大庆萨北油田剩余油宏观赋存模式及挖潜对策研究

发布时间：2020-09-15 18:03

　　当前国内绝大多数的陆上油田已经进入了开发的中后期阶段,具体表现为注入井注水量大、产液井含水率高,储层内剩余油的分布状态非常复杂,导致油田的整体开发难度日益提高,严重制约了油田的整体开发效果。针对这一情况,系统的对储层内剩余油的赋存状态进行分析以及总结,并在此基础上提出相应的挖潜措施,将能够起到改善油田整体开发效果,保证油田的稳产增产。本文在进行文献调研以及理论研究的基础上,采用油藏数值模拟和现场实际应用相结合的方法,对大庆萨北油田剩余油的赋存状态进行了研究,首先分析了影响油田剩余油宏观分布状态的各地质开发因素,并建立了与之相关的控制模型,之后通过对模型进行分析,系统的总结了萨北油田在开发中期剩余油主要的分布类型,包括集合块状连续分布型、零星块状分散分布型、局部层带状分布型、整体层带状分布型、镶边状分布型、微圈闭状分布型。在此基础上,对包括水平井技术、调剖堵水技术、二次加密技术以及提液相关的水动力学技术的挖潜优势特点以及各自的适应性进行分析,对以上六种剩余油赋存状态提出各自相应的合理挖潜措施。其中,集合块状连续分布型采用调剖堵水技术以及水平井技术完成挖潜;零星块状分散分布型采用调剖堵水技术、井网重组技术以及水动力学方法中的不稳定注水技术完成挖潜;局部层带状分布型采用调剖堵水技术、井网加密与重组技术及提液与配套的水动力学方法完成挖潜;整体层带状分布型采用井网加密技术完成挖潜;镶边状分布型主要采用水平井技术以及井网加密完成挖潜;微圈闭状分布型采用井网加密以及重组技术完成挖潜。通过萨北油田实际区块剩余油赋存状态进行进行识别的基础上,采用数值模拟的方法,对调整前及采用相应挖潜措施挖潜后的采收率进行预测,发现调整后采收率较调整前提高1.46%-3.27%,证明对剩余油赋存状态的识别及相应的挖潜措施可靠性较高,有较好的应用以及推广价值。
【学位单位】：东北石油大学
【学位级别】：硕士
【学位年份】：2018
【中图分类】：TE327
【部分图文】：

示意图,夹层,形态,示意图

图 2.1 夹层形态示意图③夹层的位置夹层在层内的不同位置对剩余油的控制作用也不一样。分别从分布在上部、中下部三个位置来分析。当夹层分布在储层上部时，受沉积时期水动力影响，夹层上往物性较差，注入水驱替阻力较大，再加上重力的作用，使得注入水易突破夹层流层下部，从而使夹层上部水驱效果较差，剩余油富集。当夹层分布于储层中部时，夹层的下部吸水较好，往往仅形成小规模的剩余油，其对剩余油的控制规模主要取夹层的分布面积。当夹层分布于储层下部时，夹层对剩余油的控制与其突破压力、面积以及夹层下部油层的吸水能力有关，夹层的突破压力越高，分布面积越大，夹部油层的吸水能力越差，剩余油就越富集。④夹层的渗透性在沉积作用下，储层垂向渗透率小于平面渗透率，在常规油藏开发研究中，一为垂向渗透率为平面渗透率的 0.1 倍。但厚油层内的一些物性夹层，其垂向渗透率于其他部位。杜庆军等人建立了研究夹层的渗透性模型，分别设置垂向渗透率分别面渗透率的 0.0，0.001，0.005，0.01，0.05 和 0.1 倍。模拟至含水率为 95%时，通

曲线,用油,水相,曲线

图 3.1 模拟所用油水相渗曲线3.1.2 模拟方案通过分析油藏的地质特征及开发条件对剩余油分布的影响机理，针对不同的油藏型以及油藏的特殊部位设计出了宏观剩余油赋存模式的模拟方案。表 3-2 剩余油分布规律方案设计油藏类型考虑因素参数取值层状人工注水油藏层间渗透率级差 5，10，20层系划分合采合注井网方式五点井网，反九点井网，排状注水井网注采系统的完善程度有注无采，有采无注，无注无采人工注水厚油层最大渗透率位置油层顶部，油层底部，油层内多段分布层内渗透率级差 5，10，20油层厚度 5m，10m

示意图,连续分布,块状,分布型

、零星块状分散分布型、局部层带状分布型、整体层带状分布型、镶边状状分布型。下面从赋存特征，赋存条件，赋存机理三个角度来分析每种赋集合块状连续分布型赋存特征种剩余油赋存模式的分布特征是，在注水开发的过程中，该区域注入水波油井受效较差，进而滞留大量剩余油。此类滞留区内剩余油饱和度高，分续集中，纵向有一定的厚度，一般具有很可观的剩余储量。如图 3.2 所示东北石油大学工程硕士专业学位论文

【参考文献】