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辽河油区注水开发油田产液量变化规律认识 总被引:5,自引:3,他引:2
辽河油区注水开发油田储层类型多样,油品性质多样,运用油藏工程方法,利用不同类型注水开发油藏无因次采出指数与含水关系,明确了不同类型油藏含水变化对产液量的影响规律,并进一步研究了注水开发油藏采液速度与采油速度的关系.分析认为:保持合理的采液速度是中、低含水期油田稳产及高含水期减缓递减的有效手段.该研究可为不同类型注水开发油藏采液速度的优化提供借鉴. 相似文献
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对于顶气边水窄油环油藏开发,成熟的开发经验较少,高效开发难度很大。针对渤海海域JZ油田顶气边水窄油环油藏开发初期井网优选、开发中后期剩余油挖潜和气窜水锥后管理难度大的问题,以大气顶弱边水和小气顶强边水油藏为代表,开展了顶气边水油藏井网优选、油气水三相运移规律、剩余油挖潜策略、气窜水淹特征及稳油控水(控气)技术等方面研究。根据研究结果提出了水平井井网新模式,对于大气顶弱边水油藏,水平段垂向位置设计位于油柱高度的1/3处,对于小气顶强边水油藏,水平段垂向位置设计位于油柱高度的2/3处;大尺度三维物理模型及数值模拟表明,采油速度越大,油气界面及油水界面往生产井移动速度越大;结合水平井井间剩余油为“土豆状”分布的认识,提出了井间加密方案;结合工区内试采生产资料,利用油藏工程方法和数值模拟方法分别建立了见气诊断图版和见水诊断图版,有效指导了油田稳油控气(控水)措施实施。根据以上研究,JZ油田采用该系列技术开发10年,含水率控制在25.0%以内,气油比维持在700 m3/m3以下,预计生产25年可提高采收率2.3个百分点。该研究对同类顶气边水窄油环油藏的开发具有一定的指导意义。 相似文献
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《非常规油气》2015,(5)
气顶油藏的开发方式具有多样性,影响因素较多,容易出现油气水互窜、层间干扰、气油比持续上升等问题,开发难度较大。以尼日尔G油田气顶油藏开发为例,在对气顶边水油藏开发机理研究的基础上,细化单砂层油气藏类型研究,提出先采油、后采气、细化出开发单元、优化采油速度。数模结果表明,2%的采油速度开发效果最好,有较长的稳产期,采出程度高;依据气顶指数,划分不同能量小层,避免不同能量的油藏合采数,维持稳产。依据能量大小及开发井位置,优化开采方式与工作制度;通过油气层连通状况分析,确立开采同一连通砂体最优井距为700m以上,可避免井间干扰。为保持高产井稳产,适时边部井转注补充地层能量,且采取低部位注水优于等深度注水的开发策略。 相似文献
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春光油田排2油藏具有孔隙度大、渗透率高、原油粘度低和边水能量充足的特点,该油藏无水采收率高,地层压力基本稳定,但边部油井见水后含水率上升迅速,边水推进不均匀,使得局部油井过早水淹。为此,研究了该油藏的边水运动规律。结果表明,边水推进速度与采油速度成正比,单井含水开发时间与等效产液量成反比。在此基础上,应用数值模拟技术,对该油藏开发技术政策进行了研究。结果表明,当单井含水率为90%时关井,可以在保证较高产油量的同时,大幅度减小累积产水量,油藏生产压差为0.3~0.4MPa可获得较大的净现值,构造低部位井排小压差生产,高部位井排根据采油速度适当放大压差生产,可以减缓边水局部突进,提高采收率。 相似文献
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渤中34-1油田为复杂河流相油藏,以3%以上采油速度实现连续5年稳产高效开发。目前随着油藏含水上升,油田已进入中含水生产阶段,老井产量递减趋势加大,同时由于河流相非均质性影响,尤其受地震资料及测试资料少限制,剩余油分布复杂,油藏潜力认识不清,调整挖潜难度大,导致稳产难度加大。该文对于缺乏资料认识的区域,探索用流压与产量压降试井等方法落实储量潜力;对于油藏认识程度较高区域,采用油藏优势动用潜力丰度评价等方法对剩余油进行定量表征,同时开展精细注水研究,优选注入压力,提高单井注水效率;通过对储量潜力的系统研究,为下步调整提供科学依据,也为海上类似油藏开发提供了借鉴。 相似文献
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港172断块是一个气顶边水构造油气藏,通过对其气顶和边水能量的研究分析,确定了该断块的开发程序。首先充分利用气顶和边水能量,开发动用纯油区;此后边外注水补充地层能量开发动用缓冲区;最后在开发过程中深化认识油藏,合理调整开发方案。投入开发以来,该油藏获得了连续7年的高速高效开发。从采油速度、稳产年限、采收率等油藏开发主要指标分析,港172断块属于一类开发水平,预计最终油藏水驱采收率可达40.8%。开发实践表明,这套开发方式不仅使该类油藏有较高的开采速度,而且确保达到了良好的开发效果。 相似文献