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水平井压裂开发技术在低渗薄层油藏开发中已取得了较好效果,注采井网的不同导致水平井的裂缝形态及压裂规模不同,由此导致初期产能及最终采出程度差别较大。为了实现水平井压裂开发的产能和经济效益最大化,应用数值模拟方法设计了三种直平混采七点井网。以增加采出程度、缩短见水时间为目标,优化裂缝形态:对称、三角形和四边形注采井网的水平井裂缝形态分别呈哑铃形、纺锤形和橄榄球形。以经济效益最大化为宗旨,优化压裂规模:对称注采井网,整体压裂采出程度最高;三角形和四边形注采井网,压裂采油井经济效益最好。 相似文献
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常规的应力敏感测试方法采用常温、低内压,通过增加上覆岩层压力来改变有效应力,不能很好地模拟地层应力的变化情况。保持岩心围压不变,改变岩心内流体压力,与气藏实际生产过程地层应力变化规律一致,测试结果更具有代表性。结合数值模拟与节点分析方法,得到考虑应力敏感的气藏合理配产。研究表明:岩心渗透率及孔隙度伤害程度均不可逆;渗透率、孔隙度及岩心压缩系数与岩心所承受的应力均呈较好的幂函数关系;同一块岩心,压缩系数受应力伤害程度最大,其次为渗透率,孔隙度受伤害程度最小。矿物成分含量是影响应力敏感的内因。图8表4参20 相似文献
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渤海L油田从投入开发,经历了内部加密、变井网、转流线等多轮次调整,平面剩余油分布零散,纵向水淹规律异常复杂,剩余油挖潜难度大。综合应用岩心、测井、地震、生产动态等资料,对厚层油藏储层进行精细刻画,指导剩余油精细表征和挖潜。研究发现,该油田单砂体平面以对接式为主,纵向叠置以切叠式为主,南部垂向加积型朵叶体剩余油富集在断层附近、潜山围区、砂体沉积边部,可部署定向井挖潜,中部前积型朵叶体剩余油富集在厚砂体顶部及薄夹层下部,可部署水平井挖潜。 相似文献
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秦皇岛32-6油田南区明下段Ⅰ油组3小层(Nm 下Ⅰ3小层)为多期叠置而成的河道砂体,精细解剖砂体的叠置特征是进一步挖潜的重点。基于高分辨率层序地层学原理,对该小层多期河道沉积期次进行了划分与对比,在此基础上,对同一期次砂体沉积微相特征、不同期次砂体之间的夹层特征进行了研究。结果表明,该小层河道砂体可划分为切叠河道型、叠置河道型、单一河道型3种主要叠置类型。由实验井组示踪剂追踪结果可知,不同期次砂体之间的水驱前缘推进速度低于同一期次砂体的推进速度,而同期次砂体之间的水驱前缘推进速度也存在差异。示踪剂跟踪实验证实,对于多期河道叠置砂体而言,叠置类型、单一砂体微相特征及夹层分布共同影响了开发效果。当注采层位分布于不同期次砂体时,其连通关系首先取决于砂体的叠置类型及夹层分布;而当注采层位分布于相同期次砂体时,其连通关系主要取决于沉积微相的变化。 相似文献
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随着油田开发技术的进步,水平井开采技术日趋完善,在底水油藏应用中取得了明显效果。秦皇岛32-6油田西区是典型的底水油藏,该区主体于2002年采用定向井投入开发,投产后基本没有无水采油期,底水锥进、突破很快,经过6年多的开发已进入高含水期,至2008年初,含水83.7%,采出程度5.05%,开发效果较差。基于水平井开发底水油藏试验研究,总结出影响该区水平井开发效果两个主要因素:水平段距离油水界面高度和水平井区隔夹层分布状况。在此基础之上,通过开展隔夹层及剩余油研究,在明下段有利位置布水平井6口,并在实施中应用了随钻跟踪及先进的完井技术。该区6口水平调整井投产后初期产能约是定向井的3倍,全油田预计最终采收率提高0.36%,取得了良好的效益。 相似文献
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秦皇岛32-6油田位于渤海中部海域,油田构造幅度较为平缓,储层为复杂河流相沉积,油藏埋深浅,油质稠,油水关系复杂,投产初期生产状况差,基本没有无水采油期。在没有海上同类油田注水经验可借鉴的情况下,针对油田地质油藏特征和生产动态特点对秦皇岛32-6油田实施了注水开发。注水井选择原则为静态上考虑砂体展布及水驱程度,动态上考虑地层压降及转注井生产状况,用低效井替代设计注水井;注水模式为“早期温和注水,注水强度逐渐增强,在饱和压力附近达到注采平衡”。秦皇岛32-6油田实施注水后取得了很好的开发效果。 相似文献
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古潜山是中国渤海湾盆地油气勘探开发的重要领域,渤中凹陷B区块是近年来中国东部发现的规模最大的凝析气田,该区块为太古宇暴露型潜山,古地貌在储层形成及发育过程中具有重要作用。受古地貌控制,变质岩潜山遭受风化作用时间及强度存在差异,进而影响了风化带储层的发育,尤其是影响了潜山风化带裂缝的形成。在岩心描述、成像测井裂缝解释结果、潜山古地貌恢复及古地貌划分基础上,详细讨论了古地貌对潜山风化带储层裂缝发育的影响。结果表明:(1)古地貌相对高部位风化淋滤作用较强,裂缝密度较大,古地貌直接影响了风化带裂缝的发育,削弱了内幕带储层的岩石力学性质,在一定程度上间接地控制了内幕带裂缝的发育;(2)古地貌对潜山风化带的影响深度存在差异,控制了潜山不同深度带的裂缝形成,B区块古地貌呈现明显的东、西区差异,西区风化裂缝带厚度(平均为277 m)明显大于东区(平均为193 m),西区古地貌影响的风化裂缝带深度也大于东区;(3)古地貌与各组系(期次)的裂缝密度呈明显相关性,即风化带的裂缝发育不仅受古地貌控制,还与各期的构造活动有关,特别是早期的构造活动(印支期)与古地貌共同控制了风化带早期裂缝的形成;(4)B区块发育... 相似文献
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特低渗油藏直井开发注采井距小,单井控制储量有限,但采用水平井注采系统可较好地解决上述问题,从而获得较好的经济效益。文中全面考虑油水两相流、非活塞驱替及产量等影响因素,利用两相流数学表达式,将水驱前缘与油井泄油压力波及距离之和作为设计注采井距的依据,分别研究了特低渗油藏直井与水平井极限注采井距与物性的关系,深入剖析了2种注采系统开发特低渗油藏的差异。实例分析表明,2种注采系统的注采井距与渗透率近似呈幂函数关系,且水平井注采井距是直井的2~3倍,有效解决了直井注采井距小的问题;进一步证实了水平井井间渗流为线性渗流,比直井的注采系统更有利,从而为采用水平井开采特低渗油藏提供了理论基础。 相似文献
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针对目前渤海 BZ 油田经过长期注水开发,注入水沿高渗层、高渗带突破,油井含水上升快的现状,结合海上平台空间有限的特点,运用“在孔喉处堆积-堵塞-压力升高-变形通过”的在线调驱技术,开展了在线调驱技术的室内研究,并首次在渤海 BZ 油田展开矿场先导试验。 试验结果表明,在线调驱技术有效封堵了稠油油田注水开发过程中的水驱高渗流通道,使后续液体产生液流深部转向,扩大了注入水的波及体积,明显改善了水驱开发效果。 同时,在线调驱技术能够在空间狭小的海上平台进行连续、安全的注入,实现动态、深部调驱,是一种新型的海上油田提高采收率技术。 相似文献