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为解决海上稠油油田高含水阶段层间干扰突出,导致采油速度低、水窜加快、产量递减快及采收率低的问题,开展可视化的水驱油物理模拟实验。结合油藏工程方法和数值模拟技术,对海上复杂河流相油田多层合采条件下层间干扰的主要因素进行分析,研究渗透率级差、黏度级差及油藏底水等主控因素对层间干扰的影响规律。研究表明,渗透率级差、黏度级差大于3,层间干扰明显增强,驱油效果变差;多层合注合采油田含水率在60%~80%为干扰系数转折点,含水率大于80%,层间干扰明显增大,通过增大生产压差生产,在一定程度上可降低层间干扰,改善开发效果;底水发育对层间干扰非常严重,不同油藏类型合采时,越早关闭底水油藏,越有利于改善开发效果。研究成果成功指导了渤海A油田细分层系的开发调整,并取得了显著的开发效果,对类似油田开发调整策略和措施制订具有指导意义。 相似文献
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桥口非均质复杂断块油田,层间非均质性强,层间干扰十分严重,水驱动差异大,Ⅰ类储层见效水淹后,Ⅱ、Ⅲ类储层水驱动用程度差,剩余油潜力大。结合油田地质特征及开发实际,精细地质基础研究和工艺技术研究,应用采油井堵水、注水井高压分注、增注技术,调整注水和产液结构,实现了层间产量接替,油田开发由Ⅰ类层向Ⅱ、Ⅲ类层转移,有效地改善了油田开发效果。 相似文献
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由于平台和开发投资的限制,海上油田在高含水期实施细分层系,而从理论及矿场分层产能测试结果可知:随着油田进入高含水阶段,多层合采油田层间干扰除了受纵向非均质性影响外,更受到纵向各层压力和含水等动态因素的影响。针对目前对高含水期层间干扰定量表征及层系划分界限研究较少的问题,在研究引起层间干扰的动、静态因素基础上,提出了层间动态干扰概念,并运用渗流理论建立了层间动态干扰系数定量表征数学模型,得到了多层合采砂岩油藏在高含水期动态干扰系数与纵向各层渗透率、含水率及压力的定量关系。结合数值模拟方法建立了高含水期油田细分层系界限:渗透率级差小于5.0,含水率级差小于1.7,压力级差小于1.6。以此为基础在渤海SZ油田高含水期实施了细分层系先导试验,利用细分层系界限制订了合理的层系划分与组合方式,细分层系后试验区平均日增油达20%,含水率降低10个百分点。研究成果为海上油田高含水期层间矛盾的定量评价及降低层间矛盾策略的制订提供了借鉴。 相似文献
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层间非均质油田多层合采时,由于渗透率差异及流体性质不同会产生层间矛盾,因此有必要研究提液的有效性。为了系统、定量地研究合采的组合方式,开展了渗透率级差及黏度级差对层间干扰程度的实验,测定了低渗层位的启动压力随影响因素的变化。基于实验结果,建立了非均质多油层油藏模型,推导了考虑层间干扰的产能公式。通过实例计算,证明该方法正确且可行。 相似文献
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胜坨油田不同含水期层间干扰规律 总被引:3,自引:2,他引:3
胜坨油田为整装多层砂岩油藏,储层层间非均质性严重,在油田开发的过程中,多层合采势必造成层间干扰,影响潜力层的发挥。利用各种生产资料、取心检查井、测井解释资料及精细油藏研究成果对不同开发阶段的干扰形式进行了分析,结果表明开发初期主要是稀油高渗透层干扰稠油中低渗透层;中含水期主要是高压高含水层干扰中低压含水层;高含水期初期主要是高压特高含水、高含水层干扰低压高含水、中低含水层,特高含水期层间干扰转变为特高含水韵律层干扰高含水及中低含水韵律层。该研究对胜坨油田及同类油田的调整和挖潜具有一定的指导意义。 相似文献
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薄互层砂岩油藏储层复杂,层间干扰主控因素多样,层间干扰规律难以预测,严重影响了油田整体开发效果。针对该问题,基于薄互层砂岩油藏层间干扰作用机理,通过油藏工程方法,明确了薄互层砂岩油藏层间干扰主控因素;结合实际油田生产动态分析,量化评价了小层动静态流动能力,建立小层物性、流体性质、注采受效程度及水淹程度等多重因素共同作用下的层间干扰全寿命定量预测图版,并提出有针对性的层系调整对策。研究表明:薄互层砂岩油藏不同流动能力差异下层间干扰呈现不同的动态变化规律,需综合考虑动静态因素的影响;流动能力差异系数7.0以内的小层初期层间干扰相对较弱,可划分同一层系开发,中高含水期后强水淹小层将显著加剧层间干扰作用。该研究对指导薄互层砂岩油藏层系划分及调整具有借鉴意义。 相似文献
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海上油田由于开发井数少,采用大井距和多层合采的开发方式,具有生产井段长,储层物性、流体性质随深度变化大的特点,层间非均质性严重,在生产动态上反映层间干扰程度大.通过定量表征层间矛盾的因素计算层间干扰系数的大小,从而判断层间干扰程度的强弱.现场应用结果表明,该方法计算的层间干扰系数与实际测试的层间干扰系数极为接近. 相似文献
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常规油藏多层合采层间干扰系数确定新方法 总被引:1,自引:0,他引:1
多层合采层间干扰系数是确定多层合采组合界限以及评价产能一项重要的参数,然而在实际油田编制开发方案过程中,很难获得求取层间干扰系数所需各项参数,从而很难获得较准确的层间干扰系数,取而代之的是采用经验值,这给多层合采界限的确定与产能评价带来一定的不确定性。提出利用单层DST测试数据、油田生产动态数据、生产井压力恢复试井解释结果、实验室原油高压物性及岩心分析结果等资料,对多层合采层间干扰系数进行计算,并介绍了计算方法。经实际资料验证,该方法具有较好的实用性,且简单易行。 相似文献
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文中分析了原油黏度的主要影响因素,统计了渤海海域主要稠油油田的流体性质、黏温试验数据、油藏压力、温度及生产数据。经过深入分析,总结出了渤海海域稠油油田的原油黏温特性及拐点温度、含水分布等规律。随后,按照这一分布规律,同时考虑井筒电加热技术的特性,选取S油田某稠油生产井,模拟了井筒电加热的效果,并对相应的能耗及电潜泵系统的运行参数进行了分析。结果发现,采用电加热技术有利于电潜泵机组的运行,电潜泵的排量和效率随着加热温度的升高相应提高,而功率则随之减小,可以有效地降低平台的用电负荷。在此基础上,对渤海海域6个主要稠油油田进行了井筒电加热模拟,并根据模拟结果深入分析了井筒电加热技术在这些油田的适用性。 相似文献
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渤海Q油田西区是典型曲流河沉积储层的稠油底水油藏,目前处于高含水开发阶段。为提高高含水期底水油藏注水效益,针对区块局部夹层发育特征,将目前注采井网抽象分为无夹层、半封闭夹层和封闭夹层三种模式,利用油藏数值模拟和正交设计法对三种模式下的最优注水方式及注采比进行了研究。研究结果表明,基于夹层分布状态实施层内分段注水,不仅可以维持地层压力,还可起到较好的驱油效果。研究成果应用于渤海Q油田西区后,油藏地层压力稳中有升、自然递减率明显降低,分注注采井组产油量上升,改善了西区的开发效果。 相似文献
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在气藏、煤层气藏、稀油油藏的开发中普遍存在井间干扰现象。目前,我国海上开发黏度最大的某稠油油田的生产实践发现,衰竭开采的特稠油油藏也同样存在井间干扰现象。文中从油田实际干扰现象出发,建立数模模型进行定量评价。研究结果发现:原油黏度越大,其渗流速率越慢,泄油半径越小;原油黏度越大,井底压降漏斗越深。这是由于稠油黏滞阻力大,流动所要消耗的压降能耗远远大于普通稠油。随生产时间的增加,其压降漏斗越来越深,泄油半径越来越大。当井距大于280 m时,或定向井之间,井间干扰不明显。井间干扰主要发生在高产井之间及后投产井与先投产井之间。井间干扰对先投产井造成的不利影响,可以通过调整井距减弱,该研究成果对于稠油油田合理井距的确定有指导意义。 相似文献
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应用精细油藏数值模拟、密闭取心等方法,研究了双河油田Ⅳ5-11层系剩余油分布特征,利用典型模型开展了层系细分及井网调整技术界限研究。根据研究结果,对双河油田Ⅳ5-11层系进行了层系细分重组。模拟结果表明,调整后的井网显著提高双河油田Ⅳ5-11层系平面、纵向波及效率,为复合驱油体系充分发挥作用提供了适应的井网条件。 相似文献