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在薄层底水油藏开发过程中,油井在纵向上大都穿越多个油层,而在油藏合采开发方案决策中,多层油藏合采层位组合主要基于开发油井时的层系划分原则,并没有对多层油藏开采中多层合采的划分方法进行系统、定量的研究,而研究多层油藏合采和分采的技术界限对划分薄层底水油藏的开发层系和确定单井采油方式具有明显的工程意义。通过建立层间无窜流双层模型,利用数值模拟方法,从层间压力、储层物性方面采用单因素和正交因素分析方法,获得了薄层底水油藏分注合采技术界限和界限方程,并通过实例应用说明了图版解释方法。研究表明,该方法可为薄层底水油藏分注合采层位组合提供正确的理论方法。 相似文献
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文东深层低渗透多油层砂岩油田细分层系开发 总被引:19,自引:4,他引:15
深层低渗透多油层砂岩油田受经济产量的限制,一般采用1套层系笼统合采。开发实践表明,层系内如层数大多,层间非均质性是造成水驱动用状况极不均衡的内在因素。多层合采合注开发效果较差,需要研究新的层系组合与划分方式,即能满足开发生产对层系细分的需要,又能使注采井距达到注水开发的要求。东濮凹陷文东油田属于低渗透多油层砂岩油田,油层多达55个,在准确认识油藏地质特征及开发特点的基础上,以经济效益为前提,合理划分与组合开发层系,其高效、经济细分层系开发的经验,对科学、合理开发同类油田具有借鉴意义。 相似文献
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开发实践表明,多层合采合注开发中,层间非均质性是造成水驱动用状况极不均衡的内在因素,受经济效益的限制,深层低渗多油层油藏一般采用一套层系笼统开发,效果较差,需要研究新的层系组合与划分方式,使之既能满足开发的需要,又能使注采井距达到注水开发的要求,文东油田具有深层低渗多油层油藏的典型特征,其高效,经济细分层先导试验的经验、对科学、合理开发同类油田具有借鉴意义。 相似文献
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渤海K油田主力产层为沙河街组薄互层,1~2.7 m厚度的油层占总油层厚度的90%,采用定向井合采分注开发模式,针对开发初期已暴露出注水井层间、层内干扰较大,约70%注水井达不到配注要求的问题,采用油藏工程方法与数值模拟方法,通过机理模型以及复合油藏模型进行注水井最大注入压力优化研究,使注水井最大注水压力值得到有效提升,K油田注水井最大注水压力由15 MPa提高至25 MPa,且提压后注水井附近地层不会出现破裂,能确保安全生产。目前已在K油田23口注水井按最大注入压力25 MPa实施注水,全油田增加注水量为2 580 m~3/d,能满足油田高效开发需求。这表明,该研究结果对相似油田注水开发具有一定的参考价值。 相似文献
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不同于陆地油田,海上油田多采用大井距、大段合采方式开发。进入开发中后期,油田含水上升快、注采关系不明确、产量快速下降,海上测试资料偏少导致常规研究手段难以快速选择堵水目标井和目标层,无法直接套用陆地开发调整经验,大段合采堵水问题亟待解决。本文利用灰色关联方法分析油田高含水期流体参数、储层物性及注采参数对油田产量影响,经数值模拟结合实际数据分析验证各参数对于产量的影响权重,并进行排序,将含水率、产油量、井底流压三个生产指标为堵水选井选层主控因素,建立了一套高含水期大段合采油田找水堵水评价方法。通过渤海Q油田大段合采堵水实践,先导试验井对1井沙二段Ⅰ、Ⅲ油组卡水后,大大降低了大段合采层间干扰,油井产量增加14倍。渤海大段合采老油田开发后期高含水治理调整实践表明,灰色关联法可有效识别出水层位,有助于调剖堵水作业实施。 相似文献
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南海西部注水开发油田的注水井大都为大斜度、中深井,且具有注水量大,注水层数多,配注层温度高等特点,偏心配水和滑套笼统注水都无法满足油田注水要求。研制开发出适合于海上油田的同心集成细分注水工艺,该技术实现了在?177.8 mm套管里用?88.9 mm油管分6层段注水的细分注水工艺,最小卡距2 m并能进行产液剖面的动态监测。原吸水较少的层位注水量得到加强,原吸水量大的层位注水量得到有效控制,达到了油藏要求的"细到单一小层,控到水量随时调配"的目标。该技术在海上油田的注水开发中具有十分广阔的应用前景,对于注水开发油田的注采平衡,保持油田稳产具有十分重要的意义。 相似文献
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渗透率极差是划分和组合开发层系时需要考虑的主要因素之一,合理的渗透率极差界限可减少层间干扰,提高纵向波及系数从而使油田获得较好的开发效果& 考虑生产成本与开发效果! 海上油藏一般采用大井距、多层合采的方式开发,这导致生产过程中层间矛盾突出、层间干扰严重,最终影响油井的产量和油田的最终采收
率。为研究开发层系组合的渗透率级差界限,采用物理模拟实验和油藏工程分析方法进行研究。结果表明,物理模拟实验和油藏工程分析方法获得的结论一致,即多层合采时各层流量比大于渗透率极差,且当渗透率极差大于7时低渗层对产量的贡献小于10%。此研究成果为未来海上油田开发层系的合理组合提供了理论依据。 相似文献
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油田注水开发后期,层间矛盾和平面矛盾日益加重,油层非均质严重,水淹不均衡,通过对注水井合理配注,改变液流方向,在油层中造成新的压力场,使注入水进入波及较差地区和井网未控制地区,从而使动用较低的相对富集的剩余油推向井底而被采出,提高油田开发效果。文中动静结合,既考虑储层本身物性差异,又考虑长期注水开发带来的平面和层间矛盾,以数模为手段,通过层间渗透率和注水强度的改变来确定垂向合理配注;然后以油井为中心,根据注采平衡,确定平面配注;综合垂向配注和平面配注,最终确定注水井在每个层上的合理注水量。 相似文献
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薄层油藏合采层间干扰分析及技术对策研究 总被引:5,自引:0,他引:5
在薄层油藏开发过程中,油井纵向上大都穿越多个油层,而在油藏合采开发方案决策中,多层油藏合采层位组合主要基于开发油井时的层系划分原则,并没有对多层油藏开采中多层合采的划分方法进行系统、定量的研究,而研究多层油藏合采和分采的技术对策对划分薄层油藏的开发层系和确定单井采油方式具有明显的工程意义。在建立层间无窜流双层模型的基础上。利用数值模拟方法和单因素、正交因素分析方法,获得薄层油藏合采开发层间干扰程度、消除或降低干扰程度的技术对策以及相应的技术图版。实例分析表明,明确合采层间干扰因素及干扰程度,确定合理的技术对策,可指导现场工程人员科学、高效、迅捷地开发此类特殊油藏。 相似文献
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现有的边水气藏气井见水时间计算模型均未考虑储层层间非均质性的影响,较之于气井的实际见水时间,其计算结果存在着较大的误差,不能准确、有效地指导气井生产制度的调整和气藏控水技术措施的制订。为此,以四川盆地普光气田下三叠统飞仙关组边水气藏为例,开展了岩心并联水驱渗流实验;采用油气藏数值模拟的技术手段,研究了由于储层的层间非均质性引起的边水突进现象对气井见水时间的影响;在此基础上,引入突进系数来表征储层的层间非均质性,建立了考虑层间非均质性影响的多层合采边水气藏气井见水时间计算模型,并选取普光气田飞仙关组气藏5口井进行了实例计算。研究结果表明:①气藏储层的层间非均质性导致产生边水突进现象,并且层间非均质性越强,突进现象越严重、气井见水越早,渗透率最高的储层见水时间决定了气井的见水时间;②基于渗流理论,建立了考虑储层层间非均质性影响的边水气藏气井见水时间计算模型,其计算结果的相对误差介于-3.43%~4.70%,能满足工程误差的精度要求。结论认为,所建模型可以为准确计算多层合采边水气藏气井见水时间提供有效的方法,进而有助于边水气藏气井生产制度的调整和控水技术措施的制订。 相似文献
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以东庄油田储层研究为契机,以取心化验和测井资料为基础,建立了适合东庄油田的孔隙度和渗透率解释模型,应用计算机编程的方法实现了按照测井深度间隔记录逐点计算储层物性,以此为基础探索性研究出夹层定量计算新方法,尤其是基于流体流动能力的渗透性夹层研究,丰富了夹层研究内容,不仅可确定出层内渗透性夹层的渗透率下限,而且可推广应用到层系的合理组合和划分上,增强了夹层研究成果的实用性。研究结果表明:东庄油田储层中夹层较发育,夹层频率2.3层/m,反映沉积水体震荡强烈;夹层密度28.7%,反映储层沉积时期水动力环境偏弱。平面上夹层发育程度主要受水动力条件控制,河道侧缘以及前缘席状砂等弱水动力沉积区夹层厚度较大,主河道等强水动力沉积区夹层厚度薄。 相似文献
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三叠系延长组是长庆油田主力开发层系,油藏在纵向上表现为多套小层叠合。受到超前注水、笼统注水等因素影响,两层笼统合采油井层间压差较大,层间矛盾突出,分采泵分层采油是消除合采油井层级间干扰矛盾的主要方式之一。鉴于长庆油田三叠系油藏饱和压力低、地饱压差小、油井气油比高,研发了一种“上泵抽下层,下泵抽上层”的防气式分采泵,为分采油层分别提供了排气通道,对高气油比油井适应性强。现场试验应用表明,油井防气式分采泵分采效果明显,为长庆油田叠合油藏的高效开发探索出一条新途径。 相似文献