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盘古梁长6油藏是一个特低渗、低压、低丰度的"三低"岩性油藏,天然微裂缝和人工压裂裂缝发育,随着开发的不断深入,油藏进入中含水开发阶段,含水上升速度加快,主侧向井矛盾加剧,持续稳产难度加大。结合油藏地质特征与生产特征,该油藏见效特征规律分3种类型(上升型、稳定型、见水型),以见效稳定型为主。见水特征规律为大部分油井含水处于较低水平,产能较高,但伴随着含水率的升高,单井日产油量逐渐减小,且下降幅度较大。分析见水原因主要包括:裂缝沟通造成主向井含水快速上升;高渗带的影响;由于物性不均造成水驱不均,导致油井见水;中部高采出程度井含水上升;产液强度偏大造成含水上升。通过研究中含水开发阶段的见效见水特征并制定相应的治理对策,对油藏持续稳产具有重要意义。 相似文献
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河南油田第二采油厂靠边水能量开发的油藏,因含油宽度窄,储层非均质性强,边水能力强等因素影响,采油井见水时间短,采收率低。根据第二采油厂边水油藏的特点,建立了能够模拟油藏边水生产过程的物理模拟试验装置,从氮气抑水增油机理、油藏适应条件2个方面进行研究。结果表明:氮气抑水增油技术适用于中高渗透储层边水淹的油井,达到了抑制边水的目的,在改善边水淹油井的开发效果方面效果明显。 相似文献
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依据鄂尔多斯盆地长6油层组储层的地质特征,研制了均质、非均质及裂缝型等3类模拟目标储层性质的人造岩心,并利用研制的储层模型开展了水驱窜流影响因素评价实验。实验可知,长6油层组储层受微观非均质性的影响,见水时间早且见水后含水率上升快,同时受微观非均质影响,驱油效率比中高渗透储层驱油效率低10%以上。岩心非均质程度增大,见水PV数逐渐减小,见水后含水上升快,当渗透率级差为50时,采收率比等渗透率均质油藏低12%。含裂缝的岩心中,注入水窜流严重,裂缝型特低渗油藏与同等渗透率均质油藏相比,采收率降幅近50%。 相似文献
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地层水的侵入严重制约着有水气藏的高效开发,储层渗流条件、地层水水体的大小和存储方式是影响气藏采收率的重要因素。因此,弄清地层水的存储方式对于制定合理有效的治水方案和提高采收率具有重要意义。基于出水机理和水侵特征,首次提出了岩性物性差异局部封存水和断层封存水的概念,并通过实例详尽分析了各种地层水存储方式的水侵特征、水侵模式以及对气藏开发效果的影响。蜀南地区碳酸盐岩有水气藏地层水的存储方式可分为可动自由水、岩性物性差异局部封存水和断层封存水,其中可动自由水包括构造圈闭气藏的边水和底水,岩性物性差异局部封存水包括构造圈闭条件下的局部封存水、裂缝圈闭系统的边部水和底部水。 相似文献
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在对最新的钻井、岩心及薄片等大量地质解释资料进行综合分析的基础上,深入探讨了川东云安厂地区黄龙组储层特征及孔隙类型.在储集空间类型分析的基础上,依据时间序列及成岩作用改造因素,对储层成因类型进行研究.结果表明,研究区黄龙组储层岩石类型以各类颗粒白云岩、粉晶细晶白云岩及云质岩溶角砾岩为主;孔隙以晶间孔、晶间溶孔、粒内溶孔、粒间溶孔、角砾间溶孔等次生孔隙为主;按储层成因类型来看,可分为保持型储层、溶蚀型储层、云化型储层3大类,且识别出若干储层所组成的复合型储层;按照时间序列及成岩作用改造因素,进一步将溶蚀型储层划分为准同生期选择性溶蚀储层、表生期岩溶储层及埋藏期溶蚀储层.保持型储层与高能颗粒滩相息息相关,主要表现为颗粒间孔隙得以保存,未经大规模破坏及充填后期成岩矿物;溶蚀型储层表现为在经历多期次溶蚀作用改造后,以各类溶蚀孔隙为主要储集空间的碳酸盐岩储层;而云化型储层则为经过白云岩化作用改造后,以晶间孔为主要储集空间的碳酸盐岩储层;黄龙组优势储层的形成,往往表现为在"相控型"储层的基础上,在成岩阶段经过多期成岩流体的的叠加改造,从而形成有效的次生孔隙富集带. 相似文献
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在胜北地区低幅度构造背景下,上侏罗统喀拉扎组(J3k)油藏Ⅲ、Ⅳ油组储层微观结构复杂,油、水分布关系多样,油、水层电性对比度低,测井识别难度大。以胜北地区J3k油藏基本地质特征为出发点,分析了储层微观结构特征和影响储层渗透率的主要原因,提出了油水界面以上近似油柱高度情况下孔隙结构是控制含油饱和度的最主要因素,并以此得出了油气的深度剖面分布规律。基于此,给出了针对性的测井储层评价方法,利用测井资料定量计算方解石含量及多元渗透率模型判别储层类型;并针对不同储层类型,采用符合储层微观特征的、差异化的岩电参数精准计算含油饱和度,核磁共振成像测井识别孔隙分布及流体性质等。该研究方法在现场推广应用中取得了良好的效果,极大地推进了胜北地区的油气勘探开发进度。 相似文献
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姬塬油田长4+5油藏位于鄂尔多斯盆地的中部,属于内陆淡水湖泊三角洲相为主的陆源碎屑岩沉积,属于超低渗透油藏,岩心渗透率为0.58mD,孔隙度11.2%。随着开发时间延长,出现局部微裂缝发育油井见水、局部注采对应性差、个别油井堵塞加剧且有效期短等问题,严重制约了油藏的开发效果。因此在精细地层对比的基础上,重新认识该油藏油水井连通关系,评价一次井网条件下的注水政策,开展堵塞机理及措施类型、参数方式优化研究。通过改善水驱方法研究,与2013年相比,姬塬油田长4+5油藏含水率上升减缓,水驱状况稳定变好,地层压力缓慢恢复并趋于稳定,动态可采储量增加19×104t。 相似文献
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通过A气田已压裂井储层岩石学特征、孔渗物性特征、孔隙及喉道类型、孔隙结构类型等储层特征及压汞和气水相渗等资料,研究了储层特征对压裂效果的影响,明确了渗透率决定压后产能、含水饱和度决定压后产水的规律。低渗储层渗透率主要受粒度、填隙物、微观孔隙结构和成岩作用等方面的影响。分析结果表明,当储层的含水饱和度接近相渗分析的束缚水饱和度时,压后产大水的可能性不大;含气饱和度接近相渗分析的残余气饱和度时,压后以产水为主。为提高A气田低渗气藏压裂效果,压裂选层时应重视渗透率、含水饱和度的求取。 相似文献
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裂缝性碳酸盐岩油气藏开发过程中,油井一旦见水便迅速水淹,缺少立竿见影的控水稳油方法和手段,这类油藏后期开采的难度极大。通过对雾迷山组裂缝性碳酸盐岩油藏油水井生产特征、产量变化规律及采取的降压开采方式生产动态进行分析,结合该类油藏的双重介质特征及油水井的开发规律,利用统计分析方法及数值模拟技术,评价了该油藏的开发效果,并提出了后期开发进一步深化挖潜的措施。研究认为采用继续注水同时适当提液的方式进行降压开采,可更好地把中、小缝洞及岩石系统的生产潜力进一步提升,抑制含水上升和产量递减,可进一步挖掘基质剩余油、提高原油最终水驱采收率。 相似文献
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渤南油田属中等水敏性和速敏性的地层,油藏为轻质油-稀油油藏,原油具有低密度、低粘度和高凝固点等特点,组分含硫量低;地层水总矿化度较高,一般为1100~19900mg/L;水型为NaHCO3型。为研究渤南油田高温低渗油藏储层伤害机理,从地层特性、注入水水质、悬浮物堵塞、游离油和乳化油滴、结垢、细菌及以往增产措施等方面评价了可能对储层造成的损坏及损坏程度。渤南油田地层的水敏性、速敏性和低渗透性是储层损害的内在因素,注入水中悬浮固相颗粒、含油量和细菌严重超标,水质不合格是储层损害的外在因素。 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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针对徐深气田中基性火山岩储层孔隙结构复杂多样和渗流机理认识不清的问题,以安达-汪家屯地区中基性火山岩储层为研究对象,结合常规与恒速压汞、核磁共振、CT等试验资料,剖析储层孔隙结构及渗流特征,对比单井产能关系。结果表明:中基性火山岩储层孔隙结构差,以Ⅲ类偏细态型和Ⅳ类细态型为主,具有孔喉小、分选较差、连通性差的特点;储层速敏性弱,为亲水岩石,呈两相流特征,气驱水效率低;建议以Ⅲ类、Ⅳ类孔隙结构为主的储层采用水平井开发调整以及大规模缝网压裂改造。 相似文献
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