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边水稠油油藏占渤海非常规稠油三级储量的50%左右,为了探索海上边水稠油油藏多元热流体吞吐开发的可行性,参考渤海A油田南区实际油藏参数建立典型模型,利用数值模拟技术,分析了边水稠油油藏多元热流体吞吐开发效果影响因素及影响规律,得到了各因素的敏感程度,并确定了最佳的距边水距离。研究表明,距内含油边界距离对边水稠油吞吐开发效果影响最大,其他因素影响程度依次为渗透率、原油黏度、水体大小、地层倾角、布井层位;当距内含油边界在200m及以上时,开发效果较好。研究成果同渤海A油田南区实际生产认识较为符合,对今后渤海边水稠油油田的开发具有一定的借鉴和指导意义。 相似文献
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渤海海域拥有丰富的稠油资源,长期注开发使稠油储层物性发生了较大变化。通过室内试验、油藏数值模拟及测井参数解释方法对渤海Z稠油油田储层的孔隙度和渗透率2种主要物性参数进行分析,总结出了注水开发前后储层物性的变化规律。研究表明,经过长期水驱后,油田的平均孔隙半径、平均孔隙度和渗透率整体都有所增加,但表现出2种相反的变化趋势:低渗透储层孔隙度、渗透率减少;高渗透储层渗透率增加,大孔隙的数量逐渐增多。储层这2种相反的变化趋势导致储层非均质性更加严重,储层层间矛盾日益突出。 相似文献
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高21块莲花油层属于厚层块状砂岩稠油油藏。由于储层渗透率低、原油粘度及泥质含量较高等原因,导致直井开发存在周期产量低、开发效果差的问题,且由于纵向上储层非均质性强、各小层动用程度严重不均等问题,采用直井开发采油速度低、达不到标定采收率。在深入开展测井二次评价、区块动态资料分析和精细小层对比工作的基础上,对高21块莲花油层进行整体解剖,寻找其中的优质储层,利用分支水平井技术渚行开发部署,现场实施效果黟著。预计可摆高采收率5%. 相似文献
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NB35-2油田北区为渤海典型的注水开发稠油油藏,由于原油黏度大,随着不断开发,该油田出现含水上升速度快、层间动用不均衡、存在大量低产低效井及关停井等问题。针对存在问题,通过对动静态资料分析,结合剩余油分布规律开展精细注水研究、弱凝胶调驱研究,旨在改善注水井吸水剖面,控制高渗层注入水突进,增加中低渗透层储量动用程度,减缓油田含水上升速度;同时利用新的钻完井技术——大曲率中短半径侧钻,对NB35-2油田低产井及关井进行侧钻研究,实现投入成本降低,产量及经济效益的提升。通过多种技术方法成功应用,NB35-2油田增加可采储量43.58×104 m3,提高采收率2.2%。在低油价寒冬下为海上稠油油田提高原油采收率研究提供了宝贵的经验和方法,具有一定的指导和借鉴意义。 相似文献
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濮城油田经历了20多年的高速开发后,目前已进入了高含水开发后期,常规方法在经济效益等方面已很难适应油田开发的需要。基于此,开展了濮城油田水平井挖潜试验。试验结果表明,这类油藏在应用新的挖潜技术后,油藏的整体采收率得到进一步提高,且有较大的剩余油挖潜空间。 相似文献
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为高效开发大庆油田中高渗透油藏、薄层、低渗透油藏及稠油油藏,针对国内外超短半径侧钻水平井技术特点,简化施工过程,减少施工难度,增大井眼尺寸,改进完井技术,通过现场试验,形成一套成熟的超短半径侧钻水平井钻、完井工艺技术,并通过油田开发实践,完善油藏选井、选层、选完井等配套技术.结果表明,该技术在不同类型油藏中能够有效提高油井产量和水井吸水指数. 相似文献
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超稠油油藏水平井开发效果影响因素研究 总被引:1,自引:0,他引:1
某稠油油藏自采用水平井开采以来,产油量经历了先上升和逐渐下降阶段,开发效果先变好后变差。为给下一步采用水平井更好开发该油藏提供依据,从有效厚度、原油粘度、水平段长度、水平井纵向位置、注气强度、注气速度、果注比等参数角度对开发效果的影响进行了研究,并且对注采参数与开发效果之间进行了灰色关联研究,得到了各参数对水平井开发效果的影响规律与相关优化值。灰色关联法分析表聪,注气强度、注气速度与水平段长度等技术指标中,注气强度为影响该油藏水平井开发效果的主要技术四素。 相似文献
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致密油层具有储集孔隙空间小,渗流能力差,非均质性强,岩性、电性变化大,油水关系复杂、流体测井识别难度大等特点,如何有效利用测井资料评价该类油层,对油田的勘探、开发具有重要意义.以鄂尔多斯盆地合水油田庄9区致密油层长82油层为例,充分利用测井、取心、录井、测试分析等资料,建立了合水油田长82油层测井参数解释模型:研究区开发井密度曲线较少,选用声波时差建立了孔隙度解释模型;孔隙度与渗透率相关性较好,利用两者交会图法获得渗透率模型;采用阿尔奇公式计算得到研究区的含油饱和度解释模型.并确定了储层评价下限标准:渗透率下限为0.1mD,孔隙度下限为8.0%,声波时差下限为220μs/m,电阻率下限为20Ω·m,含油饱和度下限为45%.该模型及下限标准为研究区致密油层的识别、储量的提交与升级提供了依据,也为复杂致密储层的测井评价提供了借鉴. 相似文献
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鄂尔多斯盆地下侏罗统延安组油藏是盆地内主要的勘探开发目的层,在盆地分布范围很广,从盆地西缘的断裂带附近到陕西省安塞县以东均有发现。延安组油藏埋藏浅,成藏规模小,砂体与构造的良好匹配是成藏的控制因素。这类油藏在志丹油田数量众多(古甘陕古河道两侧附近),由于其埋藏浅、物性相对较好,边底水能量较为充足,利用边底水天然能量开发,采收率可以达到20%~30%。通过对志丹油田延安组小油藏地质及开发特征的认识,分析了一个小油藏2067井区延安组延9油层组2砂层剩余油分布特征及开发潜力,提出了综合治理对策,利用水平井产能预测公式计算得出,水平井稳产期后日产油11.4t,2067井区日产油可达30t,预测采收率可达25.5%,为志丹油田众多延安组小油藏的开发提供借鉴。 相似文献
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针对复杂小断块砂岩油藏取心资料较少、测井评价困难的问题,提出了建立有效孔隙度、原始含油饱和度的理论测井解释图版。该方法以苏北盆地区域资料为基础,统计有效孔隙度、含油饱和度与岩心骨架成份、粒度、渗透率、油藏埋深等之间的关系,利用上述关系建立了有效孔隙度、原始含油饱和度的理论测井解释图版,并在未参与上述研究的苏北盆地A油田进行验证,取得了良好的应用效果。该方法对小断块油田勘探具有较大的指导意义。 相似文献
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河南油田稠油油藏具有"浅、薄、稠、散、小"的特点,注蒸汽热采后期,储层油水在纵向及平面上分布更加复杂化,热采效率低,开发效果差。依据大量的开发取心资料、动态监测资料、岩心实验分析资料和测井资料,对稠油油藏在开发中后期油层物性变化规律及剩余油在纵向上及横向上的分布规律进行了研究。这些研究为油田后期开发指明了方向,并为油田开发方案的设计、增产挖潜,提高采收率提供可靠的保证。 相似文献
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介绍了八面河油田薄层稠油油藏热采实践。通过不断的技术攻关,现场探索试验,完善配套工艺,逐步发展形成了适合八面河油田薄层稠油油藏的热采工艺技术。该技术以优化注汽参数和选井选层为核心,以热采防砂、油层保护等为关键,突破了稠油油藏热采开发的筛选极限,提高了开发效果,对提高其他稠油油藏采收率具有借鉴意义。 相似文献
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经过多年的稳产高产,大庆油田进入高含水阶段,由于油层多,层系之间的差异大,井网划分跨层系现象较为普遍,剩余油分布越来越复杂,给油田稳产和调整挖潜带来的难度越来越大,剩余油分布预测成为高含水期油田的开发关键。为定量分析大庆油田进入高含水期的剩余油分布特征,以精细油藏描述为基础,结合油藏开发动态,利用油藏数值模拟技术再现油藏生产过程和不同时期油水分布。基于大庆油田北三区西部开发数据和监测资料,利用地质模型对区块生产过程进行了模拟,再现了油藏开发历程。由于层段多、砂体形态复杂、层内非均质性较严重,油层部分部位控制程度相对较差,在油层的边角部位、差油层及层内差储层段成为剩余油分布的集中区。以该剩余油的分布特征提供相应的措施调整,从而解决油藏注水开发中的3大矛盾,对油田开发生产起到了很好的指导作用。 相似文献