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Y油田长7致密油自投入开发以来,定向井初期单产仅1.5 t,且递减大。水平井虽初期单产高,但仍存在递减大,注水后多向见水。该区由于储层致密,启动压力梯度高,常规注水开发压力传递较慢,有效驱替系统难建立,加之存在裂缝等优势渗流通道,整体表现出注水不见效、见效即见水、整体开发效果差。近几年通过周期注水、空气泡沫驱、体积压裂、快速吞吐、异步注采、吞吐注水、强注等工作,地层能量得到了有效补充、油井递减得到了减缓,但效果不明显。为了进一步探索地层能量补充方式及改善驱油介质,2017年在该区实施定向井及水平井CO_2吞吐,取得了一定的认识。 相似文献
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在油藏注水开采过程中,对于和注水井不连通的油层和与水井连通性差的油层来说,地层能量无法得到补充或补充缓慢,致使开发效果极差,经济效益低。层间注水吞吐开发模式可以补充地层能量,恢复地层压力,通过多周期的吞吐开采,可以提高剩余油的采收率。运用数值模拟技术对该方法进行了研究,结果证明该方法简单易行,可以提高此类剩余油的采出程度。 相似文献
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低渗透油田建立有效驱替压力系统研究 总被引:1,自引:0,他引:1
启动压力规律和渗流理论研究表明,只有当驱替压力梯度完全克服油层启动压力梯度时,注采关系才能建立,因此克服低渗透油层启动压力梯度的最小驱替压力梯度所对应的注采井距,即是注水井和生产井之间能够建立有效驱替的最大注采井距。根据低渗透油田油气渗流理论推导出不等产量的注水井和生产井之间驱替压力梯度的分布表达式,可以反映出注水井与生产井之间的压力分布情况。模拟计算表明,若将该成果应用于低渗透注水开发油田将会明显改善开发效果。 相似文献
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在油田开发中,稠油油藏在储量和产量上均占有重要地位,采用常规技术手段开发稠油油藏难度大、驱替效果差。本文根据亲水介质水驱油机理和室内注水吞吐试验的结果,提出了改善这类油藏开发效果的新方法——注水吞吐采油开发。该方法利用亲水孔隙介质常规稠油油藏水驱油机理,将井底蹩压的注水井直接转采,经过一段时间的生产后再次将其转注,经过几轮的反复吞吐和油水置换后,可将注入水向油层纵深推进,直到实现正常的水驱开发。根据这一理论,在自来屯油田自19-14断块进行了整体试验,参加实验的7口井均获得成功,表明对亲水的常规稠油油藏采用吞吐开发是可行的。笔者认为这种方法可适用于亲水孔隙介质的常规稠油油藏,也可以适用于油层连通性差以及低渗透的油藏开发。 相似文献
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江汉油田低渗透油藏注水开发技术研究 总被引:1,自引:0,他引:1
针对江汉油田的低渗透油藏,探索了一套合适的注水开发技术。这就是:确保地层能量的早期注水技术;改善注水开发效果的合理提压注水技术;提高注水开发效果的沿裂缝注水技术;提高驱替效率的脉冲注水技术。并对以上各种技术的应用效果进行了简要分析。 相似文献
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三塘湖盆地马郎凹陷马中致密油藏水平井投入开发后,地层压力下降快,自然递减大,投产第1年自然递减超过50%,一次投产采收率低的矛盾凸显,亟需开展提高采收率矿场试验。通过对比分析马中致密油藏储层物性、含油性及岩石润湿性,储层相对润湿指数0.18~0.48,表现为弱亲水-亲水特征,适合注水吞吐,并对注水吞吐机理及影响因素进行了深入分析研究,有效地指导了现场实践,开展先导试验注水吞吐7口井,平均单井日增油10.3 t,平均单井累计增油805 t。注水吞吐已经成为马中致密油藏一种新的有效开发方式,分析认为注水吞吐效果与吞吐水量呈正相关性,当注入压力达到超地层破裂压力吞吐效果较好,水平段轨迹位于油层中上部的井注水吞吐效果好于水平段轨迹位于油层下部的井,但随着注水吞吐轮次的增加效果减弱,下步需要研究多轮次注水吞吐后提高采收率的技术。 相似文献
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白驹油田油藏为复杂小断块,由于断块面积小而封闭、储集层低渗透、原油凝固点和粘度高而注水驱替难度大。注水井投注一段时间后往往出现憋压注不进的现象,受益油井见不到注水效果。单井注水吞吐开发模式一方面充分利用其砂岩的亲水性,根据亲水介质的自吸排油机理实现水驱,一方面补充地层能量,恢复地层压力,实现人工补充能量。不仅扩大了水驱波及半径、提高驱油效率,也提高无能量补充断块的采收率,该技术在高凝油藏的实际运用取到了较好的效果。 相似文献
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体积改造技术能够提高超低渗透和致密油油藏的初期产油量,但衰竭开采期的产油量递减快、累积产油量低、经济效益差,且注水开发会导致油井快速水淹,需探索有效补充地层能量的开发方式。体积改造油藏注水吞吐开发是有效补充地层能量的一种新方式,首先建立体积改造油藏注水吞吐的3个阶段模型,研究渗吸产油和不稳定驱替双重开发机理,并推导相应的产能公式,理论研究注水吞吐的开发效果,进一步通过油藏工程方法和室内实验研究注水吞吐的主控因素,并结合现场开发实践论证了注水吞吐的可行性。研究结果表明,体积改造油藏产生的裂缝网络系统使得裂缝与基质之间的流体交换速度和数量均发生质变,注水吞吐已经从注水开发中的辅助作用上升为一种新的有效开发方式,从而为超低渗透和致密油油藏的有效开发提供新的开发思路,由于其附加开发成本低、投资效益高,有望成为超低渗透和致密油油藏有潜力的补充能量开发方式。 相似文献
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砂泥薄互层稠油边际油藏经济开发方式 总被引:2,自引:1,他引:1
边际油藏的开发可行性必须将开发方式与经济效益紧密结合来评价。江苏油田的韦5断块属中低渗、砂泥薄互层的普通稠油油藏,可归于边际油田。对该油藏的室内微观驱油机理研究、油藏数值模拟研究表明,注入水温度对其驱油效率和开发效果影响不大,冷、热水驱替及CO2吞吐的启动压力均较高而驱油效率不高,较经济的开发方式为降压开采一段时间后转入注水或蒸汽吞吐或蒸汽吞吐转水驱。结合矿场开发先导性试验结果,韦5断块稠油油藏应采用注改性水方式开发,以降低注水压力,提高注水效果;对条件合适的生产井进行短缝压裂,提高单井产能;选择部分条件具备的井蒸汽吞吐,以提高采油速率,从而提高开发效果和总体经济效益。图1表3参7 相似文献
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葡北油田气水交替驱提高采收率矿场试验研究 总被引:5,自引:0,他引:5
吐哈盆地葡北油田是我国第一个气水交替驱矿场试验基地,开发方式为气水交替注入混相驱开发。为解决葡北油田气水交替注入过程中无法实施注水转注气的实际问题,通过室内长岩心驱替实验,进行了注气机理、现场酸化解堵、高压注液氮、注入井关井降压等多项研究,解决了注入井气水切换的问题。葡北油田实施混相驱开发以来,地层压力和流压保持水平均在混相驱开发确定的压力界限以上,地层流体黏度由原始的0.67mPa·s降为目前的0.20mPa·s,体积系数由2.210增大为2.819,饱和压力由29.44MPa上升为目前的32.86MPa,原油组分变化明显,中间烃含量由23.79%上升至25.12%,证明葡北油田实现混相驱开发,开发效果较好。图2表2参9 相似文献
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渤海Q油田西区是典型曲流河沉积储层的稠油底水油藏,目前处于高含水开发阶段。为提高高含水期底水油藏注水效益,针对区块局部夹层发育特征,将目前注采井网抽象分为无夹层、半封闭夹层和封闭夹层三种模式,利用油藏数值模拟和正交设计法对三种模式下的最优注水方式及注采比进行了研究。研究结果表明,基于夹层分布状态实施层内分段注水,不仅可以维持地层压力,还可起到较好的驱油效果。研究成果应用于渤海Q油田西区后,油藏地层压力稳中有升、自然递减率明显降低,分注注采井组产油量上升,改善了西区的开发效果。 相似文献
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大庆外围某特低渗透试验井区平面非均质性严重,周期注水利于驱动低渗透区原油。由于特低渗透油藏压力敏感性强,文中根据非线性渗流规律,进行数值模拟研究,优化周期注水方式。采用矿场实际数据,选取矩形五点井网,建立平面非均质模型,分析"增注—减注"方式与"增注—停注"方式的含水率、采出程度、有效驱动体系的建立及地层压力保持情况。结果表明,"增注—减注"方式比"增注—停注"方式采出程度高、驱油波及系数大、低渗区非线性及储层伤害影响小。分析结果对低/特低渗透油藏注水开发具有指导意义。 相似文献
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濮城油田卫42区块油藏埋藏深,储层物性差,导致该区块注水开发难度大,采出程度低,开发效益差。为此,针对高压低渗注水困难油藏,开展核磁共振实验及长岩心驱替实验,并在实验研究基础上,对卫42区块开展CO_2驱方案设计优化,建立可以模拟人工裂缝的油藏数值模拟模型,进行井网井距论证及参数优化。现场选取6个井组,开展注CO_2驱先导试验,注气压力较注水压力降低了17 MPa,有效补充了地层能量,在水驱基础上可提高采收率15%,取得了良好的增油效果。 相似文献
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涠12-1油田涠四段油藏注采井网不完善,并且在钻完井过程中由于储层受到严重污染,注水较晚,最终导致涠四段油藏地层压力下降,开发效果不好。为改善该油藏开发效果,试图进行注气开发,为确定油藏注气开发的效果,结合油藏的地质油藏特点,综合运用带倾角的长岩心注气重力稳定驱、带倾角的注采井组二维均质剖面模型、层状剖面模型以及韵律剖面模型,并采用注气驱机理数值模拟的方法对注气驱替机理进行了研究。模拟结果表明,涠洲12-1油田中块涠四段注气非混相驱油的主要机理为重力分异辅助作用,储层非均质性、油气毛管压力和注入气黏度变化对注气驱油的采收率影响较小。采油速度不超过5%,注气近混相驱可以形成比较稳定的下倾气驱油界面,且比注水开发将提高采收率10个百分点以上。 相似文献
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