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胜利油田高含水期油藏水驱精细调整技术方向 总被引:1,自引:2,他引:1
以胜利油田为代表的高含水期油藏精细描述和水驱调整技术向精细化方向发展,为适应高含水期油藏精细挖潜的需要,近几年储层构型研究、低级序断层描述和层内剩余油分布预测技术得到不断发展,层系细分重组,采取井网加密调整和完善注采系统等措施改善了油田水驱开发效果。分析了制约整装构造、复杂断块和低渗透油藏大幅度提高水驱采收率的问题,提出了不同类型油藏水驱精细调整的技术方向。在陆相油藏高含水后期开发阶段,需要进一步加大层系细分重组,采取井网立体加密调整、水平井单层开发、改善水质、调整注水产液结构等措施,在井网优化调整的基础上,综合应用各种工艺技术对储层进行控制和改造,实施精细注水和有效注水开发,提高注采系统的针对性和有效性,以均匀控制驱替剖面。 相似文献
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孤岛油田热采稠油油藏已进入高轮次吞吐后期,面临周期产量递减大、含水上升快和无有效接替技术等难题。为实现孤岛油田稠油油藏大幅度提高采收率及产量稳定,通过数值模拟、油藏工程分析、密闭取心井监测等手段,对200m×283m井网稠油,应用井网一次和二次加密、水平井与直井联合布井、高含水氮气泡沫调剖等技术,继续实施吞吐开发技术,保持孤岛油田稠油热采年产量120×104t规模并稳产。针对井网完善的热采老区,通过储层精细描述、剩余油新认识、蒸汽驱井网优化,在封闭性断块孤气9区块实施转蒸汽驱先导试验成功的基础上,转换开发方式,实施中二北馆5稠油化学蒸汽驱和中二中馆5水驱稠油转蒸汽驱技术,挑战稠油油藏50%~55%的采收率,探索稠油高轮次吞吐后有效接替技术。 相似文献
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复杂断块油藏在开发后期面临综合含水率高、地层能量不足、剩余油分布复杂、井网适应性差等问题。以济阳坳陷沾化凹陷中部垦71断块油藏为例,基于水驱油藏的油包水和水包油2种油水分布状态,利用理论模型推导和数值模拟方法,开展了单层系边外注水开发模式研究。结果表明:从采液端和注水端的受力分析可获得单层系开发的合理注水量、合理采液量和合理注采井距,单层系开发的合理注水压差、合理注水量、合理采液量是影响其剩余油饱和度、含水饱和度的关键因素,对油层合理地层压力水平及剩余油二次富集起主要控制作用。通过加大注采井距至油水边界外围,以2.9倍含油条带宽度为合理注采井距的临界值,采用短注长静置的非对称周期注采方式,建立单层系边外注水开发模式,有利于保持单层系的压力系统稳定和提高剩余油波及率,从而提高原油采收率。矿场实践表明,采用单层系边外注水开发模式后,垦71断块油藏日产油量提高至254 t/d,含水率控制在93.7%,采收率提高至31.53%,采油速率提高4.9%,显示出良好的增产效果。单层系边外注水开发模式解决了高含水复杂断块油藏开发中的剩余油分布分散、水驱波及率低和井网适应性差等难题,可为复杂断块油藏开发... 相似文献
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大庆油田X区块二三次井网注采井距大、动用差,通过层系井网调整为一套井网开发,实施半年后出现含水上升速度加快、产量递减加大的问题。利用井间电位监测技术,将监测解释结果视纯异常环形图与砂体展布图叠加,结合油田开发动态生产数据及同位素监测资料分析层系井网优化调整后注水优势推进方向和水驱前缘波及形态。针对注水平面波及均匀性较差的实际,实施针对性措施调整42口井,调整后区块自然递减率减缓了5.73%,年含水上升速度下降0.80%,开发效果得到明显改善。井间电位监测为层系井网优化效果评价和调整方向提供依据。 相似文献
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文章根据研究区块实际情况,在确定合理井距的基础上,利用油藏工程及数值模拟技术相结合,开展了合理注采井网研究,确定了区块合理地层压力保持水平及转注时机,并对合理注采比进行了优化。最终认为,研究区块的最优开发井网为260m注采井距,采用反九点正方形井网,合理地层压力应保持25MPa左右。本文典型区块注采井网优化及开发技术研究为国内同类型低渗透油藏制定开发方案提供了借鉴。 相似文献
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水平井技术在小构造油藏挖潜中的应用 总被引:9,自引:0,他引:9
安丰油田安丰1断块K2t31是典型底水油藏,在直井开发16年后已进入高含水开发后期,针对开发调整难度大,含水上升快的开发特征,研究了剩余油分布规律、挖潜技术以及水平井优化设计技术界限,提出了水平井技术在小构造油藏挖潜中的应用并现场实施.投产后效果很好,初产高,含水低,大大提高了断块的采油速率,采收率由25%提高到38%,单井增加可采储量3.5×104 t,相当于直井的3倍多. 相似文献
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针对孤岛油田Ng3油藏非均质的地质特征,采用油藏综合分析、测井响应分析及数值模拟等方法,开展了特高含水开发期高弯度曲流河储层构型深化研究。解析了单河道、点坝及点坝内部构型单元等不同级次曲流河的储层构型模式,通过采用层次约束、模式拟合的构型表征方法,系统地进行了复合曲流带、单一曲流带、单一点坝及点坝内部侧积体精细表征.建立了密井网区三维构型模型及参数模型。同时针对特高含水期储层构型控制下的剩余油分布特点,开展了井网调整转流场+非均相复合驱先导试验。,结果表明:中心井区日产油量由4.5t上升到71.0t,含水率由98.8%下降到83.5%,累计增油26539t.预计井网调整转流场提高采收率2.3百分点,非均相复合驱提高采收率6.2百分点,试验区采收率达到63.6%. 相似文献
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濮城油田西区沙二上2+3油藏为大厚层、严重非均质块状油藏,经过多年的注水开发,使储层孔隙结构改变.注采失调,油藏层间和层内矛盾突出,已进入特高含水开发后期,表现为高渗透层采出程度高、含水高,二、三类层动用程度低、剩余可采储量较大。因此,在油藏精细描述和剩余油研究的基础上,结合地质开发方案,开展了应用分层技术测试XP2—89、濮2—283、濮2—138井3口井的小层启动压力,通过测试成果量化认识层间非均质性,确认潜力层。通过将测试成果应用于区块改造、井网重组细分、认识剩余油分布,以及濮城南区沙二上2+3油藏的分注分采治理.油藏地层压力回升.动液面和生产压差相对稳定,地层能量保持与利用状况得到改善,达到了控水增油的目的。该技术对高含水油藏后期注水开发进行了有益的探索.是重新识别油藏的又一工艺思路,具有一定的推广应用价值。 相似文献
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水平井技术在临2块馆二段底水油藏开发调整中的应用 总被引:11,自引:3,他引:8
随着油田开发技术的进步 ,水平井开采技术日臻完善 ,在生产中获得了明显的经济效益 ,特别是对底水油藏、垂直裂缝油藏、稠油和低渗透油藏。临盘油田临 2块馆二段是典型底水油藏 ,直井开发 2 0多年后已进入高含水开发后期 ,开发调整效果较差 ,底水锥进严重 ,含水上升快。在充分研究该油藏开发特征和剩余油分布规律的基础上 ,共设计了 8口水平井 ,投产后效果很好 ,初产高 ,含水低 ,大大提高了断块的采油速率 ,采收率也由 34.7%提高到 45 .4% ,平均每口井增加可采储量 3.5× 10 4 t ,相当于直井的 3倍多。图 1参 2 (熊敏摘 ) 相似文献
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针对致密油藏水平井投产后含水较高的问题,以鄂尔多斯盆地D区块42口水平井为研究对象,采用单井采出程度-含水率曲线法开展致密油藏水平井含水特征及影响因素研究。结果表明,致密油藏水平井主要存在3种含水类型,分别是高含水型、中含水型和低含水型。从影响含水特征的地质因素、工程因素和生产因素入手,采用灰色关联度分析法,深入分析了油层厚度、储层非均质程度、压裂段数、压入砂量、压裂排量和泵挂深度等因素对水平井含水变化特征的影响程度并进行了关联排序,明确了致密油藏水平井含水特征主控因素。研究成果可有效指导类似区块水平井开发方案的制定和调整。 相似文献
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针对苏丹层状边水油藏部分水平井呈现产量递减快、含水上升快等现象,综合多学科知识对油藏 进行研究,运用无因次日产油水平、无因次累积产油及月含水上升率等指标评价水平井不同含水期的开 发效果,总结含水上升和产量递减的主控因素,提出相应的开发对策。研究结果表明,水平井是苏丹层状 边水油藏高含水期实现控水稳油的重要技术,水平井位置、产液强度及储层的非均质性是影响水平井含 水上升的主要因素,水平井位置及产液强度、地层压力保持水平及储层保护情况是影响水平井产量递减 的主要因素;主要开发对策为早期加强地质优化设计和生产参数优化,中后期采取卡堵水及提液等措施 控水稳油,并适时注水补充能量和加强储层保护,提高单井产能,以改善苏丹层状边水油藏开发效果。 相似文献
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孤东油田经过多年的高速开发、强注强采 ,地下矛盾十分突出。为探索特高含水期改善油田开发效果的途径 ,在深化油藏开发特点认识的基础上 ,应用精细油藏描述技术、数值模拟技术 ,以及开发测井和油藏工程方法 ,进行了剩余油分布规律研究、合理地层压力水平研究、扩大水驱波及体积途径分析、注采结构状况分析研究等。在降压强排试验的基础上 ,调整注采结构 ,使油田地层压力得到控制 ,注采结构得到了优化 ,控制了含水上升速度 ,油田开发趋势明显好转 ,强化了油田稳产基础 ,走出了稠油疏松砂岩油藏高含水后期开发的新路子 相似文献