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塔河缝洞型油藏单井注水替油机理研究 总被引:1,自引:0,他引:1
塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏埋藏深,储集空间多样,储集类型复杂,缝洞型碳酸盐岩基质基本不具有储渗能力;裂缝和溶洞既是储集空间,也是主要的连通通道。现场发现钻遇定容封闭性油藏的油井适合单井注水吞吐开采。运用油藏工程和数值模拟方法对注水替油机理进行深入研究,考察了垂向和平面渗透率与原油密度和粘度对水锥形成的影响,累计注水量与换油率关系,闷井时间与开采效果,工作制度与累计产量提高幅度的关系等,所得结论对现场单井注水替油具有一定的指导作用。 相似文献
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碳酸盐岩缝洞型油藏单井注水替油开采的成功实践 总被引:1,自引:0,他引:1
塔河油田主要储渗空间为碳酸盐岩的岩溶缝-洞复合体,非均质性极强,多数井间不连通,油藏采收率仅有12%左右,其封闭型单井油藏年产量递减达到30%~90%、采收率仅有2.5%~5.5%. 在封闭型单井开展注水吞吐替油开采试验,利用重力分异原理注水置换替油并补充地层能量,提高这类油井的产能和采收率。数值模拟研究表明这种开采方式是可行的。通过对110 口井矿场试验与推广,注水132.18×104 t、增油45.25×104 t,单井初期日增油13~164 t、周期增油55~3 076 t,其中典型长停井X81 注水吞吐替油后采收率已提高了12.67 个百分点。 相似文献
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筛选单井注水替油的依据是油田的注水替油选井主要评判标准和影响因素,计算所有影响因素的权重;通过模糊综合评判理论,确定所选油井注水替油适宜度.基于模糊综合评判理论方法,建立了缝洞型碳酸盐岩油藏模糊评判标准.根据实际生产资料,对13口典型井分别选取对应的评价指标参数,给出分别对应的开发效果等级(好、较好、中、较差、差).根据模糊综合评判理论方法确定了塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏单井注水替油开发效果,在此基础上完善了注水替油井的选井方法,对单井注水替油具有切实可行的指导意义. 相似文献
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塔河油田缝洞型油藏注气替油机理研究 总被引:2,自引:0,他引:2
塔河油田碳酸盐岩油藏2011年底标定采收率为15.6%,低于国内外的平均水平20%,具有很大的提升空间潜力。通过注水替油和单元注水,从一定程度上改善了开发效果,但随着注水替油效果变差,剩余油主要分布在缝洞体的高部位,有必要探索通过注气动用高部位的剩余油。通过实验并结合数值模拟技术,开展了典型的单井缝洞单元注氮气吞吐提高采收率机理研究,TK404井现场注氮气取得了良好的增油效果,证实了单井定容体残丘高部位富集有大量剩余油,通过注氮气能有效提高这部分剩余油的采出程度,为塔河油田缝洞型油藏今后实施注气提高采收率现场试验提供了积极的参考和指导。 相似文献
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塔河油田缝洞型油藏单井注水替油技术研究 总被引:4,自引:1,他引:3
塔河油田在碳酸盐岩油藏能量弱的定容性单井缝洞单元进行了注水替油试验,大幅度提高了原油采收率。通过全面分析塔河油田大量现场注水替油资料,提出了以下注水替油技术:选择通过机采手段无法正常生产的定容性油井进行注水替油,并优先选择溶洞型储集体油井;注水替油前要尽可能利用天然能量,在地层压力难以维持正常机抽生产时进行注水替油;在注水替油的第一个周期,周期注采比应控制在0.25~0.50;溶洞型储集体油井早期注采比应控制在1.0~2.0,中后期控制在0.5~1.0;裂缝性储集体油井早期注采比应控制在0.8~1.5,中后期控制在0.3~0.8;溶洞型储集体油井前期可适当提高注水速度,裂缝性储集体油井的注水速度不宜过高;注水压力应低于井口承压能力和地层破裂压力;注水焖井后开井产液量不能高于注水前正常生产时的产液量。这些技术为碳酸盐岩缝洞型油藏单井注水替油生产提供了理论依据和技术支撑。 相似文献
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单井注水替油过程中缝洞单元内的油水关系 总被引:1,自引:0,他引:1
在单井控制的局限封闭储层中,单井注水替油是一种提高采收率的好方法。塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞高度发育,并以多缝洞系统的形式彼此孤立存在,这种特殊的地质特征为单井注水替油创造了有利条件。通过对典型单井控制的T751井缝洞单元注水替油过程中油水关系变化的分析认为:有限范围内缝洞单元产油的主要能量来自地层剩余油体膨胀,注水主要是增加油体能量。单井注水替油可以开发井孔储层下方的油体,油井持续高产水后,需通过注气或侧钻结合注水等措施开采井孔上部储层中的剩余油。 相似文献
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针对哈拉哈塘油田缝洞型油藏单井注水替油效果差异大的问题,在分析哈拉哈塘油田注水替油井动静态特征的基础上,建立了基于地球物理方法、录井响应特征、动态分析系统判别储集体类型的方法,将哈拉哈塘油田单井钻遇储集体划分为孤立洞穴+弱底水型、孤立洞穴+强底水型、裂缝孔洞型、裂缝孔洞+底部洞穴型等4种类型,并通过注水替油机理研究和矿场试验对不同类型缝洞体的注水替油效果进行了分析。该油田60口井注水替油的矿场实践结果表明,孤立洞穴+弱底水型、裂缝孔洞+底部洞穴型储集体宜采用注水替油方式开采,而裂缝孔洞型、孤立洞穴+强底水型储集体不适宜采用注水替油方式开采。研究结果对哈拉哈塘油田缝洞型油藏开发方式优选及改善单井注水开发效果有重要的指导作用。 相似文献
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塔河油田奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏埋藏深,储集空间多样,油水关系复杂。缝洞型碳酸盐岩基质基本不具备储渗能力。裂缝和溶洞既是储集空间,也是主要的连通通道。注水指示曲线能很好地反映注水过程中油井压力随着累计注水量增加的变化情况,对初步分析储集体类型以及规模提供了可靠的依据。因此,注水指示曲线的应用,能基本反映储集体以及裂缝等油藏特征,显示储层吸水能力的变化,为初步分析储集体类型以及规模提供可靠依据,指导后期注水工作以及措施作业。 相似文献
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塔河油田奥陶系油藏储层非均质性极强,局部位置定容体发育.定容性油藏在开发过程中能量得不到及时补充,产量递减迅速.注水替油技术能有效提高该类油藏的采出程度.从油水关系角度分析了注水替油效果的影响因素,认为有效注水空间的大小决定了注水替油效果的好坏.针对注水替油无法继续开采井孔储层上方剩余油的现象,提出了侧钻和注N2作为注水替油后续增产措施,可以进一步提高采出程度. 相似文献
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双重孔隙介质的碳酸盐岩油藏在稳定注水采油后岩块系统还存在大量剩余油,而不稳定注水方法可在一定程度上提高水驱油效率。室内物理模型实验、数值模拟计算及现场试验结果一致表明:在碳酸盐岩油藏注水开发后期采用衰竭式降压开采,周期注水等不稳定注水方式,能够提高水驱油效率,改善油藏开发效果,获得良好的经济效益。 相似文献
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塔河油田奥陶系定容体油藏特征及能量补充方法探讨 总被引:2,自引:0,他引:2
塔河油田定容体油藏规模通常不大,油气开采后产量、压力递减较快,较短的时间内就会停喷。注水是补充地层能量的一种有效方法,但由于塔河油田碳酸盐岩储层的非均质性很强,注水井往往很难选择。通过现场实践,对于定容体油藏,可以通过单井回注油田水来置换、驱替定容体内的残余油气,提高定容体油藏的原油采收率。 相似文献