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稠油油藏特高含水期剩余油变化规律定量研究技术摘要：为定量描述特高含水阶段井间剩余油，提高油藏开发水平，达到效益建产目的，以连续监测井羊监1、羊监2多年监测数据和油藏动静态资料为基础，以“双高”阶段稠油油藏为主体开展研究。
利用数值分析方法在限定条件下，分别建立能够体现纵向非均质性的饱和度与采出程度的关系式，定量描述井间分布的剩余油以及老井目前的剩余油，指导新井挖潜和老井措施。
关键词：特高含水期，剩余油定量描述，羊三木油田本文通过精细油描成果和定点连续的含油饱和度监测数据，开展井间剩余油定量预测研究。
1.油田开发中存在的问题我国多数油田都已进入特高含水期，目前存在两个问题：一是如何精准认识油田开发后期剩余油的分布规律；二是如何定量表征动态条件下剩余油的变化规律[1]。
针对上述难题，本文以稠油油藏特高含水期复杂水淹规律及饱和度递减规律为主体，采取列表法和作图法的分析方法，围绕建产增油的需求，收集、分析、评价监测数据。
1.研究内容2.1 工区介绍羊三木油田属于断块油藏，主力含油层系为馆陶油组。
羊监1、羊监2井所在的监测井区1971年投入生产，至1997年（监测开始时期）综合含水超过95%，目的层采出程度已超过26%。
监测井区是大港油田唯一有连续监测方案的井区，为真实呈现地下地质情况，监测井采用俄罗斯玻璃钢套管技术，无磁干扰，扛腐蚀，不投入生产，自1997-2021年完成饱和度连续监测24年、52井次。
监测范围包括NgⅡ-3-1、NgⅡ-3-2、NgⅡ-4三个含油单砂层。
图1 监测井单井柱状图（左：羊监1 右：羊监2）2.2 数据分析监测井目的层为正韵律储层，注入水优先进入砂体底部，顶部水淹程度低，剩余油富集。
三个砂体中，NgⅡ-3-1、NgⅡ-4砂体厚度大、物性好、非均质性强，是主力产油层，NgⅡ-3-2砂体厚度小、物性相对较差、非均质性弱。
整体上看，饱和度-采出程度散点图呈线性下降趋势；分砂体看，NgⅡ-3-2砂体厚度虽然小于NgⅡ-4砂体，但是由于非均质性弱，所以随着采出程度的增加，饱和度降幅与NgⅡ-4砂体相当。
稠油油藏精细地质及剩余油分布规律研究油田全面实施的开采之后，由于开采深度逐渐增加，对其进行剩余油的开发和利用十分重要，这就需要分析高含水油田中剩余油的分布规律，通过研究其分布状态，从而更好的提高对其开发的效率，提高油田产量。
本文结合实际问题，对高含水油田剩余油狀态进行分析，并通过研究其分布规律，提出相关的建议。
标签：稠油油藏;精细地质;剩余油;分布;研究剩余油的形成机理多样，主要包括地质和开发因素等，其分布方式多样，主要呈现高度分散和相对富集的特征。
我国大多数油田正处于开发后期高含水采油阶段，高含水阶段的油田开发重要研究内容之一就是剩余油的研究，剩余油的研究离不开相应测井方法和评价技术的发展，本文将对剩余油的测井方法和剩余油评价技术展开论述。
1 油藏基本情况1.1地质概况锦C块地处欢喜岭油田的中台阶，开发的目的层是在沙一中段的于楼油层。
已经探明的含油面积是2.5km2，石油地质储量792×104t。
储集层主要由粗～细的砂砾岩和含砾砂岩组成，属于高孔、高渗的储集层。
油藏的埋藏深度介于760～990m之间，含油的井段长度为80～90m，平均的油层厚度是25m，是层状岩性构造油藏。
1.2开发历程及现状锦C块在1979年打了第一口探井进行常规试油，历经了两次井网加密调整后，形成了目前的83×83m井网。
开发历程上一共有4个开发阶段：一是干抽和蒸汽吞吐的初期阶段（1989年～1995年）;二是开发局部调整和井网完善阶段（1986年～1997年）;三是产量逐渐递减阶段（1998年～2002年）;四是开发综合治理和低速稳产阶段（2003年-至今）。
截止到目前在锦C块的西部一共有油井95口，开井51口，日产液820t，日产油50t，含水93.9%，累产油165.8×104t，累产水580.9×104t，累注汽420.5×104t，采油速度0.32%，采出程度27.8%，累积油汽比0.39。
油田地质开发厚油层剩余油分布及挖潜技术研究前言油田进入特高含水期后，综合含水高、采出程度低、采油速度低、无效低效循环严重。
目前已采出可采储量的86.03%，剩余可采储量只有4368×104t，水驱综合含水已高达93.85%，在现井网条件下剩余油难以有效动用，常规的综合调整方法只能减缓产量递减，提高采收率的幅度较小。
原油地质储量中67.51%储量分布在有效厚度大于2m的厚油层中，尽管目前厚油层平均综合含水已高达94%以上，而厚油层仍有27.4%的厚度未水洗，采出程度只有31.3%，因此厚油层是油田主要挖潜对象。
波及体积小是要原因，厚油层内有1/3的厚度低未水洗，其中因结构单元注采关系不完善造成未、低水淹厚度占总的未、低水淹厚度比例达78.6%。
油田纯油区虽然绝对井网密度达到60口/km2以上，储层宏观水驱控制程度达到了98.6%，但水驱各套层系的井网密度一般在15口/km2左右，注采井距300m或212m。
由于油田厚油层主要是由多期河道叠加而成的厚砂体，在现层系井网条件下，尽管自然层是连通的，但由于层内非均质和注采井距大，厚砂体内部结构单元连通厚度小或不连通，在300m井距下砂体连通率只有60.5%，当加密到150m井距时，砂体连通率可达到93.4%，提高了32.9个百分点。
因此通过井网加密、缩小井距可有效提高厚油层内的水驱控制程度。
如何增加厚油层可采储量、提高采收率，是油田特高含水后期开发重中之重。
通过准确描述、识别厚油层内剩余油，并合理制定挖潜对策，实现有效挖潜，对油田持续高效开发具有重要意义。
1.油田地质开发厚油层剩余油分布及挖潜技术国内外技术发展现状随着油田开发的深入和计算机技术的发展，使精细油藏描述技术、油藏数值模拟技术、油田开发调整技术、油藏监测技术、计算机处理技术等都得到了进一步发展。
目前，国内外在油田开发调整方面，正不断向多学科联合技术攻关方向发展。
尤其在国内，大庆油田2005年实现了水驱开发调整的多学科油藏描述技术平台，以揭示长垣老油田高含水后期沉积单元控制下的剩余油分布特征，在挖潜方法上也在不断得到完善。
稠油油藏剩余油分布及挖潜措施数值模拟研究【摘要】目前，我国油田平均含水己达80%以上，但仅采出可采储量的2/3左右，因此高含水期开发将是我国重要的油田开发阶段。
首先对剩余油分布的影响因素和分布规律进行调研，其次以某稠油区块高含水期天然水驱油藏为主要研究对象，建立了机理模型。
该油田为正韵律，设计井网为反九点法井网，其中提液方式取两个水平，其余因素各取三个水平。
通过油藏数值模拟技术研究了高含水期剩余油分布规律，最后，结合油藏剩余油分布特征，提出了油田特高含水期挖潜措施。
【关键词】稠油油藏剩余油分布数值模拟正韵律1 平面剩余油分布规律研究1.1 机理模型的建立针对海上稠油砂岩油藏特性及开发特点，建立机理模型。
原油粘度为50mPa.s，小层厚度为2m，井距为300m，采液速度为3%，开采时间为25年。
对于平面剩余油分布主要考虑平面非均质性对剩余油分布的影响，平面渗透率平均值取为3000mD，设计级差取三个水平，分别为4、9、19，平面渗透率分布见表1。
对于平面渗透率的分布状态主要考虑两种形式，一种为斜向分布，另外一种为垂向分布。
1.2 平面剩余油分布规律（1）渗透率斜向分布：级差由低到高原油采出程度分别为24.68%、23.15%、22.56%和最终含水率分别为87.78%、88.58%、89.06%，随非均质性级差的增大，水区开发效果变差，剩余油越富集。
模型左上部渗透率低，剩余油饱和度高，右下部渗透率高，剩余油饱和度低，所以储层的左上部为剩余油富集区。
随着级差的增大，剩余油富集区逐渐向渗透率低的左上方偏移。
图1？各级差下的剩余油平面饱和度场图（2）渗透率垂向分布：剩余油平面饱和度分布如图1所示，随非均质性级差的增大，水区开发效果变差，剩余油越富集。
模型左侧渗透率低，右侧渗透率高，随着级差的增大，剩余油富集区逐渐向渗透率低的左侧偏移。
2 纵向剩余油分布规律研究2.1 机理模型的建立针对海上稠油砂岩油藏特性及开发特点，设计研究因素包括以下五个：油层厚度、纵向渗透率非均质性、原油粘度、采液速度、提液方式。
Z油田精细地质研究及剩余油分布规律研究油田进入高含水开采阶段，关键是寻找由于储层非均质性造成的高剩余油分布区，通过开发层系的调整和部署高效井进一步挖潜，提高油田采收率。
本文针对目前Z油田存在的诸多开发问题，主要是从地质基础方面进行系统的全面的分析，结合油藏开发动态，从地质上重新认识油藏开发过程中的油水运动规律，以期解决开发过程中存在的问题。
标签：高含水；地质研究；剩余油分布本研究从油田的储层地质基础问题出发，应用储层建筑结构的方法原理、高分辨率层序地层原理和储层随机建模方法，深入开展储层沉积微相、储层非均质性研究，建立储层精细构造模型、砂体骨架模型、物性参数模型。
结合油藏开发动态，从地质上重新认识油藏开发过程中的油水运动规律，以期解决开发过程中存在的问题，为单元的进一部开发调整提供服务。
1 油田地质研究构造上的研究认为整个凹陷经历三个发育阶段：①同生断陷发育时期（K2t -E1f）；②后生断陷发育时期（E2d-E2s）；③坳陷阶段（E3-Q）。
储层的研究认为：①含油层系：是一个“同期不同相”的沉积复合体，相当于二级旋回。
其顶、底界面与层序界面一致。
②油层组：为岩性、电性特征相同或相似的砂层组的组合，是在二级旋回背景上形成的次一级旋回，相当于三级旋回，代表湖盆水域更次一级扩张与收缩。
沉积相模式研究：从上述沉积相展布和演化特征可知，E2d25与E2d24发育的是一套较深湖的湖底扇沉积，随后湖盆逐渐抬升，水体变浅，E2d23、E2d22和E2d21发育扇三角洲沉积，是陆上冲积扇在湖盆内的延伸和发展。
物源来自于凹陷东侧和南侧，均属于南部物源沉积体系。
E2s17沉积时期，湖盆向南收缩，水体进一步变浅，形成北高南低的地势，北部的碎屑物质成为供应本区的主要物源，发育一套正常三角洲沉积。
至E2s14沉积时期，本区已演变为冲积平原，发育曲流河沉积。
所以，戴二段时期，本区属南部物源沉积体系模式，垛一段时期，本区属于北部物源沉积体系模式。
油田地质开发厚油层剩余油分布及挖潜技术探究发表时间：2020-12-11T11:10:53.263Z 来源：《科学与技术》2020年第22期作者： 1崔月 1王博易 1艾辰 2应敏[导读] 近年来我国由于大规模开发油田资源，导致很多的油田已经进入高含水期，因为油田所在的位置不同，不同的地质环境和开发方式就会导致剩余油分布的不同，1崔月 1王博易 1艾辰 2应敏1青海油田采油四厂青海省茫崖市 816400 2青海油田勘探开发研究院甘肃省敦煌市 736202摘要：近年来我国由于大规模开发油田资源，导致很多的油田已经进入高含水期，因为油田所在的位置不同，不同的地质环境和开发方式就会导致剩余油分布的不同，影响剩余油分布的因素有很多，只有掌握这些因素才能更好地开发剩余油，通过研究和分析了解特高含水期油田剩余油分布现状，大力研究剩余油的开发技术，对于提高剩余油的开发有着非常重要的意义，从不同的角度去进行定性和定量分析，运用科学的手段进行挖潜，提高石油资源的开采率，才能进一步提升我国石油在国际上的竞争力。
关键词：厚油层；剩余油分布；挖潜技术了解剩余油的分布规律对提高油藏采收率有着非常重要的意义，随着石油开采力度的不断推进，国内的很多油田已经出了高凝油状态，通过对剩余有成因的分布来看，高凝油油脏的分布特点是整体比较高度分散，但是局部又会出现比较集中的情况，通过对高凝油油藏开发后期剩余油分布的规律进行，还需要了解各种剩余油的挖潜技术，当然，如果不能确定剩余油的具体分布位置，即便是再好的挖潜技术也无济于事，在选择挖潜技术时，也非常容易产生错误，容易导致油田企业的投资失败或者带来经济影响，所以说对高凝油油藏开发后期剩余油的分布规律进行研究是非常重要的一件事。
1油田地质开发厚油层剩余油分布及挖潜技术现状随着我国油田地质的不断开发，相应的开发技术一直在不断的创新和完善，例如油藏数值模拟技术、精细油藏描述技术以及油藏开发调整技术等。
油田地质开发厚油层剩余油的开采探究油田开发后期，由于原油存储量减小，另外因前期开发过程中注入大量的水分，最终导致油田中的剩余油分布比较复杂。
开展剩余油分布特点研究是保证油井价值更好发挥的关键，本文对剩余油分布特点和开发技术进行了分析介绍，并对未来的开发研究方向进行了分析。
标签：油田厚层油剩余油1 引言随着社会经济的发展，石化资源的需求量与日俱增。
而我国油田的开发均处于后期阶段，因为油田开发过程中，不断地向井下注水，因此使得油层中的石油中含有大量水分，最终油田面临着采油率低、含水率高的特点，严重影响油田的开发。
如何提升油田剩余油的开发量，是一项世界性的难题。
本文首先对剩余油的分布情况进行了分析介绍，并对厚油层的深度开发技术进行了说明。
2 目前剩余油的分布状况一般情况下，厚油层剩余油的分布特点主要是：在大断层、岩层变化区域及最终的断层边角区域。
从平面上分析，其特点为窄条带状和孤岛状;从纵向上分析，其特点为物性较差的低渗透层。
3 厚油层剩余油开采的现有技术（1）地层残余聚合物固定聚合物驱油后，因向地层中注入了大量的聚合物固定剂，使得地层中处于游离的聚合物进行交联，使得小分子聚合物不断凝聚，最终形成网状结构的高分子物质，从而进行封堵调剖。
针对不同的地层、不同的矿化度的矿井而言，聚合物固定剂的选择也不同，因此需要结合实际的矿井结构和岩层的结构特点进行优化筛选固定剂的种类。
（2）深部调剖针对地层中的游离残余聚合物不能利用上述固定调剖进行处理的情况，或者固定剂效果不佳时，需要进行深部调剖，深部调剖选择的调剖剂同样需要结合地层和矿井的特点进行，一般选择的调剖剂为冻胶型的。
（3）缝网压裂技术水平井水力压裂技术作为提升产量工艺得到了大范围的应用。
在实际的应用过程中，水平井改造的段数往往较多，需要分段进行施工，实施后采油收率得到很大的改善，该技术也成为低渗透油田采油的主要工艺方法。
一般在靠近井筒处的裂缝静压力较高，因此可以形成多裂缝的几率也比较高，在保证压裂液粘度相对较低的条件下，才能实现裂缝范围的多裂缝效果。
