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由于海上断块油藏地质构造、油水系统等的复杂性,综合调整对策研究成为重点.南海西部A油田属于断块砂岩油藏,具有初期产能高、产量递减快、注水效果差异明显、各断块采出程度差异大等开发特点.对该油田进行开发指标效果评价,从"注好水""注够水""精细注水""有效注水"的角度,筛选确定了水质达标率、能量保持水平、水驱储量控制程度、水驱储量动用程度、水驱状况、含水上升率、剩余可采储量采油速度等7项评价指标,表征注水工作在油藏、工艺、生产的系统性特点,客观反映海上水驱砂岩油藏的开发水平.然后对海上断块油田提出了增产措施和建议:建立定量地质知识库,采用针对性的工艺技术,加深对断块破碎程度的认识;及时补充地层能量,抑制地层脱气,注水时地层压力不能低于饱和压力;采用低部位注水、高部位采油的三角形井网,并考虑进行气水交替注入的注水方式;合理的井网密度等.这些措施可以更加有效地对海上复杂断块油田进行开发调整.该研究对同类型的海上断块油藏综合调整具有重要的借鉴意义. 相似文献
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海拉尔油田属于复杂小断块油藏,自然递减和含水上升速度难以有效控制已严重制约油田的开发。通过不断深化油田地质认识、精细油藏描述,系统研究了不同类型油藏注水受效规律。针对不同类型油藏注水受效特征及主要开发矛盾,实施了针对性的综合调整。从而形成了一套适合海拉尔复杂小断块油藏的综合调整技术系列,实践表明该技术可有效控制油田产量递减率、含水率上升速度,应用前景广阔。 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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考虑储层渗透率、断块面积、断块长宽比以及地层倾角等地质因素,建立了68个不同的概念地质模型,设计了420个数值模拟方案,系统研究了特低渗透复杂断块油藏合理的注采井网形式。数值模拟结果表明,渗透率较低,宜采用五点井网;渗透率较高,断块面积较大,宜采用反七点井网;窄条带状断块长宽比越大,反七点井网越适宜;渗透率越大,地层倾角越大,底部注水开发效果越好。在海拉尔油田典型断块的应用结果表明:窄陡断块,宜采用底部注水方式,特低渗透宽缓断块,宜采用反七点井网,开发效果均较好。该研究对特低渗透复杂断块油藏注采井网优化和井网部署具有参考价值。 相似文献
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河西务构造带历经30年勘探开发,目前已处于开发的中后期阶段,采出程度较高。多年的勘探开发证实,河西务构造带为一复式油气聚集带,沙四段是主力产油层,探明石油地质储量占总量的60%,已发现油藏受反向断层控制为主,发育反向断块、断鼻圈闭,现在评价潜力较大的反向断块已基本钻探。前期通过精细油气成藏条件分析,提出顺向断块油气成藏模式,优选2个顺向断块进行了精细评价,部署2口评价井,其中一口井目前已经完钻,取得较好的钻探效果和认识,对油藏评价具有重大的指导意义,构造背景优越的顺向断块油气成藏控制因素研究与实施有望是该区带寻找优质储量的重要接替战场。 相似文献
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《长江大学学报》2020,(2)
结合海拉尔盆地储层地质特征和开发现状,分析了其不同岩性储层开发中存在的问题。海拉尔盆地属于复杂断块油藏,具有含油面积小、断块破碎、构造倾角大、扇三角洲沉积、非均质性强、油层变化快等地质特点,储层岩性包含砂砾岩、裂缝性潜山、含凝灰质砂岩及特低渗透致密砂岩储层。投入开发以来,受复杂地质条件影响,砂砾岩油藏含水上升快、潜山油藏底水锥进快,含凝灰质储层特低渗及致密砂岩储层水井注入困难,难以建立有效驱动体系。针对不同岩性储层暴露的开发矛盾,以油藏精细描述为指导,实施井网加密、注聚调剖、周期注水、注CO_2混相驱及大规模压裂等调整对策。通过近10年开发调整,改善了海拉尔盆地复杂断块油藏开发效果,形成了一套适合海拉尔盆地复杂断块油藏不同岩性储层的综合调整技术。 相似文献
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中东D油田S油藏为典型的低渗碳酸盐岩稠油油藏,因"低渗、油稠"等突出特点,在现行井网和开采方式下油藏开发效果差,油藏储量动用状况分析成为开发决策的关键。为定量分析S油藏储量动用状况,以油藏地质模型为基础,结合油藏开发动态,利用油藏数值模拟技术开展了储量动用状况分析及提高储量动用率对策研究。结果表明,由于油层较厚,井网不完善,油藏层间和平面动用状况差异大,采用"立体井网加密"开发对策可有效提高油藏储量动用程度和采收率。 相似文献
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A井区是由B断层和近北东向的C断层夹持的小断块。该断块以前一直归属于D区块进行开发,2015年通过井震结合重新落实构造,该断块仍处在大洼断层上升盘,与E油田主体同属一块。构造重新落实后,结合新建储层二次解释,该井区含油面积增至0.5km2,地质储量增至158×104 t。以前井区内共有9口油井,累计产油39.71×104 t ,采出程度较低(为25.1%);井区仅有的3口注水井均位于断块边部,注采井网不完善,区块整体水淹程度较低,部分区域未水淹。针对上述问题,通过精细油藏地质体研究、精细量化剩余油分布特征研究及分层系开发井网优化部署研究,一次部署调整油井14口、注水井12口。在中东部区域优先实施直井2口,日产能力较高达(23.9t ),取得较好的开发效果,为该井区分层系规模开发提供了依据。 相似文献
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番禺油田上部油藏属于海相砂岩稠油油藏,下部油藏属于海相砂岩稀油油藏,早期开发策略为开采下部的稀油油藏为主、兼顾上部稠油油藏。随着地质油藏认识的不断更新,油田储量规模的不断增大,实施了以开发上部稠油油藏为主的调整项目。针对调整项目实施完毕后,稠油油藏开采井数大幅增加,单井液量、含水上升快,FPSO(浮式生产储油卸油装置)油处理能力、海管混输能力一定程度受限等问题,综合考虑油藏、井筒、地面设施之间的制约关系,提出了地质油藏特点认识—动态分析—动态指标预测—管网一体化研究—产液结构优化方案—近期措施建议—实施效果评价的一体化研究流程,对稠油油藏在生产水平井进行了产液结构优化研究,找到了油藏提液的潜力,得到了油藏合理的提液时机(含水率80%左右)及幅度(20%左右),通过多方法、多因素相结合系统的研究,优化了油田及单井的生产方案,跟踪评价近期实施方案取得了较好的提液效果。 相似文献
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低渗透油藏目前在水驱过程中出现了含水高、采油速度低和注入水利用率不高等情况。以乾安油田为例,针对这些问题,对该油藏水驱油特征和渗流规律进行了试验研究,对油田高含水期采收率不高进行了理论分析;对该油藏开采特征和开发过程中出现的问题进行分析,提出了相应的开采对策,对有效开发同类低渗透油藏具有一定的指导意义。 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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钟市油田是一个超覆沉积在荆沙组剥蚀面上的多层叠瓦状砂岩油藏,具有岩性复杂、含油层组多、油砂体多、油藏类型多、断层多、油水关系复杂等诸多难点。通过油藏精细构造和地质研究,在细分层系的基础上,重新归位重组井网。采用老区补缺、扩边等方式,完善注采井网,提高储量动用和水驱动用程度,有效改善了油藏水驱开发效果。2011~2013年年均含水上升率均为负值,注采对应率由50.6%上升为62.4%。累计年产油量增加3.49×104t。 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