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梁家楼油田沙三段中亚段剩余油分布规律 总被引:5,自引:2,他引:5
梁家楼油田经过近2 0年的滚动勘探开发,已进入特高含水开发阶段,但层内、平面剩余油潜力大,剩余可采储量高达5 0 3×10 4 t。在重建三维非均质地质模型的基础上,深入研究了剩余油分布规律。受储层非均质性和流体重力分异作用的影响,微构造高点、II、III类储层、BC类流动单元的油层顶部相对水淹程度轻,剩余油富集,采用不稳定注水、水平井、堵水复射技术等方法挖掘剩余油潜力,提高采收率3 .3 %。 相似文献
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高含水期油田提高采收率方法 总被引:6,自引:0,他引:6
提高油藏采收是油田开发工作的最终目的。从临盘油田油藏地质特征出发,在分析开发生产中存在问题及查清剩余油分布的基础上,通过现场各种调整挖潜措施的实施,使大芦家,盘2-14断块的开发状况变好,采收率分别提高6.67%和14.8%。因此,水平井,不稳定注水及调堵技术是监盘油田高含水期提高采收率行之有效的方法。对类似的高含水期注水开发小断块油田提高采收率有重要意义。 相似文献
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本文阐述了粱家楼油田实施不稳定注水的可行性;介绍了不同构造和井网特点的四个区块分别实施周期脉冲注水、对角井交替注水、两排井交替注水、隔井分组注水的试验情况;讨论了按注采井距和地层导压系数确定注水周期和选择注水量的方法;并通过梁家楼油田不稳定注水的试验结果和取得的经济效益,得出几点认识。 相似文献
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梁家楼油田层间、层内矛盾突出,而且该油田进入了高含水期,通过应用不稳定注水技术,降低了含水,解决了层间、层内矛盾,提高了注水面积,从而提高了采收率,使油田开发经济效益得到明显提高。详细介绍了不稳定注水的驱油原理、室内试验及现场应用情况。 相似文献
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针对郝家油田河ll块特高含水期的开采现状,用油藏数值模拟的方法对其提高采收率的可行性及提高采收率技术进行了研究。结果表明.若采用微凝胶调驱方案.增油幅度相对要小一些.但技术上比较简单,容易实施;采用水气交替注入调驱方案,增油幅度相对要大一些,但技术上难度比较大;采用微凝胶与水气交替注入综合调驱方案,实施后开发效果最好.但实施起来难度也最大;在保证不发生气窜的前提下,实施强化注气调驱方案,有利于提高采收率。 相似文献
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梁家楼沙三段中亚段浊积砂岩油藏已处于高含水期,精细油藏描述与剩余油分布规律研究表明,该油田可动用剃余油潜力较大,其富集区主要分布于正微构造与断脊式构造单元。应用水平井挖潜取得了初期高产且不含水的显著效果,在此基础上总结出水平井的优化设计与系统管理模式。 相似文献
7.
梁家楼油田开发后期的不稳定注水方式 总被引:2,自引:0,他引:2
通过对梁家楼浊积油藏储层复合韵律特征及其开发特征的认识与研究,结果表明该油田特高含水期同样蕴藏着可观的可动剩余油潜力,其剩余油控制因素为静态遮挡与动态水势,富集区主要分布于正韵律油层的顶部、正向微构造、物性相变带及井间势平衡滞流区等;据剩余油分布形式、富集程度及现实开发技术等,确定不稳定注水为进一步开发该类可动剩余油的方式,由此通过微观水驱油实验与数模分析等确定不稳定注水参数的研究基础上,针对不同类型的区块实施了不同形式的不稳定注水方式,均取得了显著的增油降水效果,提高了梁家楼油田的采收率与可采储量。 相似文献
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桥口油田为典型的非均质复杂断块油藏,随着开发程度的不断深入,平面、层间矛盾十分突出,致使油田过早进入中高含水期后,开发水平变差。为尽快扭转被动局面,研究应用了适合桥口油田特点的双靶心大位移定向调整井和纵向产液结构层间转移技术,并取得了连续四年含水不升、产量稳定、采收率提高的开发效果,为非均质复杂断块油藏中高含水期提高采收率提供了可借鉴的成功经验。 相似文献
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中国东部几个主要油田高含水期提高水驱采收率的方向 总被引:15,自引:1,他引:15
中国东部大庆、胜利等6个注水开发油区综合含水已达85.5%,处于高含水期开发阶段,主河道砂体油层绝大部分水淹,但其年产油量、剩余可采储量在全国仍占举足轻重的地位。分析了影响高含水期水驱采收率的3个要素(驱油效率,平面波及系数,厚度波及系数)的现状。预计在高含水期阶段要实现预期目标相当艰巨,6个油区标定的平均采收率为37.8%,目前实际采出程度为27%,剩余油分布总体高度分散,但局部相对富集。在水驱开发方式下,钻加密调整井和采用再完井技术是剩余油挖潜的基本措施。目前井网已较密,井网控制不住的边角部位未淹砂层的剩余油(约占可采储量的15%)相对富集,平面调整主要是在这些位置打些调整井,通过提高平面波及系数挖潜;目前厚度波及系数约为56.7%,纵向挖潜的目标主要是吸水差、渗透率低的河道间及三角洲前缘薄砂层的剩余油(其可采储量约占总剩余油储量的80%),到含水98%时,厚度波及系数可能达到70%~75%。根据剩余油分布的不同规律,提出8项挖潜措施,指出为达到高效调整的目的,可采用定向侧钻井、多底井及侧钻水平井技术,既能有效挖掘剩余油,又可节约钻井费用。参1(郭海莉摘) 相似文献
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孤岛油田进入特高含水期后,面临产量递减大、含水上升快和剩余油挖潜难度大等难题,通过应用化学驱和稠油热采技术,使油田采收率大幅度提高,形成了砂岩稠油油藏长期高效开发的技术系列.针对二类油藏油层发育差、原油粘度高的特点,通过深化储层认识、优化注聚合物参数、强化注聚合物全过程动态跟踪治理等措施,单元采收率提高了6%~12%,而且降水增油达到一类油藏效果.针对油水过渡带的稠油油藏,根据其井间剩余油富集、水驱效率低和水侵彩响大的特点,实施井网加密、低效水驱转热采和水侵治理等技术,使采收率提高了13.8%.同时,发展了河道砂储层构型和空间剩余油描述技术,配套形成了水平井挖潜提高采收率技术,在后续水驱阶段又提高单元采收率3%~5%,使单元采收率达到55%~60%. 相似文献
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水平井技术在小构造油藏挖潜中的应用 总被引:9,自引:0,他引:9
安丰油田安丰1断块K2t31是典型底水油藏,在直井开发16年后已进入高含水开发后期,针对开发调整难度大,含水上升快的开发特征,研究了剩余油分布规律、挖潜技术以及水平井优化设计技术界限,提出了水平井技术在小构造油藏挖潜中的应用并现场实施.投产后效果很好,初产高,含水低,大大提高了断块的采油速率,采收率由25%提高到38%,单井增加可采储量3.5×104 t,相当于直井的3倍多. 相似文献
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提出冲刷倍数和注水倍数的概念,利用数值模拟技术对高含水油田水驱状况影响因素进行了研究。分析了胜利油田孤东七区高含水油田韵律性、冲刷倍数、注水倍数对水驱状况的影响。研究表明,反韵律油层由于渗透率分布有利于注入水向下流动,导致水驱开发效果好于正韵律油层;油层冲刷倍数越大,剩余油分布越小,水驱开发效果越好;注水倍数在油田开发初期对采出程度影响很大,但在高含水期通过提高注水倍数来增加采出程度的效果不明显。针对试验区已进入高含水期的现状,结合水驱状况因素分析,提出了区块剩余油挖潜措施,经数值模拟表明能有效提高油田开发效果。 相似文献
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碳酸盐岩潜山油藏储层孔隙主要为裂缝和溶洞,其中溶洞是主要的储集空间,裂缝是主要的渗流通道。为了控制曙古1油藏含水上升,通过降低注采比,降低地层压力,充分利用底水能量驱油,在基质孔隙和缝洞系统之间建立起有效压差,动用基质孔隙和微小裂缝中大量剩余油,从而改善了油藏开发效果。 相似文献
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对高含水油藏剩余油分布规律及特征进行了分析。提出了在江汉油田开发后期,如何在高含水区寻找剩余油的几种思路,即通过构造精细解释挖掘断层附近、微构造高点剩余油;通过老井复查、小层精细对比、砂岩追踪挖掘零线附近、油砂体边部剩余油;通过沉积微相分析、油藏动态分析和油藏动态监测等手段挖掘井间、层间及层内剩余油。 相似文献
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