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大庆萨南油田已进入特高含水开发阶段,油田开发面临储采失衡的矛盾日趋严重。为保证可持续开发,应用井震联合技术搞清过渡带四条带外扩区域构造储集层发育状况,进一步落实外扩区开发潜力。根据过渡带地区储集层发育特点,优选适合油水过渡带的合理注采井距、加密调整布井方式。在典型区块实施加密调整,增加可采储量19.6×10~4t,按照研究区开发模式,可在萨南油田西部过渡带四条带及外扩区3.98km~2推广应用,为过渡带外扩挖潜提供实践经验。 相似文献
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宋芳屯油田南部葡萄花油层储层发育差,注采难度大,目前处于低效开发阶段。以芳156区块为例开展剩余油分布特征研究,分析已加密区开发效果,具体阐述综合挖潜措施,即对优化井网开展加密调整、对优化井型部署水平井和对老井进行综合治理。通过井网加密与注采系统调整,统一考虑新老井,完善注采关系,充分挖掘剩余油,可以达到改善区块开发效果、增加可采储量的目的,同时能为编制同类区块综合调整方案提供技术支持。 相似文献
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喇萨杏油田在层系井网重组过程中,应用多学科油藏研究和层系井网优化技术,确定了分类油层层系井网调整的技术经济界限,形成“层系细分、井网独立、井距优化、匹配调整”的层系井网重组方式。2008年以来在多个区块开展不同形式的层系井网重组试验,实施后改善了区块开发效果、水驱采收率得到提高,为特高含水期砂岩油田的层系井网重组提供了借鉴。 相似文献
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新民油田民3区块进入高含水期阶段,综合利用地质、测井、岩心及动态资料研究其目前生产现状,发现该区块裂缝断层发育,水淹水洗严重。针对问题,为实现稳产,对该区块进行研究,综合分析提出解决矛盾的对策。研究该区块扶杨油层隔夹层类型、分布特征、砂体特征,分析出剩余油分布规律,进行剩余油挖潜同时针对高含水特征采取精细注水调控,水井排加密和堵水主力层位、压裂接替层等对策,取得了一定效果。 相似文献
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为了降低能耗,控制产能建设投资,对大庆油田老油区控制产能建设投资的开发调整技术进行了研究。根据不同区块开发历程,进一步优化开发次序、布井方式、完井方案设计等关键环节,实现了井网的有效衔接,提高井网的利用率,降低了产能建设投资,达到了一次投资、多次利用的目的,从而为油田持续高效稳产提供技术支撑。 相似文献
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针对孤东油田七区中聚合物驱后剩余油分布更加零散,挖潜难度增加的情况,应用油藏数值模拟的方法,进行注采井网调整的可行性以及调整方式的研究。研究结果表明,孤东油田七区中后续水驱阶段通过水井抽稀、油井局部加密的方式进行井网调整,可提高采收率1.68%,有效改善油藏开发效果。 相似文献
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龙虎泡油田主体区块近10年来陆续通过补、压等方式动用了部分有效厚度以外的储层,证实这部分层有一定的产油能力,这种未达到有效厚度解释标准却有产油的边际层是龙虎泡油田主体区块稳产的潜力所在。利用探井取心资料,统计油斑以上的测井曲线值,确定边际层标准。同时兼顾周围已动用井对应层的产出情况,分析龙虎泡油田主体区块油水井补孔潜力。研究表明,龙虎泡油田主体区块可补孔的潜力层分为2类,即边际层和历年加密井未动用高含水层;龙虎泡油田主体区块萨尔图油层潜力主要分布在43排以北,砂岩厚度多在2.5m以上。 相似文献
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红河油田是鄂南致密砂岩油藏的主要区块,针对该油田开发过程中存在钻井周期长、机械钻速慢、生产成本高等问题,采取相应的水平井井身结构优化技术,包括三级井身结构优化技术(井眼轨迹控制技术和套管安全下入技术)以及二级井身结构优化技术(完井方式和配套技术的优化)。现场施工表明,实施水平井井身结构优化技术后,钻井周期明显缩短,生产成本下降,取得了良好的开发效益。 相似文献
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随着勘探评价的深入,安塞油田浅层逐渐成为下步开发的主力区块之一。由于浅层具有含油层系多、油层厚度相对较小、储量丰度低、渗透率低、油水分异差等特点,且分布较为分散,用常规技术开发单井产能太低,不能实现Ⅱ类和Ⅲ类储层有效动用。为了提高开发效果,在对浅层沉积相、储层物性与已开发老区差异分析的基础上,通过室内研究及现场试验,从布井、钻井、储层改造方式等方面提出了一套适应安塞油田浅层开发的水平井技术,实施效果证明了该技术对安塞油田特低渗透储层有效开发是行之有效的。 相似文献
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对于注水开发的非均质砂岩油田,只有搞清注采井网的完善程度和剩余油的分布状况,才能有针对性地采取挖潜措施,提高油田开发水平。针对喇萨杏油田非均质严重、开发时间长、含水率高的特点,首先在检查井资料分析的基础上,明确了影响特高含水期剩余油形式的两大主要因素;其次以精细地质研究和渗流理论为基础,提出了基于井间非均质性的注采关系定量评价方法;最后将注采关系与剩余油评价结果相结合,发展了特高含水期的10类剩余油潜力类型和4种调整潜力的快速评价方法。提出的方法具有操作简便、人为影响少的优点,可广泛应用于水驱砂岩油田的剩余油潜力类型及挖潜措施的研究。S 开发区 B1区块的评价表明,特高含水期以零散的注采不完善型剩余油为主,挖潜措施主要是堵水和压裂,现场实施取得明显的增油降水效果。 相似文献
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长垣油田已进入特高含水开发期,剩余油分布高度零散,断层附近成为主要的剩余油富集区。利用井震结合精细断层解释成果,分析了断层附近潜力部位,采取部署高效井及相应配套调整措施,高效井设计思路由原来"躲断层"向"贴断层、保注采、整体配套调整"的方向转变,取得了较好的开发调整效果,拓宽了特高含水期油田挖潜技术路径。 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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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
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春风油田的石炭系是准噶尔盆地车排子凸起重要的勘探层系之一,属于裂缝型油气藏,具有巨大的勘探潜力。春风油田的石炭系储层勘探程度较低,目前仅部署少量直井进行试采,取得了一定效果,但直井钻探沟通裂缝少,产能较低。对于储层较薄、直井钻探评价效果不理想的区域,可以部署侧钻水平井进行开发,充分利用老井,节省开支。老井排664井为直井,因储层油气显示不理想,采取裸眼完井,水泥固封。排664井在技术套管下方裸眼处侧钻,采用短半径水平井技术,顺利钻至目的层,分析了技术难点,列举了轨迹优化、钻头选择、轨迹控制、钻井液技术等相应技术措施,顺利钻至目的层。排664井侧井的成功为该区块利用老井开发石炭系储层提供了借鉴。 相似文献