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为探索稠油油田进入高采出程度、高含水率阶段提高水驱采收率的新技术,改善油田开发效果,以渤海S稠油油田为例,开展了高倍数水驱技术研究和联合井网注水方法研究。其中,高倍数水驱实验结果表明,当驱替倍数达到300~400倍时,与驱替倍数30~50倍时相比,驱油效率提高约10%,为S油田提高水驱采收率提供了方向;利用灰色关联分析方法所建立的多因素调控注水方法,综合考虑了有效厚度、渗透率、注采井距、注采井数、方向地层系数等因素,能够满足S油田具有海上特色的水平井与直井联合井网的注水需求。将研究成果在S油田G区应用后,G区2016―2019年自然递减率由6.0%降低至4.4%,含水上升率由2.2%降低至1.8%,改善了G区的开发效果,表明该方法对海上注水开发油田进入高含水期后的调整具有一定的指导意义。 相似文献
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海上稠油油田高含水期开发模式研究 总被引:1,自引:0,他引:1
海上稠油油田进入高含水开发期后,面临采油速度低、水窜快、产量递减快及采收率低等问题,且缺乏分层系开发调整经验,制约了油田的稳产和高效开发。以秦皇岛32-6油田为例,利用室内物理实验、油藏数值模拟等方法,开展了高含水期开发模式研究,明确了海上非均质稠油油藏分层系开发技术界限、注采井间加密模式和底水油藏水平井布井下限。结果表明:当储层原油黏度级差大于3或渗透率级差大于3时,层间干扰系数增大,实施分层系开采,且各开发层系油层厚度为4~8 m;对于强非均质性储层,不同井型、井网加密模式下体积波及系数差别较大,采用反九点转五点水平井+定向井联合井网加密模式,并将井距调整为220 m,体积波及系数显著提高;储层内部隔夹层渗透率、分布面积和分布位置均对水平井产能具有较大影响,基于隔夹层优化布井后,原油黏度为260 mPa·s的底水稠油油藏水平井累计产油量达到5万m3,油柱高度可由12 m下推至7 m。基于上述研究成果形成了“纵向分层系、平面变井网、水平井挖潜”的海上河流相稠油油田高效开发新模式,应用于秦皇岛32-6油田获得了良好的开发效果,可为类似油田的开发提供借鉴。 相似文献
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油田进入高含水阶段,为了保证产量,在不同阶段开发了大量的加密井,如何评价各个阶段加密井对油田的影响变得十分重要。探讨了分井网拟合技术在数值模拟研究中的必要性,论述了分井网拟合方法(基础井网拟合、一次加密调整井网拟合、二次及三次调整井网拟合等)及分井网拟合技术在数值模拟中的应用。通过在大庆油田某区块的分井网模拟的应用,实例证明,分井网拟合在数值模拟中有着较好的实际应用效果。分井网调整将会更确切地评估各个加密阶段所起的作用,从而有针对性地进行新的开发方案的调整,为油田进一步提高采收率提供理论上的支持。 相似文献
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渤海油田稠油资源丰富,地层内粘度高于350 mPa·s的稠油冷采开发产能低、采收率低,难以满足海上高效开发要求。为探索海上规模化高效热采技术,以LD油田明化镇组稠油为靶区,开辟首个海上蒸汽吞吐先导试验区。与陆地不同,试验区具有以下特点:天然能量开发有一定产能(20 m~3/d)、井距大(400 m)、井控大(45×10~4 m~3)、水平井开发等。根据开发难易程度,进行了储量品质分类研究,建立了底水和边水油藏均质模型,研究了蒸汽吞吐的布井界限,设计了12口热采井整体方案,并从2014年分步实施。目前有两口井已分别进入第二轮和第三轮吞吐。由于海上开发的经济性要求、开采特点等与陆地不同,在现行蒸汽吞吐效果评价标准基础上,增加了热采有效期等具有海上特色的评价指标,总结了海上多轮次蒸汽吞吐开发规律,并积累了降低稠油乳化风险的经验。试验区取得的认识及成果对海上稠油后续规模化高效开发具有重要指导意义。 相似文献
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水平井为渤海S油田在高含水期实施挖潜的主力井型,掌握水平井含水规律对油田实施挖潜调整具有重要意义.以渤海S油田水平井实际生产数据为依据,将水平井含水上升类型归纳为凹型、凸型和直线型.系统分析了主导水平井含水上升类型的主要影响因素.研究认为,渤海S油田水平井含水上升模式的主控因素为井区采出程度、油层厚度和周边定向井含水率... 相似文献
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大庆油田"十一五"期间油田开发主要技术对策研究 总被引:8,自引:8,他引:0
"十一五"期间大庆油田整体上已进入高含水和高采出程度时期开采,目前,70%的可采储量位于高含水层,但主力老油田仍是油田开发的主体;聚合物驱仍是主要的提高采收率技术,但开采对象已由北部的主力油层转向南部的主力油层和北部的二类油层;外围油田也是增加可采储量的主要方向,但90%的储量位于特低丰度、特低渗透及复杂断块油藏.该文深入分析了"十一五"油田开发面临的主要矛盾和问题,研究了油田主要开发调整潜力,提出了油田开发调整的主要技术措施,为油田开发调整及科研攻关指明了方向,为大庆油田"十一五"开发部署提供了重要依据. 相似文献
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