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元A长9油藏为三叠系特低渗透油藏,含油性好,渗流能力强,但受储层敏感性及非均质性影响,注水压力高,提压过程中导致动态缝开启,注入水沿高渗通道单向突进,加速油井见水,常规注采调控已无法满足油藏高效开发需求。通过在该区开展聚合物微球调驱试验,采用50nm粒径聚合物微球,在注入浓度为1 000mg/L,注入量为0.3PV时,有效封堵水驱高渗带,扩大水驱波及体积,提高低渗储层动用程度1.1%,递减大幅下降12.4%。证明聚合物微球调驱技术是该区开发中后期提高采收率的有效手段之一。 相似文献
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刘军 《中国石油和化工标准与质量》2019,(13):120-121
对于采用一套直井注采井网开发的碎屑岩油藏,受各小层间渗透率差异大影响,储层非均质性严重,注水井注水层段内各小层吸水不均,高渗层强吸水,对应同层位油井见效快,易水窜,低渗层吸水量小或不吸水,导致水驱控制储量动用程度差,影响油藏开发效果。通过对M油藏注水效果分析,结合吸水剖面、产液剖面、含油饱和度等动态监测资料,利用渗透率极差、非均质系数以及变异体系数值大小,提出了注水井段内各小层细分重组方法,指导现场注水井段优化调整20井次,新增水驱动用储量146万吨,阶段注水累增油2.5t,取得较好效果,可为其他油藏提供借鉴经验。 相似文献
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孤东油田二区开发单元,目前已进入特高含水开发阶段,由于油层非均质性及驱替水与油层内流体流度比制约着注入水的驱油效果,水驱采收率不高。针对二区油藏特点及水驱开发现状,决定开展聚合物驱可行性研究。 相似文献
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赵晔 《中国石油和化工标准与质量》2019,(16):122-123
针对海26块中、高渗稠油注水开发油藏,在进入特高含水开发阶段,因构造复杂,储层非均质性强,油水黏度比大等原因,导致剩余油分布高度零散等开发矛盾,在海26块分采区开辟5个先导试验井组,实施弱凝胶深部调驱技术。利用弱凝胶的高黏弹性降低流度比、扩大波及体积、提高驱油效率。通过注水压力、注入及产出剖面、视阻力及残余阻力系数、含水率、最终水驱采收率等指标对调驱效果进行评价。截止2018年12月先导试验井组,累计注入调驱凝胶体系38.6×104 m3,注入孔隙体积倍数0.35,截止到2018年12月累计增油117 2 9t,最终水驱采收率提高到4 2%。 相似文献
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渤海某油田油层厚度大、井距大等问题导致高渗层注入水突进、纵向吸水不均,注水开发效果逐渐变差。为改善水驱开发效果,本研究以N油田目标井组为对象,开展氮气泡沫调驱注入参数敏感性分析以及驱油方案预测。数值模拟结果表明:在目标区块油藏条件下,发泡剂浓度、注入速率、注入段塞体积、气液比、注入方式存在合理范围。当注入段塞体积为0.2PV,注入浓度为0.45%~0.55%,气液比为1.5∶1,采用地下起泡的方式注入氮气泡沫调驱驱油效率、经济性等综合指标最优。动态驱替流线图显示,水驱阶段出现的水窜通道能够通过泡沫段塞实现调剖扩大纵向波及,后续注入泡沫具有遇油消泡作用使得氮气进一步扩大低渗层微观波及实现进一步提高采收率的目的。 相似文献
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魏宝忠 《中国石油和化工标准与质量》2014,(11):26-26
在注水开发油田的过程中,由于油藏的非均质性,油水粘度的差别和注采井组内部的不平衡,势必造成注入水在水平面上向油井方向的舌进和在纵向上向高渗透层的突进现象。特别是在开发后期,由于注入水的长期冲刷,油藏孔隙结构和物理参数将发生变化,使油层的不均质性加剧,大大降低水驱油效率。同时,油井出水也会造成地层能量的消耗,降低抽油井泵效,加剧管线、设备的腐蚀和结垢,增加脱水站的负荷,若不回注,则将增加对环境的污染。 相似文献
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姜志 《中国石油和化工标准与质量》2018,(15)
对于水驱开发的油藏,受井网布置、储层非均质性及注水政策调整的影响,随着开发时间的延长,开发矛盾日益突显,在纵向上,主要表现为层间吸水或采出差异性越来越大,单层突进现象明显,注水波及体积较小,严重限制了物性较差储层产能的发挥,导致各层动用极不均衡。在平面上主要表现为沿物源方向或者裂缝发育方向油井水淹重,注采敏感,而垂直物源或裂缝方向油井能量补充不足,水驱效果较差。水驱油的压力系统将越来越满足不了开发的需要,在目前的开发模式下,如不转变开发理念,进一步提高井组采收率的手段和空间都将十分有限。为了改善开发效果,提高剩余油动用程度,在新立油田M区块选取一个注采单元试验了氮气泡沫驱油技术。氮气泡沫流体以其"堵大驱小,遇油消泡遇水稳定"的特点,在改善井组开发效果上起到了很大的作用,为注水开发油田进一步提高采收率提供了全新的思路和方法。 相似文献
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《化学工程与装备》2020,(4)
存在定向高渗条带的储层,注入水快速突进,油井含水急剧上升,致使注水开发效果很差。针对这一问题,采用基质渗透率为100x10~(-3)μm~2、具有高渗条带的物理模型,研究高渗条带渗透率与水驱效果的关系。实验结果表明,高渗条带与基质渗透率级差J_k为1~2为水驱前缘突破PV数PV_b和水驱油压力梯度的敏感区。在此敏感区内,即使尺寸很小的高渗条带,其渗透率级差J_k的微小增加,也会导致水驱前缘突进速度的急剧增大,油井含水急剧上升;同时导致水驱压力梯度的急剧降低,难以建立对基质中原油的有效驱动压力梯度。具有高渗条带储层模型水驱采收率实验结果表明,随着高渗条带与基质渗透率级差的增大,水驱采收率急剧降低;高渗条带对无水采收率的影响尤其敏感。因此,对于具有高渗条带的非均质储层,改善水驱效果的重点是治理高渗条带中的水窜。 相似文献
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环江油田L247区长8油藏属于超低渗透油藏,地质状况复杂,非均质性强。随着油藏的开发,低产井逐渐增多,低产原因不清,为此开展了油井低产的内在因素和外在因素分析,总结低产原因,为下步治理提供技术支撑。研究表明:L247区长8油藏低产内在因素主要为渗透率、水驱特征及启动压力梯度;外在因素主要为超前注水量、欠注及改造规模,投产高含水井和裂缝性见水井主要低产原因为大改造规模下的超前注水导致隐性裂缝开启。 相似文献
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《中国石油和化工标准与质量》2014,(11)
安塞油田长10油藏2007年投入开发,层间和平面非均质性较强,导致注入水单向驱替,部分油井含水上升速度快,产能损失严重,递减加大,地层能量保持水平较低,影响区块开发效果。为降低区块递减率,封堵高渗透层,扩大水驱波及体积,近年来结合区块地质特征和开发矛盾,深入开展了长10油藏注水井堵水调剖工艺技术评价,确定堵水调剖技术体系及调剖方式,为长10油藏开发提供了有力的技术支撑。 相似文献
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