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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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针对在缝洞型碳酸盐岩油藏中能否实施周期注水的问题,在分析缝洞型油藏不同岩溶背景注采关系特征的基础上,利用CFD流体力学软件建立缝洞组合机理模型,开展了周期注水驱油模拟,并运用类比法总结了缝洞型油藏周期注水驱油机理:通过周期性地改变注水量和注入压力引起大尺度缝洞连通体中流体流动状态的变化(段塞流、管流),在重力及浮力以及流动压差综合作用下,使管道盲端、微裂缝、相连溶洞、孔洞中的剩余油得到动用,实现扩大注水波及体积的目的。缝洞型油藏周期注水驱油机理的初步明确,为矿场不同岩溶背景下注水方式的优选和注采参数的确定提供了理论依据。 相似文献
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从注水替油基本原理出发,根据注水替油基本地质模型总结出影响注水替油效果的3个因素:井筒附近油水置换速率、近井地带的油气富集程度、远井地带油气补充速度,并对注水替油失效井进行分类总结,最终针对不同类型注水失效提出相应的治理方法。 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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单井注水吞吐在塔河油田的应用 总被引:3,自引:0,他引:3
在塔河油田开发生产过程中,个别油井在修井作业中出现先漏后喷的现象。在修井完成后,产量较前期有大幅增加。针对这类油井进行单井注水吞吐采油试验,研究发现钻遇定容封闭性油藏的油井适合单井注水吞吐开采。一方面利用油水重力分异,抬升油水界面,增加采出量;另一方面注水补充地层能量,恢复地层压力。该方法在塔河油田实际应用中,取得了较好的效果和较高的经济效益,也为提高定容封闭性油藏油井的采收率提供了一个较好的方法。 相似文献
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利用蚂蚁体追踪技术和井间干扰试验,实现缝洞关联关系的精细描述和连通性的定量化表征,逐步建立了缝洞型油藏定量化注采井网构建技术,极大的提高了注水有效率。根据不同岩溶背景区储层发育特征,构建了风化壳区多维井网、暗河区立体结构井网和断溶体背景线状井网,形成了差异化井网构建技术。在矢量化井网构建的基础上,利用弹性驱+水压复合驱水侵计算模型,初步实现底水油藏注水强度定量化;利用注采对应曲线,初步实现了封闭弹性驱油藏注水强度定量化;通过分析示踪剂响应特征曲线,实现了注水周期定量化;通过综合分析能量变化曲线和物质平衡方法,实现各向分水率定量化计算。实例应用表明,上述技术可有效提高水驱采收率。 相似文献
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塔河碳酸盐岩油藏地质模型 总被引:7,自引:4,他引:7
塔里木盆地塔河油田为以裂缝、溶洞为主的碳酸盐岩油藏,其储集层近水平方向延伸、横向连续性很差,特别是北西-南东方向储集层变异程度在。建立裂缝和溶洞模型的具体方法是:对密度测井曲线进行标准化,与岩心实测孔隙度对比,控制数据质量计算密度孔隙度;对密度孔隙进行空间数据分析,得到变差函数,按裂缝和溶洞带水平延伸的框架模型进行条件模拟,建立基于井的孔隙地质模型;用13口井的密度测井曲线推导波阻抗曲线,建立整个油藏的三维地震速度模型,综合反演得到油藏的孔隙度模型。估算结果,塔河油田裂缝、溶洞的净厚度约为碳酸盐岩厚度的5%。由于油藏条件下的岩心分析数据非常重要,所以尖在对油层进行酸化、压裂之前获取单层测试资料,以利于通过生产资料来检验模型的精度。 相似文献
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单井注水替油技术是目前塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏减缓产量递减的最经济有效的手段,但随着新区上产步伐的加快,因能量不足递减的油井逐渐增加,注水规模逐步扩大,尤其是2009 年以后注水井数及注水量呈台阶状上升,前期的注采参数标准不能完全指导当前的注水开发。该文通过对单井注水替油现场实践的研究,在注水井选井标准、注水时机、周期注水量、关井时间等方面取得了一些新的认识,逐步完善了注水替油技术政策,进一步提高了注水替油的开发效果。 相似文献
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注水吞吐作为致密油藏开采的一种经济、有效方法,已成功应用于各大油田。表面活性剂可提高致密油采收率,其作用机理尚需深化研究。研究将吞吐过程分为渗吸采油和反向驱替采油阶段,阐述表面活性剂对其作用规律。结果表明,在渗吸采油阶段,表面活性剂降低了渗吸采收率,但减小了原油从岩石表面剥离难度。在反向驱替采油阶段,表面活性剂可有效提高驱替采收率,同时大幅降低驱替压力。两性表面活性剂表现最佳,在清水的基础上提高采收率约5.00%,降低驱替压力7.00 MPa。其主要机理为降低界面张力、改变润湿性,减小原油从岩石表面剥离难度;减小毛管力和贾敏效应阻力,降低驱替压力。结果为表面活性剂在致密油藏注水吞吐的现场应用提供了理论依据。 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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塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏进入注水开发阶段中期后,面临着注水效率低、有效期短等一系列问题。为解决这些问题,研究应用了以物质平衡方程为理论基础的量化注水开发技术。从注水时机量化、单井注水参数量化和单元注水参数量化等方面,分析、阐述了量化注水开发技术的理论依据、技术方法和应用效果。研究发现,量化注水技术可很好地将注水开发从定性判断转为定量分析,解决前期开发过程中定性注水带来的问题。该技术已应用142井次,累计增油10.95×104 t,注水有效率高达84.3%。研究表明,量化注水开发技术在塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏开发中效果良好,具有很好的推广应用价值。 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