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GJ油田细分层高效挖潜技术 总被引:1,自引:1,他引:0
针对GJ油田含水上升速度加快、产量递减的现状,在精细油藏描述的基础上,认识到由于低渗透、多油层、非均质严重等原因,表现为纵向矛盾突出,非主力层动用状况较差,同时GJ油田主控断层可外推,储量基础进一步扩大。针对开发中的主要矛盾,论述了细分层开采的必要性和层系组合、合理井距等关键技术指标,进行了G6断块细分层注水开发试验。调整后油田开发效果明显变好,为严重非均质多油层油藏开发积累了宝贵经验。 相似文献
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江苏复杂小断块中低渗油藏开发实践与认识 总被引:2,自引:1,他引:1
分析了江苏复杂小断块中低渗油藏的地质特征,认识到由于中低渗透、多油层、严重非均质、复杂小断块等原因,表现纵向、平面矛盾突出,非主力层动用状况较差,部分单元难于形成注采井网,地层压力水平较低等矛盾,主力层由于受到层间的影响,也有些水窜现象.针对这些开发中的主要矛盾,展开了相关的开发技术政策研究,寻找其合理的开发方式、层系组合界限、井距和注水时机等,提出了新油田采取早期乃至同步注水和老油田实施细分层注水开发试验,设计了跨油层组组合层系开发方案.通过实践均取得了明显效果,为严重非均质中低渗透多油层油藏开发积累了宝贵的经验. 相似文献
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胜利油田高含水期油藏水驱精细调整技术方向 总被引:1,自引:2,他引:1
以胜利油田为代表的高含水期油藏精细描述和水驱调整技术向精细化方向发展,为适应高含水期油藏精细挖潜的需要,近几年储层构型研究、低级序断层描述和层内剩余油分布预测技术得到不断发展,层系细分重组,采取井网加密调整和完善注采系统等措施改善了油田水驱开发效果。分析了制约整装构造、复杂断块和低渗透油藏大幅度提高水驱采收率的问题,提出了不同类型油藏水驱精细调整的技术方向。在陆相油藏高含水后期开发阶段,需要进一步加大层系细分重组,采取井网立体加密调整、水平井单层开发、改善水质、调整注水产液结构等措施,在井网优化调整的基础上,综合应用各种工艺技术对储层进行控制和改造,实施精细注水和有效注水开发,提高注采系统的针对性和有效性,以均匀控制驱替剖面。 相似文献
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针对复杂断块油藏断层多、断块小、构造复杂、油藏类型多,开发过程中面临构造落实难度大、注采井网完善程度低、层间矛盾突出、注水储量损失严重等问题,通过精细地质研究,根据不同类型油藏存在的问题及潜力,创新思路调整注采,不断优化注采井网.采取了直井水平井组合注采、一对一点状注水、二次压裂、增压注水、深部调驱以及细分注等强化注水措施,改善了复杂断块油藏的注水开发效果,有效提高了油田水驱储量控制程度和动用程度,对于同类油藏开发具有一定的借鉴. 相似文献
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辽河油田水驱油藏具有断层发育、含油层系多、储层非均质性强、泥质含量高、油藏类型复杂等特点。在近10 a的开发实践中,结合各类油藏注水开发难点,研发了深度精细油藏描述、细分注水调整、低效无效水循环识别、二三结合精细挖潜、多元注采调控等12项核心开发技术,形成了一套适合中高渗透砂岩油藏、低渗透砂岩油藏、特殊岩性油藏特点的注水开发技术序列,水驱油藏年产油量由324×104t/a提高至360×104t/a,水驱采收率提高3.3个百分点。探索形成的改善老油田注水开发效果的技术对策,对同类型油藏注水开发具有一定的指导和借鉴意义。 相似文献
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低渗透砂岩油藏注采井网调整对策研究 总被引:1,自引:1,他引:0
低渗透油藏注水开发后,注采井网难以满足后续开发需求。应用油藏工程和数值模拟预测等方法,对低渗透油藏合理油水井数比、注采井网调整方式、调整时机以及调整后新、老井合理注水调整方法进行系统研究,形成了低渗透油田井网调整技术。考虑低渗透储集层的渗流特性、启动压力梯度导致油水井地层压力的差异,推导了适应低渗透油藏的油水井数比计算公式。根据储层裂缝发育状况以及剩余油分布特征,选择水驱面积波及系数较高的井网进行调整。敖南油田合理的调整方式是将裂缝不发育井区反九点法井网调整为五点法井网,裂缝发育井区转线性注水。对不同调整时机下的开发效果预测表明,调整越早,效果越好。井网调整后要适当控制老井注水,加强新井注水,使地层压力分布更加合理。研究结果表明,利用上述调整对策对低渗透油藏实施注采井网调整是可行的,可以为低渗透油田井网调整提供新的技术支持。 相似文献
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细分沉积相在克拉玛依油田开发中的应用 总被引:1,自引:0,他引:1
本文以克拉玛依油田五1区克上组油藏和七区八道湾组油藏为例,介绍了细分沉积相研究在油田开发中的应用。论述了新油田在投入注水以及油藏开发后期,以细分沉积相成果为依据,合理部署调整注采井网的方法和经验。 相似文献
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桥口油田自然递减因素分析及控制对策 总被引:4,自引:0,他引:4
影响自然递减的主要因素是油藏的非均质性、采油速度及注采开发措施等。完善井网、合理的层系细分、调整产液及吸水剖面、动用薄差层和低渗透层等可以控制油藏自然递减。研究表明,高效的产能接替、保持切合实际的采油速度、调整合理的产液及注水结构、转移有效的开发层系是控制非均质油藏自然减的有效途径。 相似文献
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针对M油田非均质性较强、开发初期已暴露出明显纵向上层间干扰大,非主力层段薄储层产能不能完全释放,油田自然递减加大这一问题,采用油藏数值模拟、油藏工程方法结合矿场试验,对具有薄互层特征的M油田进行层间干扰定量表征,首次提出了多因素层间干扰系数定量表征公式,建立了细分层系技术界限图版。研究结果表明:窄薄油藏M油田渗透率级差达到5时,可以细分层系开发,渗透率级差越大,分层开发效果越好,分采采收率提高幅度为5%~7%。在M油田选取主力区块应用该方法进行调整井部署局部细分层系开发,投产的7口调整井平均产能为80 m~3/d,进一步完善注采井网,取得了较好的调整效果,该方法对相似油田分层开发具有一定的参考价值。 相似文献
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复杂断块油藏在开发后期面临综合含水率高、地层能量不足、剩余油分布复杂、井网适应性差等问题。以济阳坳陷沾化凹陷中部垦71断块油藏为例,基于水驱油藏的油包水和水包油2种油水分布状态,利用理论模型推导和数值模拟方法,开展了单层系边外注水开发模式研究。结果表明:从采液端和注水端的受力分析可获得单层系开发的合理注水量、合理采液量和合理注采井距,单层系开发的合理注水压差、合理注水量、合理采液量是影响其剩余油饱和度、含水饱和度的关键因素,对油层合理地层压力水平及剩余油二次富集起主要控制作用。通过加大注采井距至油水边界外围,以2.9倍含油条带宽度为合理注采井距的临界值,采用短注长静置的非对称周期注采方式,建立单层系边外注水开发模式,有利于保持单层系的压力系统稳定和提高剩余油波及率,从而提高原油采收率。矿场实践表明,采用单层系边外注水开发模式后,垦71断块油藏日产油量提高至254 t/d,含水率控制在93.7%,采收率提高至31.53%,采油速率提高4.9%,显示出良好的增产效果。单层系边外注水开发模式解决了高含水复杂断块油藏开发中的剩余油分布分散、水驱波及率低和井网适应性差等难题,可为复杂断块油藏开发... 相似文献
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