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针对文昌X油田高含水期剩余油分布复杂的问题,设计并开展了多尺度水驱油实验,研究不同尺度剩余油赋存状态。研究表明靶区以中孔细喉-中渗储层和大孔中喉-高渗储层为主,开发后期剩余油微观尺度主要分布在中孔细喉中,岩心尺度剩余油主要分布在弱渗流区,是油田高含水期的重点挖潜对象,可通过改变压力场分布进一步提高油藏高含水阶段的开发效果。 相似文献
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张明科 《中国石油和化工标准与质量》2014,(6):199
基于低渗透油藏高含水期的剩余油分布规律、挖潜单元以及相对应的挖潜技术对策。低渗透油藏砂体是地质上具有成因联系、开发上相对独立的砂体单元,既是地质上的成困单元,也是与剩余油分布有关的渗流单元,既反映了砂体的沉积成圈,也决定了剩余油分布特征和注水开发特征。 相似文献
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针对濮城油田南区沙二下油藏储层非均质性严重、高含水开发后期剩余油分布零散的特点,对其储层沉积特征、流动单元沉积微相及与剩余油分布的关系进行了研究。该区沙二下亚段属于浅水湖泊三角洲,动态资料及油藏精细数值模拟研究表明,长期的注水开发后,以河道砂为主的储层采出程度高、水淹严重,以河道侧翼的前缘砂、远砂相为主的储层采出程度相对较低、低含水低能。通过相控剩余油研究,确定了河道侧翼沉积相变差部位是剩余油的富集区,为相变复杂油藏后期有效开发提供了一个新的方向。 相似文献
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油田进入中、高含水期后,注水开发油田的平面、层间、层内三大矛盾,在注水、产液、储采三大结构的问题日益突出。马寨油田进入高含水开发后期,伴随着井况的恶化,油田的开发效果难以提高,递减的控制难度加大。2001年以后,通过油藏工程研究为基础,以井网层系调整、注水工艺为手段,进一步地精细地质研究,深化油藏认识,落实了储层和构造,掌握了剩余油分布规律。并依靠现有井网,综合实施油田调整,大力度地实施分注及差层改造技术,全面地提高一、二、三类层的动用,从而改善油田的开发效果,实现高含水开发后期的油田稳产。 相似文献
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姜鹏;杨惊鸣;袁波;孙照勇;李莉 《内蒙古石油化工》2013,(20):126-128
随着油藏进入高含水的开发后期,剩余油分布越来越复杂,油藏的稳产和调整挖潜难度也越来越大。卫城油田卫2块是一个特殊的气顶边水油藏,目前该区块综合含水93.27%,地质储量采出程度29.77%,剩余可采储量的采油速度13.93%,已处于高含水开发后期阶段,稳产难度增大。针对卫2块较特殊的地质特点和目前高含水期的开发现状,对卫2块进行剩余油分布认识研究,确定油藏调整挖潜方向,使保持区块开发稳定。 相似文献
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《中国石油和化工标准与质量》2013,(22)
马厂油田属于中渗复杂断块油藏,目前综合含水已达92.01%,处于高含水开发阶段,为了进一步实现老油藏的持续稳产,不同类型油藏的剩余油认识是关键,尤其是厚油层层内隔层的类型及空间分布特征不清,隔夹层对油气运移、水淹级别的影响缺乏了解,导致剩余油分布和流体性质变化规律认识不明确。从近两年剩余油监测资料运用效果表明,油藏在开发中后期剩余油分布认识跟生产实际差距较大,严重制约着油藏开发。 相似文献
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特高含水期(含水大于90%)是注水开发油田的重要阶段,该阶段仍有较多储量可供采出。我国注水开发油田大多经历了几十年的开发与调整,绝大部分油田已进入注水开发后期,多数油井含水高达95%以上。虽然面临油层水淹严重、剩余油分布高度分散等问题,但水驱油藏仍在开发中占主导地位。通过对国外注水开发油田的调研,分析特高含水期采取的主要技术措施,对改善水驱开发效果,提高采收率进行了探讨,为我国水驱开发油田特高含水期的开发工作提供借鉴和指导。 相似文献
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低渗透砂岩油藏储量丰富,约占全国储量的2/3以上,开发潜力巨大。该类油藏具有孔渗条件差、储层非均质性强、吸水能力差等特点,开发后期油藏进入高含水阶段,存在水驱效果差、开发难度大、采收率较低等问题,因此亟需探究提高采收率的有效手段。以Y油田低渗透油藏为例,在地质模型和精细油藏描述的基础上,通过生产动态分析和剩余油表征,针对全区水驱储量控制程度低、油井含水高、注采井网不完善的问题,提出了精细注水、注气和水气交替等措施。通过数值模拟方法,对比不同措施的开发效果,优选最佳方案,预测实施调整方案15年后,全区采收率提高12%。该研究成果可为低渗透砂岩油藏高含水期的高效开发提供参考依据和借鉴。 相似文献