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濮67块是埋藏深,低渗,难动用的凝析气藏,目前油藏采出程度很低,开发效果差,通过对濮67块天然气储量再认识,落实了该块储量;通过对濮67块各砂组剩余天然气分布规律的研究,明确了剩余天然气的下步挖潜方面,并开展了配套的挖潜技术研究,解决了该气藏的开发难题,通过在生产中应用,取得了较好的增产效果,提高了气藏的采收率。 相似文献
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鄂尔多斯盆地苏里格气田苏11区块北部老区经过十余年的开发,低产低压气井逐年增多、储量动用不均衡、剩余气分布复杂等问题越来越突显。为了改善其开发效果,在调研同类型气藏开发经验的基础上,应用复杂河流相砂岩储层精细刻画技术和地质建模、数模一体化剩余气评价技术,准确描述井间、层间剩余气的分布,然后在明确侧钻水平井、侧钻井和调层井选井选层技术界限的基础上,制订出具体的挖潜对策,指导了该区块现场挖潜工作。研究结果表明:①复杂河流相砂岩储层精细刻画技术可以实现单砂体级别的精细刻画,对优势储层进行定量描述,为河流相储层地质研究提供了模式指导;②“动态分析法+数值模拟法”天然气剩余储量评价技术精准描述了剩余气的平面和纵向分布特征,为下一步挖潜指明了方向;③苏11区块北部老区天然气剩余储量分布可划分为井网未控制型、层内非均质型及层间非均质型3种模式,针对井网未控制型优先考虑侧钻水平井挖潜,针对层内非均质型优先考虑侧钻井挖潜,针对层间非均质型则优先考虑部署调层井挖潜;④确定了侧钻水平井、侧钻井、调层井选区选井选层技术界限,在苏11区块北部老区已累计部署侧钻水平井5口、侧钻井8口、调层井79口;⑤截至目前,现场措施井有效率达100%,累计增产天然气1.01×108 m3。结论认为,基于该项研究成果所提出的致密砂岩气藏开发老区挖潜对策,取得了较好天然气增产效果,值得借鉴和推广。 相似文献
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中原油田为实现天然气产量稳中有升,近几个加大了已开发气藏(田)的研究力度。本文对东濮凹陷卫城构造11块Es^下31-3气藏开展了精细描述,完成了内部小断层解释、小层精细划分,以小层为单元开展了储层与流体分布特征研究及天然气储量评价,利用Earthvision计算机建模技术建立三维可视化地质模型,深化了气藏地质认识,为精细评价储量运用状况和气藏开发潜力奠定了基础,在气藏开发调整中取得了较好的效果。 相似文献
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复杂断块气藏剩余气储量计算及分布模式研究 总被引:1,自引:0,他引:1
东濮凹陷复杂断块,部分气藏采出程度已在50%以上,为充分挖掘已开发复杂断块气藏的潜力,提高气藏储量动用程度、减缓递减,提高气藏采收率,应用采气量估算法、数值模拟法和目前地层压力法等3种方法计算复杂断块气藏的剩余气储量,并总结了复杂断块气藏剩余气分布的三种形式,为下步气藏挖潜指明了方向。 相似文献
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为了研究剩余油的开发效果,综合利用地震、地质、生产动态等资料,将"构型精细解剖"与"势控论"相结合,基于单砂体构型单元进行油水动态运移规律研究,从运移方向和时间角度,预测剩余油运移与聚集规律,构建"运聚再生油藏模式",提出低势闭合区是剩余油挖潜的重点区域。Y油田主力储层夹层少且薄,砂体连片展布,以堆叠接触为主,关停后1 a左右,零散分布的剩余油向低井控、低势能的构造高部位进行运移聚集;非主力储层夹层发育规模大且厚,砂体发育类型包括堆叠、侧叠和孤立型,零散剩余油在纵向上运移受到夹层遮挡,砂体内运移方向受韵律性影响,横向上砂体之间接触类型决定剩余油聚集规模,关停后3 a以上时间,剩余油逐渐向油藏低势闭合区富集成藏。Z9非主力油藏低势闭合区Y1-6 H井平均日产油超过200 m3,含水率低于5%,已稳产4 a;构造高部位Y1-3 H井平均日产油低于60 m3,含水率约75%,现已关停,远低于低势闭合区生产效果,其他非主力油藏低势闭合区剩余油也取得了较好的挖潜效果。Y油田挖潜资料证明了低势闭合区"动态运聚再生油藏模式"的合理性,可为海上中后期老油田剩余油挖潜提供技术支持。 相似文献
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尤启东 《勘探地球物理进展》2014,(3):38-42
针对Z43断块普通稠油强边水油藏目前开发中存在的问题,开展了剩余油挖潜技术研究。在控油断层、微构造、隔夹层等地质精细研究的基础上,建立了三维地质模型。开展普通稠油油藏高含水期剩余油分布研究,制定了挖潜方案,提出了常规井、侧钻井继续落实控油断层,短井段水平井挖潜剩余油的思路,现场实施取得了较好的效果。该断块类型油藏的成功挖潜对类似油藏后期开发具有一定的指导意义。 相似文献
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东溪气田嘉陵江组低效气藏地质特征与挖潜思路 总被引:3,自引:3,他引:0
东溪气田是川东地区首批钻探的老气田,地质资料不全,缺乏系统的研究成果。为更好地开展低效油气合作开发,挖掘资源潜力,有必要对该气田三叠系嘉陵江组低效气藏地质特征进行分析、总结和研究。通过对动、静态资料的分析认为,该气田嘉陵江组纵向上多产层特征突出,平面上产能分区明显,压力系统多样;并首次针对川东南部碳酸盐岩气藏,采用量化手段分析证明了裂缝对改善储层储渗性能的贡献。进而提出了该气田下一步挖潜思路:北段中渗区、顶部高渗区已进入后期挖潜生产阶段,应针对已有的报废井、低效井进行排查、制订科学开采措施;南段中低渗区今后的工作重点主要是选择有利部位部署井位,提高采气速度,最大限度提高产能;同时对于首次发现的东溪西潜伏构造,也提出了加快勘探开发的建议。 相似文献
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河31断块特高含水期剩余油挖潜措施 总被引:5,自引:0,他引:5
为了进一步提高河31断块的采收率,从精细油藏描述入手,开展了特高含水期剩余油分布规律及挖潜对策研究。应用定向斜井及侧钻井技术、水动力学方法等进行调整挖潜。经矿场实施后,水驱开发效果得到了明显的改善, 采收率由42.2%提高到45.98%。实践证明侧钻井、定向井、水动力学方法是复杂断块挖潜的有效方法。 相似文献
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川西新场气田主力气藏已进入开发中—后期,挖潜增产是维持气田效益开发的重要手段。随着高品质气层动用程度增大,原有挖潜选井标准不再适用,亟需建立新的选井选层评价标准。为此,通过对新场气田蓬莱镇组气藏典型挖潜井开展挖潜效果评价,分析挖潜层段气层品质和储量动用程度,结合单井生产情况,建立了适用于研究区现今开发特征的挖潜选井原则。结果表明,需综合考量录井、测井、地震响应、邻井动用等多因素确定挖潜井及层段,降低挖潜失利风险;在同一有利区带或同一裂缝走向选取挖潜井时,邻井井距下限为350 m,相应井距下的邻井单层累计产气量上限为0.20×108 m3;次级有利微相多层合采更适用于老区中—后期开发,可增大挖潜获产几率。 相似文献
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李雪松 《勘探地球物理进展》2011,(6):35-39
大庆油田长垣水驱已进入特高含水期开发阶段,剩余油分布高度零散,但水驱产量仍占主导地位,在目前水驱开发井网密度较大的情况下,仅依靠常规的调整挖潜措施改善开发效果的难度较大。通过对大庆油田杏四~六面积北块一次加密井网开发现状、存在问题及油层动用状况进行深入分析,搞清了区块各类油层目前剩余油的分布状况,确定了一次加密井网两套层系(萨尔图、葡14及以下)互换进行二次开发的可行性,为下步调整挖潜提供了有利依据。 相似文献