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依据渗流理论与油藏工程方法,推导了低渗透油藏一源一汇开发时油藏任意位置的压力梯度计算式,并在考虑启动压力梯度随流度变化的基础上,给出了技术极限井距隐式计算式,分析了原油黏度、渗透率及径向孔长对技术极限井距的影响规律。研究结果表明:径向钻孔可以明显增加技术极限井距,且随着钻孔长度的增加,技术极限井距增大;原油黏度越大,径向钻孔技术极限井距越小;渗透率越大,技术极限井距越大。将技术极限井距应用于胜利油田某低渗透油藏的径向钻孔作业,油井采油能力提高为原来的2.5倍,注水井注水能力提高为原来的1.75~30.00倍,取得了显著的效果,验证了极限井距计算方法的正确性与实用性。该研究对于注采系统实现有效驱替具有重要意义。 相似文献
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利用多孔介质内流体渗流特性测试装置.测试了低渗透储层内流体的非达西渗流规律,结果表明.流体渗流时存在启动压力梯度,流体的性质和渗流介质是导致非达西流的主要园素;建立了最小驱替压力梯度、临界驱替压力梯度与渗透率的实验数学模型,提出了技术极限井距的概念,并结合实际油藏。计算了技术极限井距和经济极限井距。 相似文献
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动态分析法确定低渗透砂岩油藏合理井距 总被引:1,自引:0,他引:1
低渗油田开发方案设计必须同时考虑经济合理井距和技术极限井距。现场可进行几种不同井距下的注采试验,然后根据各种井距下采油井的动态情况来定性判断低渗透砂岩油藏技术极限井距。如果技术极限井距大于或等于经济合理井距,则该井距就是低渗透砂岩油藏的合理井距,油藏工程方案就可据此部署井网。如果技术极限井距小于经济合理井距.则该油藏必须经改造后才能进行开发。 相似文献
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针对断块油藏不同区域开发对策不同的特点,提出分区井网调控技术。综合考虑断块油藏的构造、渗流等特征进行Ⅰ级分区,划分为夹角控制区、断层(断棱)控制区和井网控制区共3类8种区域;根据各分区剩余油富集程度对断块油藏进行Ⅱ级分区,分为剩余油富集区、剩余油弱富集区、水淹区和强水淹区。在对不同分区剩余油富集特征及控制因素分析的基础上,确定各分区井网调控方式。将不同类型的断块油藏看作是由不同类型的分区组合而成,进一步确定各分区的组合开发方式为:采油井部署在构造高部位、临近断层、靠近2条断层夹角的顶点,注水井采用边外注水,油、水井部署宜采用交错井网。将分区井网调控技术应用于辛10断块,采用油藏数值模拟方法预测,10 a累积增油量为2.53×10~4t,提高采收率4.6%。 相似文献
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阿尔胡韦沙赫油田位于阿曼北部海域,该油田复杂碳酸盐岩油藏在采油30年之后已处于高含水期,仍然有优质井投入生产。在裸眼完井或衬管完井的油层剖面中,应用了垂直和水平井技术并与各种气举或电潜泵组合装置相结合。油田的大面积延伸需要完整的数据采集,以便研究地下情况的不确定性。增加产量主要是采用多学科研究组方法,以便确定一种最佳方法来识别剩余油目标,并且使用基础石油工程手段以更协调的方式对其进行分级。目前标定的原油最终采收率为25%,仍在继续试验研究不同提高原油采收率方法和增产措施,预计在裂缝不发育区域通过混相水气交替注入方法增加原油采收率10%—15%。 相似文献
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达西渗流已经无法准确描述低渗透油藏中流体的流动.研究了低渗透油藏启动压力梯度数学表征方法,建立了考虑启动压力梯度非线性渗流模型及其油气水三相数模模拟的数学模型,并形成了相应的数值模型.在现有数值模拟软件的基础上编制了非线性渗流数值模拟插件,并将其应用到油田模型中,模拟了不同渗透率下低渗透油藏注水驱油过程.初步模拟结果与现场实际数据基本吻合,验证了方法的正确性,获得了启动压力梯度与极限注采井距的关系图版,为低渗透油藏开发提供了依据. 相似文献
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中国陆上油田已整体进入高含水开发期,大量生产井和注入井因各种原因关停频繁,导致井网完善性遭到破坏,油藏开发效果变差。准确揭示生产井和注入井井损对油藏开发效果的影响规律,为井损恢复措施制定提供决策依据是十分必要的。通过定义油藏可采储量损失百分数,并将其作为井损条件下油藏开发效果评价指标,定量分析了井损因素对高渗透油藏开发效果的影响。研究结果表明:当发生井损时,随井损时刻变晚,相对高渗透部位井的油藏可采储量损失百分数先升高后降低,相对低渗透部位井的油藏可采储量损失百分数单调上升;同一井损时刻下,相对低渗透部位井的油藏可采储量损失百分数大于相对高渗透部位井,且在渗透率非均质条件下井损位置的影响明显,渗透率均质时井损位置的影响幅度很小;同一井损时刻,随渗透率平面变异系数增大,相对高渗透部位井的油藏可采储量损失百分数减小,相对低渗透部位井的油藏可采储量损失百分数增大;同一井损百分数下,生产井的油藏可采储量损失百分数高于注入井,井损后应优先恢复生产井。 相似文献
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一种计算高含水后期合理井网密度的新方法 总被引:1,自引:1,他引:1
目前我国东部各大油田都已进入了高含水后期或特高含水期,为了改善油田目前的开发效果,确保油田开发获得更好的经济效益,实现油田高产稳产目标,需要对现有井网进行加密调整.以前的井网密度计算都是在谢尔卡乔夫公式的基础上,简单地结合经济评价的方法来确定合理井网密度和经济极限井网密度,没有考虑油田进入高含水期后油田的开发特征.根据净现值原理,考虑注水波及系数和注采井数比以及高含水后期油田的一些开发特征的影响,如研究了地层物性、原油物性和非均质性等影响参数以及产量递减变化规律,重新建立了一个新的高含水后期合理井网密度的计算方法.该方法比以前的方法考虑的因素更为全面,更适合开发后期油田井网的加密调整,具有很强的实用性. 相似文献
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低渗油藏高含水期水淹层测井解释方法 总被引:1,自引:0,他引:1
通过对岩石导电机理的研究,即岩电参数实验和水驱岩电实验,描述了水淹前后储层的岩性、物性及电性变化特征,提出电阻率相对值法识别水淹层方法。通过现场应用,解释符合率提高了5.5个百分点。 相似文献
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目前我国东部各大油田都已进入高含水后期或特高含水期开发,为改善油田目前的开发效果,降低综合含水率,减缓产量递减,需要对现有井网进行加密调整.以前的井网密度均是在谢尔卡乔夫公式的基础上计算得到,未考虑油田进入高含水期开发后的开发特征.本次研究根据净现值原理,考虑注水波及系数和注采井数比以及高含水后期油田的一些开发特征,建立一个新的、全面的高含水后期合理井网密度的计算方法.该方法较以前的方法考虑的因素更为全面,更适合开发后期油田井网的加密调整.实例分析计算表明,该方法用于油气田的后期开发投资决策可行,具有很强的实用性. 相似文献
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梁家楼油田梁南为厚层、高渗透、正韵律油藏,经过多年开发,目前已处于高含水、高采出程度开发阶段。为进一步提高油田采收率,应用开发测井、三维地震、动态监测等资料,采用数值模拟、油藏描述等技术,对剩余油分布规律进行了深入细致的研究,研究认为剩余油主要分布在厚油层的顶部以及水锥锥体之间。根据剩余油分布特点,结合水平井既可提液增油,又可控制底水锥进的优势,在该油田实施水平井挖掘剩余油潜力,在梁南设计实施水平井12口,通过优化设计水平井轨迹,制定并实施科学合理的开发管理模式以及区块注采调配方案,取得单井初增油60.6t,综合含水10.5%的较好效果,区块采收率提高5.0%。 相似文献
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对胜利油区已处于特高含水阶段的中高渗透、中高粘度油藏的开采规律进行了研究。可采储量采出程度达80%后,单井日产液、采液速度降低。综合含水达90%后,油井开井数降低。特高含水井关井是导致油井开井数降低的主要原因。特高含水阶段约能采出可采储量的1/3。随可采储量采出程度的增加,单井日产油、采油速度和含水上升率均降低。研究得出的定量关系式、趋势分析规律对特高含水期油田开发指标的预测具有一定指导作用,已应用于油区及主要油田“九五”开发规划的编制。 相似文献