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为解决高凝油油藏凝固点高、流动性差、常规技术开采经济效益低下等问题,采用井筒热传导、掺稀增液及降凝等技术,综合考虑地温、液量、掺稀比和生产制度等多种因素,形成了1套高凝油自流掺稀冷采新方法。结合矿场数据,对地层温度、液量、掺稀比及生产制度等参数在自流掺稀冷采过程中的敏感性进行了研究。结果表明:掺稀可以增加液量、提高原油温度,当液量大于60 m3/d时,便能保持较高的井口温度;掺入低凝油的比例超过60%时,混合原油的凝固点可大幅降低;动液面对温度损失的影响较大,当动液面低于1 000 m时,原油的井口温度可保持较高水平。在G油田的1口井中实施高凝油自流掺稀冷采开发技术,投产1年半以来,原来不具备开采条件的高凝油共计被采出3.16万m3。因此,针对高凝油与低凝油共生油藏,通过控制液量、掺稀比例以及优化生产制度等措施,能够实现自流掺稀冷采。该研究成果对同类型油藏的开发具有较好的借鉴意义。 相似文献
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本文根据大量低渗透油田的开发调整经验,研究认为井网不适应性因素是造成低渗透油田注水开发矛盾的最主要原因,适合低渗透油藏开发的最优井网型式是矩行五点井网系统。在低渗透油藏开发时,初始井网采用长轴平行裂缝方向的菱形反九点井网,在中后期逐步转化为线状面积注水,这样既然满足油砂体的开发要求,又能满足区块的开发要求,可最大限度的提高低渗透油藏的采收率。 相似文献
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对于缝洞型碳酸盐岩油藏,衰竭式开发是最合理的开采方式。对于衰竭式开采,在制定开发方案时,确定合理采油速度尤为重要。研究中根据其他相同类型油田的成功开采实例,选取尽可能多的影响因素,采用多元逐步回归分析方法。得到了一个缝洞型碳酸盐岩油藏开发早期合理采油速度模型。此模型包含了流体性质和地层参数,与关于固有地质情况对采油速度影响的物理概念并不矛盾,并且适应面广,可对衰竭式开发早期缝洞型碳酸盐岩油藏的合理采油速度做出初步结论。用数值模拟方法证明,这个模型可用于现场实际。 相似文献
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低渗透油藏提高注水效果技术研究 总被引:2,自引:0,他引:2
导致低渗透油藏注水困难的原因有地层因素、作业污染因素,以及注入水质不合格所引起的不配伍性伤害等。针对这些影响因素,开展了酸化解堵、连续防膨、优化注入量研究,以保证能注进水、长效注水、有效注水。现场实施表明,该方法能有效提高低渗透油藏注水效果,对同类油藏具有借鉴意义。 相似文献
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中古5-2H井井眼轨迹控制研究 总被引:2,自引:0,他引:2
塔里木油田中古5区块储层较深,钻井液安全密度窗口窄,受井眼直径、钻具弯曲等因素综合影响,水平井段的长度延伸一直较难突破,影响了水平井产能开发,为提高中古潜山灰岩裂缝油气藏单井产量,开展了超深长水平段井井眼轨迹研究,针对井眼清洁、钻具弯曲、螺杆脱胶、轨迹控制等施工难点,现场实施中应用了ф101.6 mm钻杆组合、钻具弯曲模拟、安全钻压、水力振荡器、高温螺杆、高温MWD、优选PDC钻头结合控压钻井技术,钻成国内高难度、高温超深长水平段水平井,该井超长井眼顺利钻完,并在水平段实施了分段多级压裂增产措施,探索出了超深、高难度、长水平段井的轨迹控制新方法,该研究及应用的成果对此地区水平井大规模实施具有一定的指导意义。 相似文献
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在加拿大阿尔伯塔省劳埃德明斯特市的外围David油田(现称为黑河)中部实施了碱-聚合物驱.在实施碱-聚合物驱区块的北、西、南三面同时实施了水驱.1969-1978年实施碱-聚合物驱的区块一次采油采出了5.7%OOIP(原始石油地质储量).后在1978-1987年实施水驱,又采出了25.5%OOIP.2001年9月北部、西部和南部区域一次采收率加上水驱采收率达到了51.9%,平均含油率2%.1987年6月在David油田中部实施碱-聚合物共同注入,项目区域内采用不规则井网,共有7口注入井和18口生产井,井距21acre,并在逐渐减小的聚合物段塞后注水.实施碱-聚合物驱区域的含油率为1.5%,共增采了21.1%OOIP.一次开采、水驱加上碱-聚合物驱开采,采收率达到73.0%OOIP.在一个实验室设计程序基础上选择注入化学药剂.根据岩心驱替数据、毛管理论和Taber数计算,注入溶剂中取消了表面活性剂.因为钻14口新井是在注碱-聚合物驱前,并且项目开始时含油率只有40%.用常规方法很难解释碱-聚合物驱的性能.本文介绍了一种David油田碱-聚合物驱解释分析方法. 相似文献
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缝洞型碳酸盐岩潜山油藏研究现状及技术展望 总被引:11,自引:5,他引:6
碳酸盐岩潜山油藏储层孔隙主要为裂缝和溶洞,其中溶洞是主要的储集空间,裂缝是主要的渗流通道。由于其空间分布的不规则性和缝洞本身的多尺度性,使得其开采机理、开发方式和如何高效开发仍是一个难题。文章从该类油藏地质特征入手,详细描述了其油藏类型和开发方式研究、以及缝洞渗流特征和数值模拟研究的进展,指出了研究应用中存在的问题,并推荐了有发展前景的研究方向。 相似文献