双河油田高含水高采出程度油藏剩余油分布特征

油藏剩余油分布模式及挖潜对策油田在开发过程中，随着开采和运输的进行，后期油田能源减少现象逐渐发生，为了提高油田开发利用效率，采取挖掘防效率措施是必然的，在具体实施过程中，粗暴地打水压压裂、堵水、酸化等技术，提高油井的产量，降低综合含水率，通过科学合理的方法创造更大的经济效益，帮助油田实现长期稳定的发展。

本文基于油藏剩余油分布模式及挖潜对策展开论述。

标签：油藏剩余油;分布模式;挖潜对策引言随着我国石油市场的快速发展，国有企业和民营企业已经进入了国外石油市场。

国内许多油田有单井日产量减少、水分增加、原油单井产量明显减少的趋势，但仍有水库内50%以上的可恢复储量，合理有效的剩余石油开采是各油田的工作重点。

1剩余油分布模式根据对韩·达·马里先生（1995年）和刘·凯·泰先生（2000年）水库剩余油形成和分布的研究，总结了总剩余油在水库内分布的情况。

油田堵水期间剩下的油主要用以下几种方法留在水库里[2-3]：砂体边缘区域：水库砂体都是不规则的大砂体，如有边缘且未被屏蔽分割的采石区域形成的油区。

浸水残留区域：由于水池的异质性，水库“用舌头”泛滥，形成残留区域，或有不这样的区域，这种区域一般是水性下降或表外膜。

井网缺失区：水库砂体井网分布控制有限，因断层而难以控制井网的部分形成了停滞区。

因为注射采矿系统的不完全或井之间的分流线部分也形成了停滞区域。

结构死角带：储层结构由断层和微结构起伏形成的高部位和叠层储层的上部砂体形成停滞区。

其他停滞地区：由于杨云律油层的上层物理特性大不相同，上层仍有原油。

层内及层间低渗透分离子宁的存在导致注入水未传播区。

2剩余油分布的主要特征剩余石油的分布以平面形式主要以窄带或孤岛形式分布，分布区域主要位于断层角区、大断层区、岩性变化区等。

另外，剩余油分布在低渗透层，低渗透层物理特性不好，给开发带来了困难。

剩余油分布特征一般可分为连续片状剩余油和分散剩余油两类。

水驱油藏剩余油分布特征研究第九组组长：李伟组员：温全义张紫峣谭盼万欣成余秋园剩余油主要指一个油藏经过某一采油方法开采后，仍不能采出的地下原油。

一般包括驱油剂波及不到的死油区内的原油及驱油剂（注水）波及到了但仍驱不出来的残余油两部分。

剩余油的多少取决于地质条件、原油性质、驱油剂种类、开发井网以及开采工艺技术，通过一些开发调整措施或增产措施后仍有一部分可以被采出。

剩余油体积与孔隙体积之比成为剩余油饱和度。

一、剩余油与残余油的区别和联系所谓剩余油是指由于波及系数低，注入水尚未波及到的区域内所剩下的原油，而残余油是指注人水在波及区内或孔道内已扫过区域仍然残留、未能被驱走的原油。

残余油应该归入剩余油范畴。

二、造成剩余油的原因地质条件是形成剩余油的客观因素，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来的物理、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、地质条件是形成剩余油的先决条件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，相同的井网对不相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。

1.1构造条件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。

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。

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。

油藏分类现状分析及治理对策探讨摘要：我国油藏资源丰富，种类颇多，不同油藏的开发方式受油藏类型影响，甚至存在油藏类型一致但不同资源的占比不同而需要采用不同的开发方式的情况。

在这一前提下，应当进一步进行油藏分类，并根据油藏分类合理选择不同的开发方式，完成油藏的分类处理。

本文根据技术和经济指标将已开发油藏划分为“双高”、“双低”和“双负”三类油藏，并围绕“双高油藏”进一步提高采收率，“双低油藏”提高采出程度，“双负油藏”效益开发等关键问题，进而根据油藏的特点多角度的提出提高油藏开采率的方法，为进一步提升油藏开采公司的经济效益提供参考和支持。

关键词：已开发油藏；分类治理；效益挖潜；油藏管理一、油藏分类1.1分类体系本文根据技术和经济指标，基于对中国石油322个已开发油田的分类研究，将已开发油藏划分为“双高油藏”、“双低油藏”和“双负油藏”（见表1）。

1.2分类油藏开发特征双高油藏经过长期开发，整体上进入高含水，高采出程度开发阶段，剩余油分布零散，进一步挖潜难度大。

大庆萨杏喇油田是双高油田的典型代表，综合含水高达93.9%，地质储量采出程度48.15%，可采储量采出程度90.6%，处于“双特高”开发阶段。

双低油藏储层物性差，储存的天然资源较少，且开采的难度较大。

这些油藏主要集中在长庆、大庆、吉林和新疆4个油田，开发对象以低渗透、特低渗透油藏为主，单井产量低，经过多年采，剩余油分布复杂，稳产难度大，面临“多井低产”的局面，油田开发效益面临挑战。

1.3分类油藏分布状况目前中石油双高、双低和双负三类油藏动用地质储量、年产油量分别占公司比例的62.7%、53.6%。

其中，“双高油藏”动用地质储量、年产油量分别占公司的40.1%、40.2%，主要分布在大庆长垣、新疆稠油、吐哈等油田；“双低油藏”动用地质储量、年产油分别占公司的12.9%、6.4%，主要分布在大庆外围、长庆低渗透等油田；“双负油藏”动用地质储量、年产油量分别占公司的9.7%、7.1%，主要分布在吉林、辽河等油田（见表2）。

高含水后期二类油层剩余油分布特征研究【摘要】本文从精细地质研究的角度出发，研究了某区块二类油层的沉积特点和剩余油分布特征，认为二类油层剩余油仍主要分布在河道砂中，其次分布在有效厚度小于1.0m的砂体中，主要分为厚层顶部剩余油、层间干扰型剩余油和注采不完善型剩余油，并提出了不同类型剩余油进行聚合物驱的调整挖潜方法。

【关键字】二类油层；剩余油；聚合物驱随着主力油层注聚潜力的减少，大庆油田某开发区近年来开始进行二类油层聚合物驱。

与主力油层对比，二类油层厚度相对较小，渗透率较低，平面上发育规模变小，非均质性明显增强，投产初期含水就达93%左右。

进一步认识这类油层沉积特点，掌握剩余油分布规律，是提高该区二类油层注聚开发水平的基础。

本文利用密闭取芯井及新钻井测井资料，从精细地质研究的角度出发，详尽研究了该区块二类油层的沉积特点和剩余油分布特征，为该区的二类油层聚合物驱的调整挖潜提供了依据。

一、二类油层地质特征大庆油田某区块二类油层属于三角洲内、外前缘相砂体沉积，细分为3种沉积类型，10个沉积单元。

纵向上内、外前缘相油层交互沉积，单元间油层发育状况差异大；平面上，河道砂、河间砂、表外储层、尖灭区交互分布，油层非均质性严重。

根据砂体发育形态及发育状况分为以下三种沉积类型：其中9号，10号二个单元属于三角洲内前缘相枝—坨过渡状砂体沉积；1号、2号、3号、6号、7号、8号六个沉积单元属于三角洲内前缘相坨状砂体沉积，是该二类油层发育的主要沉积类型；4号、5号二个单元属于三角洲外前缘相砂体沉积。

与主力油层相比，二类油层具有油层层数多、井段长、砂体厚度薄，渗透率低、河道砂宽度相对狭窄、砂体连续性差、非均质性强的地质特点。

（一）纵向及平面非均质性决定二类油层厚度薄，渗透率低。

二类油层平均单井砂岩厚度12.27m，有效厚度7.32m，渗透率432×10-3μm2，纵向上及平面上油层发育状况差异明显，渗透率级差大。

（二）二类油层层系组合对象交互分布，河道砂发育规模小。

1361 双河油田南块地质特征及开发概况1.1 地质特征双河油田南块位于双河油田南部鼻状构造的倾伏端、双①号断层以南地区，包括437和438两个断块，共11个开发单元，含油面积2.88km 2，地质储量2041.7×104t。

双河油田南块地层沉积厚度大，厚油层发育，统计116口井，油层总数为772井层，大于6m的厚油层592层，占总层数的76.68%。

砂体处于扇三角洲的扇根—扇中部位，属于近物源、高能量洪水携带，快速堆积形成的砂砾岩复合体，非均质严重。

1.2 开发概况双河南块自1977年底投产以来，先后进行了细分层系调整、井网加密调整，注水开发调整，剩余油分布异常复杂。

目前采油速度0.74％，地质储量采出程度已达39.49%，可采储量采出程度已达87.92%，综合含水高达94.95%，全面进入特高含水后期开发阶段。

2 双河油田南块剩余油分布规律及类型2.1 厚油层内剩余油分布控制因素影响厚油层内剩余油分布的因素主要有地质因素、夹层因素、开发因素以及原油物性。

双河南块受夹层因素、沉积因素、断层因素和开发因素的影响，油层连通性变差或不连通，剩余油主要富集在断层附近，注水非主流线上和厚油层的顶部，厚油层内各单层间夹层在大部分井区能有效地阻挡流体层间窜流，但厚层内夹层较薄，横向稳定性差，为厚层内细分挖潜带来了较大困难。

对双河油田南块Ⅲ、Ⅳ油组的12个夹层研究表明，其夹层岩性以泥岩为最多，占统计井层数的68.1%；夹层分布面积占单层叠合面积50%～80%的稳定夹层11个，0～50%的欠稳定夹层1个。

纵向上，12个夹层统计共392段，夹层厚度主要分布在0.4～2.0m，占64.0%，利用厚油层内稳定夹层或较稳定夹层对厚油层细分流动单元，进行厚油层内部注采调整，提高中低渗透层段动用程度，是提高厚油层高含水期开发效果的有效途径。

2.2 双河油田南块剩余油的分布特点2.2.1 平面上剩余油分布规律（1）井网或射孔不完善形成的剩余油富集区。

双河油田437Ⅱ1-2聚驱效果评价和剩余油分布研究的开题
报告
题目：双河油田437Ⅱ1-2聚驱效果评价和剩余油分布研究
背景：
随着石油资源的逐渐枯竭和油田开采难度的增加，采用增产技术成为油田开发的必要手段。

而聚驱技术作为一种增油技术，已经逐渐在油田开发中得到广泛应用。

其中，437Ⅱ1-2区块作为双河油田产油的重要区域，其聚驱效果的评价和剩余油分布研究对于优化该区块的开发方案具有重要意义。

目的：
本研究旨在评价双河油田437Ⅱ1-2区块聚驱效果，并探究其剩余油分布规律，为该区块的优化开发提供科学依据。

方法：
1.文献阅读和数据收集：通过查阅文献资料，收集相关的资料和研究成果，了解聚驱技术的基本原理以及437Ⅱ1-2区块的地质特征等基础信息。

2.野外实验和样品处理：在437Ⅱ1-2区块随机抽取数个样本，进行野外实验，收集各种实验数据，并将样品进行处理和分析。

3.数据处理和分析：对野外实验收集到的数据进行整理和统计，绘制出相应的统计图表，并对数据进行分析，以评价聚驱效果和探究剩余油分布规律。

预期结果：
本研究预计能够评价双河油田437Ⅱ1-2区块聚驱效果，并探究其剩余油分布规律，为该区块的优化开发提供科学依据。

研究意义：
本研究的成果可以用来优化双河油田437Ⅱ1-2区块聚驱方案，提高该区块的采收率和经济效益，同时也可以为其他油田的聚驱开发提供一定的借鉴和参考。