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针对胜利油田特低渗透油藏常规开发方式地层能量补充困难、采收率低的特点,探索了CO2驱改善特低渗透油藏开发效果、提高采收率的方法。在CO2驱提高采收率室内实验研究的基础上,优化设计了CO2驱油藏工程方案。从方案实施效果来看,在低渗透油藏实施CO2驱,可有效补充地层能量,提高油井产能。针对注气现场实施过程中出现的气窜现象开展的研究表明:地层压力低与混相压力、储层非均质性强和存在裂缝是造成气窜的主要因素,保持地层压力达到混相压力、采取矢量化的注气井网以及采取合理注采调控措施可以减缓气窜发生,提高注气开发效果。 相似文献
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鄂尔多斯盆地王渠则区侏罗系延安组延9油层组为研究对象,在油藏地质条件研究、精细储层描述及油藏开发中存在的问题研究基础上,通过注水开发适应性、注水方式和注水时机的分析,对延9油藏进行了注水开发部署,以期提高油藏最终采收率。研究认为:王渠则区延9油藏自然能量较低,天然能量采收率不到13%,而理论计算水驱采收率为30%左右,明显优于采用天然能量开采。同时该区储层连通性较好及中等酸敏、弱或无速敏、中等水敏,有利于注水进入地层。本次方案共新部署采油井32口,注水井5口,转注采油井23口。 相似文献
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低渗透油藏注水开发存在问题分析 总被引:1,自引:0,他引:1
针对目前低渗透油田注水开发存在注水井注入压力上升快、吸水能力变差,采油井产量下降快、采收率低的一些突出问题,分析了产生这些问题的主要原因。研究表明,由于注入水水质问题、储层的敏感性、开采过程中储层有效应力增加以及低渗透油藏过度压裂造成注入水沿裂缝窜流等是造成低渗透油藏注水开发效果差的主要原因,并且储层伤害具有动态性、叠加性和不可恢复性。低渗透油藏注水开发中,应注重注水水质精细处理和注入水与地层水的配伍性,合理控制注采速度,保持地层能量,优化压裂方案,避免因过度压裂引起的注入水窜流,不能有效地开采基质中的剩余油。 相似文献
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甲和采油厂低渗透油藏储量占比高,目前采出程度较低,剩余可采储量大,受长期注采不平衡的影响,储层严重亏空,导致原始储层受压敏、非均质性因素影响.受压敏的影响,岩石被压缩,孔隙尺寸及结构发生变化,渗透率下降,造成低渗透油藏能量恢复差,大部分低渗油藏呈现"三低"的开采状态,即产能下降快,递减大,采收率下降.通过利用超前注水技... 相似文献
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赵明 《中国石油和化工标准与质量》2012,(Z1):144
胜利油田地区油藏已进入高含水阶段,目前研究区注采井网不完善、含水上升速度快、地层能量低、剩余油分布零散等问题导致产量递减快,急需开展油藏地质的研究分析,本文通过对研究区进行油藏地质特征分析,对研究区的地层发育特征、沉积特征、储层特征进行了系统研究,对提高开采率有重要的指导意义。 相似文献
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针对低渗透油藏水驱采收率低,注水困难的特征,通过分析具体油藏的地质、储层及原油物性和最小混相压力等条件,确定了该油藏满足进行CO_2混相驱的要求。使用数值模拟软件Eclipse对该油藏进行模拟,对比连续注水、连续注气和周期注气三种开发方式,发现周期注气开发效果最好。当注停时间比为2:1时采出程度最高,分析其原因为注停时间比为2:1时,低渗透油藏能量的传播使地层压力重新均匀分布。对比不同CO_2驱替压力,发现当驱替压力在CO_2最小混相压力附近时采出程度最高,驱替压力大于最小混相压力,随着压力增大,采出程度越低,分析原因为储层发生堵塞现象。 相似文献
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胜利油区近年来发现的低渗透、特低渗透砂岩油藏,开发中普遍存在产能下降快、注水压力高和解堵效果差的实际问题,严重制约了该类型油田的有效动用。在对低渗透油藏储层特性系统分析基础上,评价了注入水悬浮固相微粒、乳化油对储层伤害,研究了储层残余油、润湿性对水相渗透率的影响规律,研制了耐高温高盐的表面活性剂增注体系,结合地层预处理技术,形成适合不同井况条件下低渗透砂岩油藏复合增注技术。 相似文献
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锦150块位于辽河盆地西部凹陷西斜坡南段锦古1井以东地区,含油面积为1.2km2,地质储量209×104t。开发目的层为中生界,为低孔、低渗型油藏。初期由于依靠天然能量开发,地层压力下降快,产量呈直线递减,为改善区块开发效果,对区块进行了注水开发可行性研究,并获得成功。但随后区块出现了油井水窜,水井注不进水的问题。通过对区块进行行列式注水试验,并实施单井增注提高水井注入能力,区块的开发形势明显好转,有效地提高了储层的动用程度和最终采收率。 相似文献
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本文论述了低渗透油藏CO2驱时位移效应和储层物性之间的密切关系。低渗透油藏的特点是基质紧密,非均质性强,裂缝发育良好。随着CO2注入量的增加,CO2粘性指进在低渗透均质油藏中变得更严重。同时对于低渗透均质性油藏,驱替压力的增加有助于提高低渗透层的采收率。适当地增加有效压力有利于提高基质中的原油采收率。可以通过调整CO2的注采参数改善位移效应和CO2气窜。此外,CO2,原油和盐水的相互作用可以提高油水粘度比。气体粘性指数相应变小。在碳酸盐水中形成的油包水型乳状液封堵高渗透层,使低渗透层的采收率增大。CO2酸性环境凝胶系统可以封堵大气窜通道,防止气窜并增大波及系数。 相似文献
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《化工设计通讯》2019,(10):135-136
HZ区块阜三段油藏为封闭-半封闭层状未饱和复杂断块油藏,油藏埋藏深,属典型深层致密油藏。地层原油饱和压力低,为天然弹性能量驱动。试采显示油藏天然能量不足,地层压降快,单井产能低,储量难以有效动用。以HZ阜三段油藏为实例,应用油藏工程方法和油藏数值模拟技术,对HZ区块阜三段深层致密油藏进行了CO_2驱参数优化,优选出了CO_2驱方式及关键注入参数,并对推荐开发方式下的主要开发指标进行了预测。研究结果显示,针对HZ区块低渗多层复杂断块油藏开发模式可采用直井或大斜度井压裂开发,推荐采用4注12采的注CO_2驱井网进行开采。预测末期年产油1.36×10~4m~3,采油速度0.68%。采出程度为21.40%。 相似文献
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目前大庆油田低渗透储层多天然和人工裂缝发育,表现出了裂缝性的负面影响即油井见水快、见水后含水上升快和产量递减快的特征。为此,在微地震和动态分析等技术手段确定储层裂缝的发育状况基础上,结合裂缝性油田的渗流机理和数值模拟结果,对井网的适应性进行有效的评价,优选出适合此类油田高效开发的注采方式。 相似文献
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朝阳沟油田小断块油藏井间连通性差、地层能量有限、开采过程中产量下降快,受到技术、经济及地质构造因素的影响无法进一步完善注采井网,难以通过注水实现能量的补充,为解决这一问题,对处于小断块油藏的油井进行CO2吞吐增油技术现场试验,在分析了小断块油藏地质特征和开发特征的基础上,通过室内实验对CO2增油机理进行了研究,通过数值模拟优化了注入工艺参数。2008年现场试验2口井,截止目前,累计增油175t,投入产出比1:6,取得了较好的经济效益。 相似文献
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通过对典型厚层裂缝性低渗透油藏樊128块液量、含水、油量和水驱状况分析,评价注采井网对解决开发矛盾的适应性,认为制约该类油藏开发效果的主要因素是裂缝、储层和构造,油藏进入中高含水期井网调整要兼顾裂缝、储层和构造因素,设计不同注采井网进行数值模拟对比,结果表明适当加强边部注水,采取边部注水和内部五点法注水结合的灵活方式效果最好、油藏可以达到较高的采收率。论文成果对类似油藏的开发具有一定的借鉴意义。 相似文献
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《内蒙古石油化工》2021,47(8)
本文针对下二门油田深层系低孔低渗油藏的地质特点对深层系改善开发效果的途径进行了研究,形成了低渗透油藏开发后期细化开发单元与注采井网,强化分层注水等改善开发效果的技术思路,取得了较好的应用效果,河南特低渗透油田开发主要表现在单井产量小,甚至不压裂就无自然产能;产量下降快,稳产状况差。油井难以见到效果,油井含水上升快,产液指数和产油指数下降快,开采速度和采收率都比较低。河南下二门油田属于低渗、低压、低丰度油田,其储集层物性差、岩性致密、产量低、天然能量匮乏,依靠天然能量开发产量递减快,因此科学高效的开发非常必要。经过分析发现油田单井控制含油井段长度短,含油小层数少,油层厚度薄,油层连通性好,确立了反九点法面积加边部的开发方式最适合河南低渗透油藏。另外对单井水驱效率进行了分析,说明了开发取得了良好的效果。在此基础上提出了开发调整建议,以达到河南低渗透油藏高产、稳产、高收益的目的。 相似文献
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M油田C2井区阜三段油藏2012年投入开发,初期靠天然能量开采,2013年1月转注水开发,注水井层间矛盾突出形成单层突进,注水效果差。为了提高C2井区阜三段油藏开发效果,本文通过对阜三段油藏沉积特征、储层特征等进行研究,建立三维地质模型,并开展剩余油研究,提出阜三段油藏注采井网调整及稳产方案,方案部署调整井1口、注水井实施分注,方案实施后区块开发效果显著,日产油由初期的39 t/d上升至51.16 t/d。本文为M油田C2井区阜三段油藏稳产增产提供了重要依据,以及对苏北其它油田稳产具有一定的借鉴意义。 相似文献