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欢北低渗透油藏是一个注水开发油藏,储层渗透率低、非均质强,注水井纵向上存在吸水严重不均的问题,严重限制了区块水驱开发效果的进一步提高。常规高压分层注水技术受井口压力高、层间级差大及单泵增注管柱蠕动加剧的影响,一直存在坐封压力高、分注有效期短及验封测试困难等问题。为改善注水井吸水剖面,提高储层动用程度,2012年以来开展了免释放测调联动高压分层注水技术的研究与应用,实现了高压注水井长期有效注水,油藏注水开发效果得到明显提高。 相似文献
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根据低渗透油藏储层孔喉细小、流体流动困难、孔隙度低、储量丰度较低等地质特点,以及采油井自然产能低、注水井吸水能力差等开发特点,针对海上油田的开发条件,研究了海上低渗透油藏开发的极限注采井距、平面波及系数和纵向动用程度、注采平衡等问题,分析了海上低渗透油藏开发所要解决的三个基本矛盾,即"少井开发"与"建立有效注采"的矛盾、"高效动用"与"波及程度低"的矛盾、"高速开发"与"注采不平衡"的矛盾,指出矛盾产生的主控因素是海上油田开发井少,导致原因是海洋环境和开采高成本。在此基础上,研究了实现海上低渗透油藏有效开发的技术突破方向,指出应从提高单井产量、降低单井工程投资分摊两方面入手,在井型井网和注采方式上探索有效开发新模式。 相似文献
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对于储层物性差、非均质性强的低渗砂岩油藏,开发进入中高含水期后,在优势注采方向易形成注水无效循环,注水利用率低,开发效果差。为此,以井组为单元,依据渗流力学水电相似原理,结合开发过程中的动态监测资料,建立注水量在纵向及平面上的劈分权重计算方法,采用注采方向单位油层厚度累计吸水量、注采方向累计吸水比和注采方向吸水孔隙体积倍数3个参数进行约束,确定优势注采方向在平面上的量化表征参数及其判别标准。实例应用表明:优势注采方向量化表征技术在特高含水阶段精细注水调控方面具有重要作用,注水调控177井次,优势注采方向注水量减少3 115 m3/d,弱吸水方向注水量增加5 376 m3/d,无效注水比例由20%左右降至10%以内。该研究对同类型油藏精细注水调控及剩余油挖潜具有指导意义。 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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长庆油田三叠系特低渗储层分层注水技术研究 总被引:1,自引:0,他引:1
长庆油田三叠系特低渗透油藏的特点是各层启动压力梯度差异大,剖面非均质性严重,多段动用的注水井剖面矛盾较大,部分油层段得不到能量补充,注水效果差。对油藏多层开采区域采用悬压式分层注水措施后,油藏动态特征和动态监测结果表明,分注区域油藏开发形势明显好转,水驱储量动用程度得到提高,注水单向突进现象得到缓解,见效油井增多;地层能量上升,油井产量上升,区域产量上升;注水井吸水剖面得到改善;各小层吸水量趋于均匀,水驱变好;避免注入水沿单层突进,从而抑制了油井见水,取得了良好的经济效益,区块开发水平得到显著提高。 相似文献
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针对渤海湾盆地东营凹陷低渗透砂砾岩油藏储层物性差、非均质性强、井网适应性差,有效动用程度低的问题,采用径向钻孔技术优化研究,通过分析径向钻孔的适应性,纵向上对水淹程度低、动用差的储层实施径向钻孔,平面上变方向适配井网,避免地应力方向变化导致井网不匹配,变长度适配井距,减小注采井距,避开高水淹分布区,实现各方向均衡水驱等措施,形成一套径向钻孔适配井网优化技术。指导实施径向钻孔井7口,实施后单井产能均增加2倍以上,自然递减下降3%,储量动用程度提高20%,增产效果明显。研究认为低渗透非均质注水开发中后期通过径向钻孔均衡了平面水驱,改善纵向吸水状况,达到了适配井网的目的,具有良好的工业化应用前景。 相似文献
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沈625古潜山油藏地质条件复杂,油藏埋藏深度大,油层非均质性强,近年来随着注采井网的不断完善,油水关系不断复杂化,开发调整难度逐年加大.为了充分认清注采对应关系及储层动用状况,通过加大油藏动态监测,不断强化注水剖面、测压资料及注水水驱方向监测等资料的录取、分析与应用,提高了油藏的认识水平,有效改善了油藏开发效果,为下一步油田的开发调整奠定了一定的基础. 相似文献
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留17低渗透复杂断块油藏储量动用程度评价 总被引:3,自引:0,他引:3
留西油田为低渗透复杂断块油藏。油藏构造破碎,断层多,断块多,勘探开发难度大;砂层厚度大,平面变化快,隔夹层分布不稳定,储层非均质严重;储层物性差,开发中出现注水压力高,吸水能力差,油井能量低,采液强度低,纵向动用程度不均。结合数模和动态分析对留17断块进行了储量动用程度评价。从Eclipse数模模型中导出剩余油储量,然后利用C++编程将其转换为surfer格式的数据,并在surfer中进行运算,得到剩余油储量,根据原始储量丰度,计算出动用程度等。 相似文献
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《新疆石油天然气》2016,(4)
大部分低渗透油藏不能做到同步注水,达到注采平衡的油藏更少。沙北油田沙20油藏特点为低压力系数、低气油比、低饱和压力和低油水粘度比。为提高水驱效果,沙20油藏实施了以下做法:采用同步注水开发,第二年实现注采平衡,之后注大于采,注采比保持在1.5;制定了合理的采液速度、注采比、压力保持程度等开发技术界限;通过连续防膨,有效控制了低渗透水敏性储层注水启动压力的不断上升;注水井实施层间分注,层内调剖,减小层间、层内矛盾,提高了剖面水驱动用程度;采油井调整合理的工作制度,高液量采油井控液,低液量采油井措施改造,调整水驱方向,提高注水波及体积。通过上述工作,沙20油藏注水开发5年同类油藏相比开发效果显著。 相似文献
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低渗透油藏储层岩性致密,具有孔喉细、压力系数低、裂缝发育等特点。注水开发单井产量低、产量递减快,稳产基础薄弱;储层非均质严重,动用程度和驱替程度较低;易水淹水窜,采油速度及采收率难以提高。为了克服这些问题,持续攻关形成了精细油藏刻画技术,配套精细分层注水工艺,在低渗透油藏开发中成功应用。油藏精细描述是实施精细水驱的基础,主要包括单砂体精细刻画、裂缝精细表征、储层微观孔隙结构精细刻画等技术。精细水驱包括井网加密调整技术、精细分层注水技术、智能分层注水技术、纳米微球调驱技术、温和超前注水技术等,可解决低渗透油藏注水开发水平及垂向注采不平衡的矛盾,有效提高采收率。温和超前注水技术对克服裂缝开启、地层破裂、启动压力梯度三者间的矛盾具有重要意义,使地层压力维持在相对平均的稳定状态,有利于延长油田稳产期。相对于常规水驱,精细水驱技术预期提高低渗透油藏采收率5%以上。 相似文献
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大庆油田杏六区油藏经过43 a 的注水开发,现已进入高含水开发后期,油层吸水的不均匀程度较为 严重。通过与常规吸水剖面对比,运用洛伦茨曲线详细分析了杏六区2 口注水井之间吸水剖面的不均匀 程度,认为是由储层非均质性及人为因素所引起,并对比了单井在措施调整前后吸水剖面的改善情况,以 及整个区块油藏在不同时期吸水剖面的变化。同时,在分析洛伦茨曲线基尼系数基础上,引入表征吸水剖 面不均匀程度的“不均匀系数”,定量测定各层的吸水状况和吸水剖面的不均匀程度,认为该油藏吸水剖 面极不均匀,并提出适合杏六区油藏的调整措施,为该区后续的注水开发和相应的措施调整提供了依据。 相似文献
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北三区注水井吸水能力变化规律研究 总被引:1,自引:0,他引:1
北三区西部自1974年以来经历了30多年注水开发,目前已进入高含水开采阶段,地下油水分布更趋复杂,注水井吸水能力变化和注水效率也呈现不同的特征。本文从油藏开发动态资料入手,结合该区注水井动态资料和注入剖面资料,从注水量、吸水剖面变化特征和吸水指数等方面着手,对注水井的吸水能力变化类型和产生原因进行归纳分析。剖析了该区注水井的吸水剖面特征,包括小层吸水厚度和吸水强度对比、底部油层吸水强度、正韵律油层底部突进、上部剖面周期性特征和小层吸水量分布特征等方面,进一步了解注入水的纵向分布。并通过分析注水井的视吸水指数变化规律和区块视吸水指数与含水率的关系,得出了整个注采系统流体流动性质的变化以及油层吸水能力的变化趋势。 相似文献
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大庆油区杏六区油藏经过43 a注水开发,现已进入高含水开发后期,剩余油分布零散,低渗透薄差储层动用程度较低。在储层精细地质描述的基础上,应用剩余油综合描述技术,分析了杏六区中部油藏二次加密后剩余油分布特点、油层水洗状况和可调砂岩厚度。针对有效厚度小于0.5 m的表内薄层和表外储层,开展了三次加密调整合理布井方式研究。主要采用三次加密调整与原井网、注采系统调整及后期三次采油相结合的优化布井方式,通过实施调整井网类型、注采井距、注采系统等措施,达到完善注采系统、充分挖潜剩余油的目的。在杏六区中部油藏实施三次加密调整措施后,采收率同比提高2.72%,表外储层水驱控制程度提高9.69%,表内薄层、一类表外储层和二类表外储层动用砂岩厚度比例分别提高了4.32%,6.13%和14.78%,并形成了配套的三次加密调整技术。 相似文献