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鄂尔多斯盆地长7段致密油合理开发方式探讨 总被引:26,自引:0,他引:26
鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7致密油储集层致密,孔隙结构复杂,孔隙度小,渗透率低,储集层微裂缝发育,地层压力系数低,采用丛式井网超前注水开发单井产量低,难以实现有效动用。以鄂尔多斯盆地A井区长7致密油为例,通过物质平衡理论计算、数值模拟方法研究以及矿场实践数据分析,认为水平井体积压裂后单井产量大幅度提高,但采用直井注水、水平井采油的联合井网开发,水平井见注入水风险大,见水比例达到65%;水平井衰竭式开发地层能量下降快,前期单井产量平稳,生产12个月后单井产量递减大,4个月单井产量累计下降50.3%。由此提出了水平井体积压裂后衰竭式开采,待地层能量不足时,运用注水吞吐采油的开发方式,致密油体积压裂水平井注水吞吐第1周期单井日产油量比吞吐前增加78.3%,注水吞吐采油取得初步效果。 相似文献
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新安边油田长7油藏属于典型的砂岩致密油藏,位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡西部,有着分布面积广、探明储量大、埋藏适中等特点。但是由于储层致密,导致常规开发(定向井+注水)油藏递减大、有效驱替难建立、注水不见效(见效即见水)、油藏压力保持水平低等矛盾,难以实现效益开发。自2012年以来,通过"水平井+体积压裂"开发模式,加长水平井水平段长度,开展分段多簇大排量、大液量的前期改造方式,增加了储层缝网规模和数量,有效的提高了前期单井产量和稳产时间。并在稳产过程中通过吞吐采油等方式有效的补充了地层能量,减缓了油藏递减。实践证明,"水平井+体积压裂"的改造模式,加上后期合理有效的能量补充方式,能有效改善致密油开发效果,对长庆致密油开发具有一定的借鉴意义。 相似文献
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鄂尔多斯盆地长7致密油层具有物性差、地层压力系数低、天然裂缝发育和脆性指数较高四大特征。为实现该类致密油的经济有效开发,通过大量的室内研究及矿场试验,从提高初期单井产量、较长时间稳产、降低成本3个方面开展了研究。经过4个阶段的技术攻关,形成了针对低压致密油藏有效开发的关键技术--水平井体积压裂储层改造技术、水平井开发技术政策优化、降本增效技术,并得出4个方面主要认识:一是长水平段+体积压裂是提高单井产量的核心;二是初期长水平段体积压裂准自然能量开发+后期能量补充是目前可经济有效开发的方式;三是水平井控制压差采油有利于提升致密油的开发效果;四是降本增效是致密油经济有效开发的重要途径。 相似文献
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低渗透油藏常规注水开发生产井受效程度低、低产低液、经济效益差,传统水驱开发技术已无法适应低渗透油藏经济有效开发的要求,而借鉴致密油体积压裂后衰竭开采的开发方式,虽然可提高单井初期产能,但由于低渗透油藏砂体规模小、地层压力系数低和原油黏度高、气油比低等特点,仍存在产量递减快、累积产油量和采收率低等问题,因此迫切需要调整开发思路,转变注水开发方式。为此,提出了低渗透油藏由径向驱替向线性驱替转变,由连续注水向注水吞吐、异步注采和油水井互换等渗吸采油方式转变,由缩小井距提高水驱动用储量向体积改造提高单井缝控储量转变的3个转变注水开发方式的新思想;创建了全新的“体积压裂+有效驱替+渗吸采油”开发模式,并应用于大港油田孔南GD6X1区块,初步实施效果显著。 相似文献
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胡尖山油田安83长7致密油地层能量补充方式研究 总被引:2,自引:0,他引:2
胡尖山油田安83长7致密油藏由于储层致密,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、见效即见水的水驱矛盾,开发效果差。近年来因地制宜,对定向井区重点开展周期注水、空气泡沫驱油、体积压裂不返排闷井扩压等工作,对水平井重点开展吞吐采油、周期注水、异步注采等工作,不断探索地层能量补充方式,均取得一定效果及认识,但总体来说基于毛管吸吮作用和压差机理的按一定注入周期补充能量的渗析采油法对该区致密油开发具有深远意义,在充分结合改造强度、缝网形态等参数情况下实施效果较好,后期可持续扩大实施,并探索改善驱油介质等新方法。 相似文献
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谢丹 《石油化工管理干部学院学报》2003,(1):31-34
对石油企业知识型员工流失的现状进行了描述,并分析了流失的原因;阐述了稳定知识型员工队伍的基本思路;从提高待遇、增进感情、发展事业、制度创新四个方面提出了相应的对策。对石油企业的人力资源管理理念的创新进行思考。 相似文献
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M. A. Kipnis V. F. Dovganyuk A. Yu. Kalinevich 《Chemistry and Technology of Fuels and Oils》1991,27(10):546-548
Translated from Khimiya i Tekhnologiya Topliv i Masel, No. 10, pp. 9–10, October, 1991. 相似文献