（中国石油吉林油田分公司勘探开发研究院油田研究所吉林松原 138000）摘要：油田开发经验表明，打加密调整井是开采剩余油、保持油田稳产、改善水驱效果最有效的方法。

本文以特低渗水驱砂岩油藏中高含水期G46区块为例，应用PNN测井、沉积微相及数值模拟等方法分析了青一高台子油层剩余油分布规律，并以此开辟加密调整试验区。

研究结果表明非主力油层剩余油饱和度整体高于主力油层，前缘沙坝物性稍差（2-4mD）剩余油饱和度较高，是下步动用的主力相带，加密新井初产和累产高于河口沙坝主体，进一步验证了剩余油认识结果；非主力油层加密井目前平均日产油为2.4t，见到较好效果，实现了非主力油层的有效动用。

关键词：剩余油；PNN测井；沉积微相；数值模拟；非主力油层1 前言油田开发经验表明，打加密调整井是开采剩余油、保持油田稳产、改善水驱效果最有效的方法。

剩余油富集区主要存在于油层中断层附近、岩性变化剧烈的地区、现有井网未控制住的边角地区、注采井网不完善地区、非主流线的滞留区和构造较高部位或构造局部高点]。

DQ油田G46区块砂岩油藏水驱已开发15年，目前已进入中高含水期，剩余油分布特点如何？为此，本文利用目前较为丰富的动静态资料，结合精细油藏描述技术，围绕研究区对青一段高台子油层剩余油进行了分析，找到剩余油富集区，开辟加密调整试验区，实现了非主力油层的有效动用。

2 区域地质与开发概况2.1 地质概况该区东部为近南北向两条正断层切割的西倾单斜构造，东侧发育的大型反向正断层对油气富集起到了良好的控制作用。

其主要含油层段集中在青一段Ⅱ、Ⅲ砂组。

青一12号层平面砂体分布较为稳定，但物性变化较大。

尤其是在平面上两个区带存在明显的岩性变化，为此套储层油气富集提供了良好的岩性变化区带。

因此青一段12号层在断层和岩性控制下，形成了断层岩性油藏。

研究区青一11、12号层为主力油层，有效厚度大，分布范围广。

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个沉积单元，并对每个单元的砂体类型进行了详细描述，概括总结出7种砂体沉积模式。

桩西疏松砂岩油藏防砂工艺现状及下步攻关方向摘要着桩西勘探开发逐步向滩海延伸，疏松砂岩油田所占比例也越来越大，油藏出砂更为严重，根据油井储层物性、砂体分布、注采对应关系、冲砂情况及油井井况等有针对性地实施分类防砂，基本满足了桩西疏松砂岩油藏的防砂需要。

但防砂过程也暴露出一些问题：如充填防砂后大幅降产、滤砂管防砂易堵塞，部分井化学防砂有效期短、压裂防砂效果不理想、裸眼防砂投产后高含水或供液差，严重制约了疏松砂岩油藏两率的提高。

因此，有必要对这些突出问题进行深入分析，并重新细化各类防砂工艺的选井标准，提出下步改进及攻关方向，为疏松砂岩油藏的增储稳产提供坚实的技术支撑，实现疏松砂岩油藏防砂后稳产、增产。

关键词油藏；防砂；两率；制约；砂体；堵塞；增储；稳产随着桩西勘探开发逐步向滩海延伸，疏松砂岩油田所占比例也越来越大，油藏出砂更为严重，在桩西几代防砂工作者刻苦钻研、积极攻关下。

防砂技术的开发及应用，基本满足了油田开发初期的防砂需求。

但是，随着油田开发进入中后期，油藏条件不断变化，油藏状况越来越复杂，防砂过程中难免暴露出一些问题，因此，有必要对现有防砂工艺的油藏适应性进行重新细化，并进行防砂工艺的进一步完善及攻关，为疏松砂岩油藏的增储稳产提供坚实的技术支撑。

1桩西防砂工艺现状桩西疏松砂岩油藏主要包括老168、老163、桩106、桩139等区块，主要处于滩海区，含油面积32.7km2，地质储量3515×104吨，可采储量697×104吨，占全厂26.4％，日油水平857吨，占全厂36.2％；开发层系以馆陶组为主，油层埋深在1350～1650m；储层岩性主要为细砂岩、粉细砂岩，地层胶结疏松易出砂；纵向上发育多套油层，区块和油层之间差异较大，油藏类型多，油井出砂机理、出砂程度、油层物性、生产制度等各不相同，单一的防砂工艺难以满足多类型出砂油井的防砂需要。

根据油井储层物性、砂体分布、注采对应关系、冲砂情况及油井井况等实际有针对性地实施分类防砂，逐步形成了适合桩西油藏开发的防砂工艺技术系列，即以充填防砂、化学防砂、滤砂管防砂为主，裸眼防砂、压裂防砂和携砂采油为辅。

开发后期剩余油分布特点与挖潜对策摘要：孤东油田二、六区经过多年的注水、注聚开发，目前已进入特高含水开发后期，剩余油分布局部集中，大部分呈零散状态。

本文依托典型高含水精细地质研究工作，应用数值模拟、密闭取心井总结、新井测井及生产资料分析等分析手段，初步总结出高含水油藏剩余油主控因素及分布特征，并以此为基础提出了改善开发效果的措施。

关键词：高含水；剩余油分布；控制因素；开发措施前言油田进入高含水阶段后，由于长期的强注强采，地下油水分布发生了巨大的变化，开采挖潜的对象不再是大片连通的剩余油，而是转向了剩余油高度分散而又局部相对富集的区域，因此后期的油藏开发管理工作极端重要。

在目前严峻的经济条件下，从已发现的油田增加产量和提高最终采收率是当务之急。

而搞清剩余油的分布规律是降低开采成本、增加产量、提高最终采收率的关键。

孤东油田在水驱时强注强采造成储层物性变化大、大孔道窜流严重、地层压力高且不均衡及注聚配注与注水配注相差大的恶劣条件下，经过不断的探索和矿场实践，聚合物驱油效果不断得到改善，同时三次采油配套工艺和现场管理等方面也取得了一定的成果和经验，形成了具有孤东特色的矿场管理模式，剩余油分布因素成为制约开发效果的关键。

本文利用油田近几年来的新井测井资料、动态监测以及生产等各种动静态资料，对目前高含水期的剩余油影响因素及分布规律进行了分析和探讨，为油田扩大注水波及体积，提高储量的动用程度提供了挖潜方向。

1、高含水油藏剩余油分布控制因素1.1平面剩余油主控因素及分布特征①内部低序级断层是控制平面剩余油分布的主要因素，在断层遮挡作用下，断层附近、断层夹角等水驱控制程度差的地区剩余油较富集。

②地层倾角控制油藏平面剩余油分布。

整装油藏储层较平缓倾角小，一般仅1-2 o，油藏地层倾角一般为5-15o,部分20o以上。

地层倾角较大时，受重力作用，构造低部位形成水驱优势通道，水驱波及程度高，水淹程度高，构造高部位非优势通道区域水驱波及范围小，加之油气向上运移，构造高部位剩余油较富集。

探索疏松砂岩油藏合理压力场提高开发效果摘要：本文针对特高含水期正韵律油层目前存在高液量高含水低产能的状况，以控制水油流动能力，提高波及系数，调整压力场为突破，探索合理水油流动能力，提高平面层间低渗低压区域剩余油流动能力，通过对11口水井和17口油井进行实验，取得了较好的效果。

关键词：流度比；流度比；水相渗透率；压力场；过流面积分类号：te3481 概况孤东油田六区54-68单元，1986年10月注水，初期采用212m*212m反九点面积注水井网，1991年5月调整为采用106m*212m 规则行列注采井网开发，平均有效厚度6.7米，地质储量 283 万吨，属于辫状河流相沉积，是砂泥岩正韵律亲水油藏。

平均渗透率1076*10-3平方微米，平均孔隙度33.9%，原始地层压力13.1mpa，饱和压力7.75mpa，油层埋藏深度在 1340-1446米，原始含油饱和度65%，油井动液面基本在井口，平均采液强度 15.1t/m.d。

由于井网较完善，长期强注强采，油井携砂能力强，地层亏空造成油井实际渗透率值高，油层底部水淹严重，油层上部注水波及系数小，剩余油的流动能力差，剩余油相对富集。

平面压力不均，水淹差异大，油砂体中部压力高，油砂体边部及部分低压区域剩余油较富集。

因此，提出降压强排，调整平面层间压力场，并高充石英砂，改善油层孔隙，从而降低水的流动能力的实验。

2 降低水的流动能力的理论依据通常用水，油流度及水油流度比来描述水油流动能力及差异。

水油流度比m定义为λw kw ?o 式中λw -----水的流度m= = ×λo ko ?w λo ----油的流度由于水流动能力大于油流动能力，出现明显的粘滞指进现象。

流度比越大，指进越严重。

波及程度越差。

特高含水期在水油粘度基本不变的情况下随着驱替的进行，含水饱和度上升，油相渗透率和水相渗透率发生变化，水油流度比发生变化。

其原因在于，当地层中含水饱和度达到一定数值后，波及区的油失去连续性，变成分散的油滴分布在岩石孔隙中，这些油难以流动或被采出，而未被波及的油分布于岩性差的区域中。

油田高含水期剩余油精准挖潜技术分析我国大部分油田均是陆相沉积型油田，而且油田的平面、储层内和储层间的渗透率改变情况均比较大。

由于油田主要是采取注水方式进行开发，随着开发工作的不断推进，油田的开采也会逐步进入高含水期，而高含水期剩余油的分布也会变得越来越复杂，这样便会增加挖潜油田的难度。

为此，本文首先对油田高含水期剩余油的分布特征和影响因素进行了分析，接着对其挖潜对策进行了探讨，以期为提高油田的开采潜力及效率提供一些参考依据。

标签：高含水;剩余油;精准挖潜;技术分析1.油田高含水期剩余油分布特征及影响因素1.1油田高含水期剩余油分布特征（1）片状剩余油。

片状剩余油是指在注水的过程中，由于水没有驱入，造成剩余油残留于模型的边角位置，进而产生的剩余油。

片状剩余油主要包括两种，一是簇状剩余油;二是连片剩余油，所谓的簇状剩余油指的是四周环绕着较大孔道的小喉道中的剩余油，事实上簇状剩余油属于水淹区内的小范围剩余油块，是注水绕流于空隙中而产生的。

（2）分散型剩余油。

所谓的分散型剩余油，指孔隙占用较少的剩余油，其主要包括两种：一是孤岛状剩余油;二是柱状剩余油。

其中，孤岛状剩余油属于一种亲水孔隙结构的石油，其主要是通过水驱油而逐步形成的，注水顺着亲水岩壁表面的水膜进入，在没有彻底驱完之前，注水已蔓延至喉道，阻止了油的流动，随着孔隙中油滴的不断增多、孔隙不断增大，从而逐步形成了孤岛状剩余油。

而柱状剩余油主要分布在喉道位置，且喉道大部分是由孔隙相连而形成的，且较为细长。

1.2剩余油分布影响因素（1）地质因素。

砂岩的空间分布、碎屑岩的沉积韵律特点、储层的非均质性、沉积层理种类、薄夹层分布以及沉积微相展布等地质因素均取决于沉积条件。

其中，小断层、沉积微上以及储层的非均质性等是影响剩余油的主要原因。

同时，随着构造运动的不断进行，其所形成的裂缝、断层及不整合面也会在一定程度上影响油水的运动，进而对剩余油的分布产生影响。

①断层构造与油层微构造给剩余油分布造成的影响。

2018年06月简析油田地质开发厚油层剩余油分布及挖潜技术高生（辽河油田高升采油厂地质研究所，辽宁盘锦124000）摘要：现如今，随着社会经济的迅速增长与科技发展速度的日益加快，人们对能源的需求也在与日俱增，而当今最宝贵的能源之一就是石油，所以给油田地质开发工程带来了巨大的发展前景和新的挑战。

当前油田地质开发研究的重点就是如何提高采油效率，但由于我国大部分油田目前已进入到了开发中后期，正面临着严重的采油含水高、出油率低等问题，所以若想提高厚油层剩余油开采效率并非易事。

本文主要针对油田地质开发厚油层剩余油分布及挖潜技术进行了浅要分析，希望有助于相关工作的进步。

关键词：油田地质开发；厚油层剩余油；剩余油分布；挖潜技术近年来，随着我国油田地质开发规模的不断扩大及开发深度的不断增加，我国大部分油田已进入到了开发中后期，如何有效对其中的剩余油进行有效开采成为了一项棘手问题。

对此，首先应当要对油田厚油层剩余油的分布情况进行有效分析，然后采取具有针对性的挖潜技术。

但是，现有技术虽然给这方面工作带来了一定的便利，但仍然不能解决所有问题。

当前，厚油层剩余油开采仍然还是一项世界性难题，只有进一步加强研究和实践，才能尽快找出有效的解决对策。

以下笔者就结合实际来谈谈油田地质开发厚油层剩余油分布及挖潜技术的相关问题，仅供参考。

1油田地质开发厚油层剩余油分布及挖潜技术研究现状近年来，随着人们对油田地质开发的不断深入，以及各种高新技术的不断发展，使得油田地质开发技术也越来越完善和先进，诸如油藏数值模拟技术、精细油藏描述技术、油藏监测技术以及油田开发调整技术等，均是比较具有代表性的现代油田地质开发技术研究成果。

而目前，油田厚油层剩余油的有效开发，乃是亟需攻克的一项难题。

在剩余油的开发过程中，必须要对其进行有效的沉积控制，并利用特殊开采方法对其进行有效挖掘。

但就现状来看，厚油层剩余油开采仍然还是一项世界性难题，还未有哪个国家研发出了能够真正解决厚油层剩余油开发问题的有效技术。

探讨开发后期剩余油分布规律与挖潜措施作者：赵利萍来源：《中国科技博览》2013年第08期[摘要]经过长期注水开采，油田进入高含水期，油层内油、气、水交错渗流，剩余油的挖潜难度加大。

高含水剩余油分布研究主要从剩余油分布研究方法、剩余油分布特征、剩余油分布控制因素三方面进行。

总结目前剩余油分布及挖潜技术状况和最新进展，提出周期注水、降压开采等剩余油挖潜措施。

[关键词]油田开发后期剩余油控制因素挖潜措施中图分类号：P618.13 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）08-257-01前言陆相沉积油田近90%采用注水开采方式，其基本规律是注水开发早、中期含水上升快，采出程度高。

油田进入高含水后期开发后，剩余油分布越来越复杂，给油田稳产和调整挖潜带来的难度越来越大。

剩余油的分布与沉积微相、储层非均质、流体非均质、断层、开发因素（注采关系、井网部署）等诸多因素有关，高含水期的剩余油研究内容不仅要搞清楚剩余油分布的准确位置及数量，还要搞清楚其成因以及分布的特点，并根据剩余油分布规律，采用相应的挖掘技术，提升油田的开发潜力。

1 剩余油分布规律1.1剩余油分布控制因素高含水期剩余油的形成与分布主要受地质和开发两大因素的控制。

地质因素主要指沉积微相，储层微观特征、宏观非均质性，油层微型构造，油藏构造，流体性质等。

开发因素主要指注采系统。

各种因素互相联系，互相制约，共同控制着剩余油的分布。

1.1.1地质因素。

（1）沉积微相控制剩余油的分布。

沉积微相决定储集砂体的外部形态及内部构造，因此也决定着储层平面和垂向非均质性，控制着油气水的运动方向，从而导致剩余油沿一定的相带分布。

沉积微相对剩余油分布的控制作用主要表现为4个方面：砂体的外部几何形态；砂体的延伸方向和展布规律；砂体内部构造；不同微相带影响井的生产情况。

（2）油层微构造和断层构造对剩余油分布的控制作用。

不同的微型构造模式其剩余油富集程度和油井生产情况不同。

剩余油研究目前，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。

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）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复杂的沉积体系。

石油地质与工程2021年1月PETROLEUM GEOLOGY AND ENGINEERING 第35卷第1期文章编号：1673–8217（2021）01–0061–05海上疏松砂岩油藏水驱油效率影响因素研究及应用——以NNX油田为例罗宪波，李金宜，何逸凡，靳心伟（中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津300459）摘要：高驱替倍数水驱研究已成为高含水期剩余油挖潜的热点方向，以渤海油田典型疏松砂岩主力油藏为例，利用典型疏松砂岩主力油藏天然岩心设计并完成500~2 000 PV高倍数水驱油效率室内实验，研究主力油藏储层水驱油效率的主控因素。

结果表明，空气渗透率越低，原油黏度越大，驱油效率越小；驱油效率与流度近似呈现幂指数关系；在储层流度近似情况下，黏土矿物的存在对驱油效率影响较大，黏土矿物含量越低，驱油效率越高。

通过深化对水驱油效率的认识，指导现场先后实施大幅度提液措施，增强水体对储层冲刷倍数，使该油田在高含水期长期持续稳产，且在童宪章曲线图版上采收率预测持续向好，为渤海油田陆相疏松砂岩油藏高含水期挖潜研究提供实验和理论支持。

关键词：疏松砂岩；高倍数水驱；实验设计；驱油效率；影响因素中图分类号：TE341 文献标识码：AInfluencing factors of water flooding efficiency in offshore unconsolidatedsandstone reservoir and its application--by taking NNX oilfield as an exampleLUO Xianbo, LI Jinyi, HE Yifan, JIN Xinwei(Bohai Petroleum Research Institute, Tianjin Company of CNOOC (China) Co., Ltd., Tianjin 300459, China) Abstract: The research related with high displacement multiple water flooding has become a hot direction for tapping the potential of remaining oil in high water cut stage. By taking the typical unconsolidated sandstone reservoir in Bohai oilfield as an example, the laboratory experiment of 500~2 000 PV high multiple water displacement efficiency is designed and completed by using the natural core of typical unconsolidated sandstone main reservoir, and main influencing factors of water displacement efficiency are studied. The results indicate the lower the air permeability, the higher the crude oil viscosity and the lower the oil displacement efficiency; the displacement efficiency and mobility display the relationship of power exponent;when the reservoir fluidity is approximate, the existence of clay minerals will have a great impact on oil displacement efficiency, and the lower the clay mineral content, the higher the oil displacement efficiency.Through deepening understanding of water flooding efficiency, large-scale liquid extraction measures have been implemented and the scouring multiple of water body on reservoir has been strengthened, which makes the oilfield realize a long–term and stable production in high water cut stage. And the oil recovery prediction on Tong chart board is good, which provides experimental and theoretical support for the research on tapping potential of continental unconsolidated sandstone reservoir in Bohai oilfield in high water cut period.收稿日期：2020–09–18；修订日期：2020–10–09。

范1断块剩余油分布特征及挖潜对策发布时间：2021-07-01T15:31:09.443Z 来源：《科学与技术》2021年7期作者：马韬[导读] 本课题对范1断块特高含水期各砂体的动用情况及剩余油分布进行了研究；马韬江苏油田采油二厂211600摘要：本课题对范1断块特高含水期各砂体的动用情况及剩余油分布进行了研究；通过研究实践，取得以下3项主要成果。

1、针对流线固化的特高含水期的窄条状油藏，停采砂体，剩余油重新分布，仍然具有挖潜潜力。

2、断块开发形势变好，自然递减率明显下降，2018年底自然递减率为3.56%。

关键词：特高含水期剩余油流场优化1 砂体动用及剩余油分布研究范1断块E1f23砂岩储层为滨浅湖滩坝相的河流—湖泊三角洲前缘亚相沉积，主要由砂坝、滩坝、水下分流河道、河道间、席状砂微相组成，分为E1f23-1、E1f23-2、E1f23-3、 E1f23-4、E1f23-5、E1f23-6，6个砂体平面上分布各有差异，但总体平面连片分布，横向连通性较好。

E1f23-1、E1f23-2、E1f23-3砂体大面积分布，厚度较大，仅部分井点尖灭，多为水下分流河道微相；E1f23-4、E1f23-5砂体发育较差，岩性较细，多以薄层粉砂岩与泥岩互层，多为席状砂或河道间微相；E1f23-6砂体在部分井区砂体较厚，但由于离油水边界较近，含油性差。

1.1单砂体储量动用情况进入特高含水期后，范1断块平面上整体水淹严重，剩余油相对分散。

各油砂体吸水状况、产液状况存在较大差异。

非主力砂体相比部分主力砂体平均采出程度较高，非主力砂体E1f23-3、E1f23-4、E1f23-5、E1f23-6-1、E1f23-6-2采出程度分别为22.17%、32.88%、29.13%、17.45%、39.68%，整体较主力1砂体动用好。

主力1砂体控制地质储量大采出程度仅为15.26%，低于E1f23层系总水平26.68%，仍存在较大挖潜空间。

XX油田剩余油分布及挖潜技术研究
XX油田长期依靠天然能量开采,随着注水开发时间的延长,该油田进入中高含水期,地层压力逐渐下降、产量递减较快,同时由于葡萄花和高台子两套油层储层物性差异及葡萄花油层边水推进的影响,导致该油田含水上升幅度大。

油田在注水开发过程中,受注入水和边水的双重作用,原注水井网不完善,地下油气水分布逐渐复杂化,剩余储量动用难度增大,导致该油田挖潜难度越来越大,严重影响了油田开发效果。

本文主要从以下四个方面开展研究:1)剩余油分布状况研究;2)注采井网适应性研究;3)边水能量研究;4)油气平衡开采试验研究。

利用动态分析法、数值模拟法、沉积相法、动态监测法等国内外成熟的剩余油研究方法,进行XX油田剩余油分布规律研究。

通过所认识的剩余油分布规律,再结合油田注水开发实际指导挖潜剩余油。

针对目前注采井网存在的问题,利用动态监测及数值模拟等技术进行注采井网适应性研究,编制调整方案,增加水驱控制程度,提高采收率;针对油田受边水推进含水上升快的问题,应用油藏工程方法和数值模拟法,开展边水能量研究,通过加强抽汲参数调整、加强合理套压控制、加强堵水工作等技术手段,抑制边水推进,有效控制含水上升;针对油田油气水分布复杂的实际,进行油气平衡开采现场试验研究,结合数值模拟技术,进一步摸索油气平衡开采方法。

本文以XX油田为研究对象,开展剩余油分布状况分析与储层潜力模拟分析,并进行配套挖潜措施综合研究,从而形成XX油田综合挖潜的新模式,对其它类似油藏的后期开发有一定的指导意义。