胜利海上埕岛油田多井型经济井网模式研究

埕岛油田受河流相储层砂体发育形态、多井型联合布井及开发政策影响,水驱前缘推进极不均衡,制约了油田开发效益进一步提升。本文在埕岛油田已投产各类油井分类评价的基础上,采用油藏工程、油藏数值模拟、开发经济评价3种方法结合,开展了不同砂体发育形态下的多井型效益开发模式研究。根据埕岛油田不同井区、层系的砂体发育特征,推荐采用差异化井网配置型式;同时,高含水期效益开发技术政策的制定应充分考虑砂体特征、油价、成本、剩余油饱和度等综合影响,根据多井型部署经济界限图版,油价50美元/桶,水平段长度250米条件下,测算经济井网中水平井布井经济极限厚度为7.1米。     

低渗透油藏开发井网部署研究——以松辽盆地七棵树油田沙河子组油藏为例

七棵树油田位于梨树断陷中央构造带车家窝堡断块圈闭内,油藏类型为低孔低渗透油藏。目的层沙河子组发育了两套主力油层,根据开发层系划分原则,将这两个小层划为一套开发层系。根据储层低孔低渗及储层非均质性的特点,采用了面积注水的反九点开发井网,根据裂缝的方向,井排方向为北东向,根据国内低渗透油藏开发实际经验及井距关系图版法,井距定为223m。     

低渗透油藏井网适应性评价

针对低渗透油田开采过程中遇到普遍问题,选择DLY油田作为研究对象,DLY油田采用反九点面积井网开采,东西向油井水淹严重,南北向油井受效差,采出程度低,开采效果差。本文分别从井网密度、注采井距、油水井数比及人工压裂缝与井网匹配关系对井网适应性进行了评价,认为井网密度小于合理井网密度,南北向注采井距偏小,油水井数比偏小,人工裂缝与井网形式不匹配,目前井网已不适应油田高效开发的需求,并在此基础上提出了下一步综合调整的方向。     

海上油藏特高含水期储层评价及其对开发效果的影响——以海上某油气田H2油藏为例

针对海上某油气田H2油藏储层非均质性强、油水关系复杂、剩余油形成与分布认识不清的现状,首先根据岩心、电性标志,确定了H2油藏有效储层类型。结合生产数据,确定了H2油藏的储层划分标准,运用综合评价方法将储层分为四类。结果表明,储层的发育程度和分布规律既是影响油井开发效果的主要原因,又是剩余油富集程度和导致油藏油水分布复杂的控制因素。基于该研究成果,实施了加密水平井,效果明显,预计可提高采收率2~3%。该思路方法对于特高含水期油藏剩余油挖潜尤为重要,具有一定的应用推广价值。     

如何有效的开发低渗透油藏

1低渗透油藏基本地质特征1．1储层物性差、孔喉细小、孔隙度低。孔隙主要以中孔和小孔为主,喉道以管状和片状的细喉道为主,喉道的中值半径一般小于1．5,因此采收率低。     

低渗透油藏开发探讨

在实际生产中,对低渗透油的开采工作依旧存在许多挑战。为了石油行业的健康可持续发展,我们必须透彻研究低渗透油藏开采工作的特点,有针对性地解决相应难题,摸索出一套行之有效的解决办法和开采方式。     

海上低渗透油藏新型复合调驱提高采收率技术研究

为了进一步提高海上低渗透油藏水驱开发后的采收率,将聚合物微球和表面活性剂相结合,研究了一种新型复合调驱技术,并对其驱油效果进行了评价。结果表明：聚合物微球CQ-2具有良好的膨胀性能和封堵性能,推荐其最佳注入质量浓度为3000mg·L^-1,最佳注入量为0.5PV,其对岩心的封堵率可以达到98%以上。表面活性剂SN-5具有良好的界面活性和驱油效果,推荐其最佳注入质量浓度为2 000 mg·L^-1,最佳注入量为0.5 PV。聚合物微球和表面活性剂复合调驱体系具有良好的配伍性和驱油效果,使用目标区块储层段天然岩心水驱后,继续注入复合调驱体系,可使采收率继续提高26.0%。     

以定边庙咀油田为例对低渗透油田合理井网井距的研究

低渗透油田是指油层储层渗透率低、丰度低、单井产能低的特殊油田,这种油田的特点是采油及注入剂注入都相对困难,最终采收率低。一般低渗透油田的开采技术瓶颈在于储层物性较差,还有可能存在天然裂缝,导致渗透环境更加复杂(各向异性和非匀质性),大大降低了产能。目前低渗透油田渗流阻力大、产能效率低是世界性难题。因此,研究合理井网井距开采系统对提高低渗透油田开发效果具有重要意义。     

吉林H油藏水平井井网形式优选

H油藏目前处于即将全面开发阶段,针对区块的油层厚度较薄,油层分布稳定,低孔低渗的特点,运用油藏数值模拟技术模拟区块的油水分布,并研究水平井井网在区块的适应性。由于水平井井网组合参数多,各个参数之间相互交叉、相互耦合,为了避免单因素分析方法得到的结果非最优,采用正交设计方法对水平段长度,射孔压裂缝长,油井排拒,井间距,采油速度等做了敏感性分析,最终得到了吉林H油藏合理的水平井注采井网形式。     

低渗透油藏评价研究现状

油藏评价就是在石油预探提交的控制储量基础之上，用必要的工艺技术手段，将其转化为可经济有效开发动用储量的过程。综述了近期国内低渗透油藏储层划分情况，储层评价的手段及目前低渗透油藏评价方法的适应性，指出了国内外低渗透油藏评价研究所存在的问题。提出了有必要采用新的参数来标准特低渗透储层，以利于实现勘探开发一体化，为低渗透油气藏高效开发提供理论依据。     

濮城油田低渗透油藏开发研究

本文总结了濮城油田较典型的低渗透区块濮 67块的开发简历和稳产增产措施 ,详细介绍了储层保护、压裂、重复压裂改造、小泵深抽等具体作法 ,阐明了低渗透油藏注水开发的不利因素 ,讨论了低渗透油藏的采收率 ,最后对低渗透油藏的开发提出了几点认识和建议     

低渗透油田开发调整技术分析

由于低渗透油田分布广泛、油气藏种类丰富、含油气量多,故若能有效开发则不失为实现稳产高产的重要途径。然而在实际开发中,面临着能量衰竭较快、产量递减迅速等难题,故采用行之有效的调整技术势在必行。对此,本文从低渗透油田开发现状出发,就其调整技术作了分析,希望对改善其现状有所帮助。     

低渗透油田提高采收率工艺技术研究与应用

石油开采是石油行业的一个重要环节。随着人们对石油能源的需求不断增加,如何有效改善和提高低渗透油田采收率也逐渐成为国际上备受关注的研究领域,然而不同的开采技术需要根据低渗透油田的地质状况而应用相异,并且出现不同的开发技术与经济效益之间的不匹配的现象,因此,开发一种更经济有效采油技术来提高低渗透油田开发水平迫在眉睫。本文基于低渗透油藏地质特征的分析,综述和分析了低渗透油田的主要开发技术,并且通过考虑和探讨对井网的优化来分析其对油田采收率的影响。     

大港低渗透油藏井网优化研究初探

低渗透油藏井网部署的好坏直接影响到开发的成败。在调研国内低渗透油藏井网设计模式演变的基础上,采用油藏数值模拟软件,对比分析基础井网开发效果,优选出开发指标较好的优势井网。在此基础上,对人工裂缝参数进行优化,对不同的缝网组合方案进行预测,对比优选出最优的人工压裂缝条数、长度、位置、导流能力等参数,从而达到缝网的最优组合。低渗透油藏井网优化研究在大港油田部分低渗透区块展开现场实施,取得了初步效果。     

营72沙三低渗透断块油藏井网优化研究

本文以胜利油区东辛油田营72沙三段低渗透油藏为例,针对开发中存在的问题,对井网、能量动用、水驱效果状况、井网井距进行了评价研究,通过数值模拟技术分析了剩余油分布,提出交错排状注采井网方式进行开发的调整方案。     

低渗透致密砂岩气藏开发技术对策探讨

东濮凹陷低渗致密气藏储层物性差,非均质性强,气层自然产能低,为了有效地开发好低渗透气藏,在研究和开发实践基础上形成了储层改造、排液采气、储层保护等配套工艺技术.针对特殊地质状况和开发中难以解决的技术问题,提出适用于东濮凹陷低渗致密储层的采气配套工艺技术对策,以延长气田稳产期.     

低渗透油藏超前注水开发井网适应性分析

本文针对Z油田5个超前注水试验区,采用理论分析和区块动态分析相结合的方法,运用数值模拟手段评价了试验区的井网适应性和超前注水效果,明确了井网形式与含水上升规律、地层压力、采油速度之间的关系,为油田的开发调整和新区块开发布井提供依据。     

低渗透油藏水锁损害室内实验研究

鄂尔多斯盆地西峰油田储层属于典型低渗透储集层,是细孔微孔型,具有强非均质性强和强水锁性。通过进行该储层岩心水锁伤害实验,并分析影响因素和实验结果,得到以下结论:水锁的伤害程度与渗透率之间的关系呈明显的负相关,渗透率越大水锁伤害就越小;与束缚水饱和度之间的关系呈正相关;而与孔隙度的相关性较差,但总趋势是孔隙度越大伤害越小。水锁伤害对油气田的采收率有严重影响,因此解除水锁伤害对油气田开发有重要意义。利用6块样品所做的室内返排实验表明返排水量与排驱时间、排驱压力和储集层物性有一定的关系,返排压力越大,水锁伤害越小,对低渗透储藏添加表面活性剂有利于实现增产,并且减轻水锁和其他敏感性对储集层的伤害。     

商三区南块低渗透油藏开发效果研究

商三区南块低渗透油藏是一个受商河断层控制的断鼻构造,分两个自然断块。注水是低渗透油藏提高开发效果的关键,储层压裂改造是有效途径。为改善油藏开发效果,我们制定了调整治理措施,取得了较好的效果。     

高效开发卫城油田卫81块低渗透断块油藏的做法和体会

文章从油藏地质特征、主要开发特点、主要做法:如现场试验、井网优化、开发方式优选等方面,分析阐述了卫81块油藏高效开发的成功经验,并得出了对低渗油藏开发有一定指导意义的认识和体会。