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对海上油田岩心聚合物驱试验的油藏数值模拟反演与应用进行了探索,针对水驱、聚合物驱阶段特点,分析了不同因素对于含水率指标的影响,确定了反演工作的步骤和策略。一方面核实了岩心试验数据,校正了油藏条件下的聚合物驱工作参数;另一方面利用反演模型对类似试验进行模拟预测,分析聚合物驱规律,减少了重复试验工作量和成本,提高了聚合物驱研究工作的质量和效率。反演模型中采用在注入端加密网格、添加注入井的方法,改善了注入压力的拟合效果。通过岩心聚合物驱试验与数值模拟反演工作表明早期注聚可以在海上油田有限的开发周期内提高采收率和开发效率。 相似文献
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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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目前海上稠油油田热采开发仍处于矿场摸索阶段,加之海上热采开发具有高开发成本和高开发风险的特点,因此,亟需明确海上稠油油田常规冷采开发黏度极限。以海上某典型稠油油田为例,运用相似理论建立了与油藏原型相似的物理模拟模型和数字化试验数值模拟模型,并对物理模拟试验结果进行了数字化试验拟合;在此基础之上,开展了大量的数字化试验并利用参数回归得到了在不考虑和考虑稠油启动压力这2种条件下的黏度极限关系式和图版,并形成了同时考虑这些因素的交会图版。结果表明:海上B油田在350m井距、直井注直井采条件下,若要求单井5a平均日产油量不小于10m3,含水率98%采出程度不低于20%、开发20a采出程度不低于20%,则所对应的黏度极限为510mPa·s;若考虑稠油启动压力,则所对应的黏度极限为350mPa·s。海上稠油冷采黏度极限交会图版的建立方法科学可靠、图版成果合理可信,为海上稠油油田开发方式的合理选择提供了理论依据。 相似文献
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注水管柱腐蚀穿孔会严重影响注水开发效果。由于水源变化,海上油田整个生命周期往往经历不同的注入阶段,腐蚀情况也不尽相同,因此有必要找出影响注水管柱腐蚀穿孔的主要因素,同时掌握这些因素在不同注入阶段的变化规律,有助于快速、准确地制定防腐策略。以渤海典型注水油田绥中36-1油田为研究对象,设计高温高压釜失重实验、电化学加速腐蚀实验探究影响注水井管柱腐蚀穿孔的主要因素。研究结果表明,垢下腐蚀是造成注水管柱穿孔的主要原因,表现为注入水结垢趋势较强时,CaCO3晶体之间掺杂有腐蚀产物,导致垢层缺乏致密性,形成了一些微小缝隙,在Cl-的作用下构成大阴极/小阳极的腐蚀电池,当电位差达到一定值时,形成穿孔。防腐策略方面,根据注入水结垢趋势以及所含Cl-对金属的腐蚀倾向划分不同的注入阶段,提出相对应的防腐措施。 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