鄂尔多斯盆地铁边城地区长2油层组剩余油模拟

为了实现油田增储上产及老井挖潜的目标,提升剩余油资源开发潜力,通过岩心、薄片、电镜、物性、模拟方法系统的研究了鄂尔多斯盆地西北部姬塬油田铁边城地区长2段主力油层的剩余油分布特征。研究显示,长2_(1)^(3-2)和长2_(1)^(3-3)小层为主力产油层,平均厚度分别为12.2 m及11.1 m。目的层砂岩储层的孔隙度通常介于12%~18%,渗透率则通常低于8 mD。根据相控原则,建立了主力产层的物理属性模型及流体模型;进而,开展了剩余油分布数值模拟研究。通过基于实测产水及产油量约束的历史生产曲线拟合,获得了剩余油的纵横向分布结果。研究显示,剩余油分布受砂体边界、物性差异及注采关系的影响。剩余油整体上成片分布;但是,受油藏物性差异的影响,注水多呈不均匀受效,因而造成局部剩余油富集。剩余油主要分布在砂体边界处,这些区域无井网控制,因而水驱程度低,剩余油分布较多。受长期注采的影响,井间会形成高渗区,这些其余类似高速通道,会发生快速水淹,其周边则形成剩余油滞留区。可见,剩余油富集明显受微相、物性、注水及井网因素的控制。

盐池地区长8和长9油层油气富集的差异性分析

为研究构造和沉积对天环凹陷构造带盐池地区长8和长9油层油气组富集差异的控制作用,通过对研究区构造、沉积和储层特征的深入刻画,对2个油层的油气成藏主控因素进行了对比分析。结果表明,研究区长8和长9油层组断层、鼻隆构造发育,断层自下而上断穿延长组,主要发育于研究区东南部,其次为北部和东部;鼻隆构造多呈东西向或北东东向成排分布,具有良好继承性,是原油初次运移进入储层的优势通道。两沉积期均发育辫状河三角洲平原亚相,储层砂体主要以主河道和分流河道为主,但两者储层砂体组合特征宏观差异明显;微观上,长8储层以致密砂岩为主体,原油富集主要受沉积相带和物性控制,河道厚度大,高孔渗区带原油富集程度高,为致密砂岩岩性油藏;长9储层以中孔、低渗-特低渗以及低孔、超低渗储层为主,整体连续性及物性较好,原油富集主要受到浮力控制。优质储层在鼻隆上倾方向和梁部配置区原油富集程度高,在两翼边部和低部位边底水活跃,油藏类型为构造-岩性油藏。

水平井在姬塬油田铁平7井区的应用效果研究

鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西南部的铁平7井区油藏属于典型的底水发育的低渗透岩性—构造油藏,油藏具有油层厚度较薄,物性较差,单井产能较低的特点.通过对水平井与直井的应用效果分析对比后得出:水平井可以解决边底水突进过快的问题,并可增大泄油面积,提高单井产量,从而显著提高低渗透油藏产能,增加经济效益.

J油田侏罗系边底水油藏单砂体刻画及应用

J油田侏罗系油藏内部由多期河道叠加的单砂体组成,在岩心观察与测井岩电分析基础上开展单砂体构型单元解剖,进一步总结单砂体接触关系,刻画了砂体几何形态及平面展布特征,结合生产动态分析明确了见效差油井下步措施对策,对类似油藏低效井措施挖潜具有一定借鉴意义。

姬塬油田L区块开发现状与开采优化

低渗透油藏开发过程中面临诸多困难从而影响开采效果:油井采出水回注区开发矛盾突出;地层堵塞井增多,产量下降;部分注水井吸水不均;局部注采对应关系不完善;局部存在微裂缝,见水呈多向性;分注井调配遇阻率逐年上升。为了提高开采效果,开展了数值模拟研究,对研究区进行历史拟合,分析区域剩余油分布特征,并提出相应的优化方案进行预测。结果表明剩余油分布状况主要由区域内井网完善程度,储层非均质性,油层射开程度和注采对应层位,以及压裂缝或天然裂缝导致的注水波及程度影响。在低渗透油藏开发过程中,完善注采井网以及匹配注采层位可显著提高采油效果。

JY油田L区块三维地质模型研究

为了深入了解储层含油横向展布及纵向分布情况,针对JY油田L区块进行了三维地质模型研究。根据JY油田地质资料,依次建立三维地质构造模型、岩性模型及属性模型,通过数值模拟对参数进行调整。应用此模型,可分析油藏开发动态,判断水驱前缘位置,确定剩余油分布。

姬源油田元214长4+5油藏降递减对策分析

分析了元214长4+5油藏产量递减的影响因素,根据近年对该油藏减缓递减的技术措施,探讨油藏递减规律,提出了有效降低该类油藏递减的对策,为进一步缓解元214长4+5油藏开发矛盾,优化开发技术措施提供了依据。

TBC侏罗系油藏控水稳油对策研究

通过分析TBC侏罗系油藏的构造、沉积微相、孔渗饱、平面非均质性及水驱能量等地质特征,同时对油藏含水上升率、递减规律、低产低效井及合理开发技术政策研究,在生产过程中不断总结出规律,提出了“注采技术政策优化、高含水井粘弹调剖、水驱调整、套破井治理、更新井提采、剩余油挖潜”等有效治理对策,为高效开发油藏提供理论依据。

姬塬油田中高含水期剩余油分布规律及有效动用研究

姬塬油田罗*区长4+5、长6油藏经过近15年的规模开发,综合含水61.8%,已进入高含水前期,地质储量采油速度低,地质储量采出程度低,油藏开发矛盾日益突出。主要表现为,整体采液采油指数下降,水驱不均加剧,多个小层见水且来水方向不明,井筒状况变差,控水稳油难度加大。在储层精细研究的基础上,开展宏观、微观裂缝分布规律分析,认为该区块剩余油主要位于长61^(1)、长4+52^(1)、长4+52^(2);并围绕井间剩余型、动用不完善型、驱替突进型、裂缝侧向型等四种剩余油类型提出了针对性的调整方案。通过成果应用预测纯老井年对年自然递减将下降0.8个百分点,为支撑油藏中含水阶段持续稳产提供意见。

关于低渗透油藏体积压裂技术的研究和探讨

随着我国石油勘探开发的不断深入,石油领域中对低渗透油气藏的开发重视程度与日俱增。如何合理高校的开发低渗透油气藏,已经成为当前石油工作亟待解决的难题。低孔、低渗透油气藏已严重制约了油气田的开发效果和储量动用程度的上升。正是由于低渗透油气藏所具有的特殊的性质,所以需要借助一些工艺获得油田增产、稳产,提高油田的采收率。本文主要针对长庆油田的这种特征,对低渗透油藏体积压裂技术的研究和探讨。

砥砺奋进十余载 锻钢铸魂淬铁军——记中国石油长庆油田第八采油厂地质研究所党支部

地质研究所党支部始终以"科技兴油"为己任,推进了党建与技术的深度融合。作为中国石油长庆油田第八采油厂的一个基层党组织,地质研究所党支部始终以"科技兴油"为己任,推进党建与技术的深度融合,充分发扬石油精神,顽强拼搏、攻坚啃硬,团结带领党员干部员工攻克了一道道发展难题,形成了独具特色的"六大技术系列""二十三项关键技术",为长庆油田第八采油厂老油田长期稳产和新区效益建产提供了坚强的技术保障,身体力行践行新时代石油人的责任与使命。