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X油田南块外扩井处于油水过渡带,由于初期对边水认识不足,能量充足的边水推进导致含水上升,综合含水由初期的33.8%上升到51.0%,日产油由33.4t下降到17.4t。在验证边水存在的基础上,计算了边水水体规模及水侵系数等参数,针对边水对油田开发的影响,提出了合理控制油井的生产压差、关闭水线见水油井、卡堵见水层和加强内部注水等措施,采取上述施后取得了增油降水的效果。 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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由于在实际生产中,天然能量开发强边水重油油藏表现出不同于普通边水油藏及热采稠油油藏的开发规律。因此,利用油藏工程方法等手段对哥伦比亚C油田的开发特征进行深入分析研究。结果表明,水体能量是影响该类油藏开发特征的主要因素;油田中低含水期含水率上升快,高含水期是主要产油期;受原油重度影响,油井在生产过程中易发生含水率突升、产油量突降;随着含水率上升,油田的采液指数上升,高含水期可通过提液增加油井产量。 相似文献
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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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裂缝的存在对致密砂岩油藏渗流特征和开发效果有较大影响。选取松辽盆地北部致密砂岩岩样,采用恒定驱替压差、恒定净围压2种试验方法评价了人工裂缝对致密砂岩岩心应力敏感性影响,通过建立考虑启动压力梯度的油水相对渗透率计算模型,利用非稳态恒压法测定得到了致密砂岩储层岩心造缝前后的油水相对渗透率曲线,分析评价了裂缝对致密砂岩油藏渗流特征的影响规律。结果表明,带裂缝致密砂岩岩心具有强应力敏感性,增大孔隙内压可以促进裂缝开启,降低应力敏感性损害程度;裂缝的存在,使致密储层岩心油水相对渗透率曲线的共渗区范围增大,驱油效率增加,残余油饱和度下水相相对渗透率显著增大,改善了致密砂岩储层的整体开发效果。 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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动态相对渗透率(相渗)常作为已开发但无试验相渗的区块、井区或层位的参考相渗。通过Eclipse软件数值模拟建立注水油藏直井开发模型,使用模型输入相渗和模型输出流量/压差计算的无量纲采油采液指数,对比了“水油比法”和“张型近似理论水驱曲线法”动态相渗求解方法的精度,验证了方法的适用油藏类型,并对比了真实油藏的试验相渗和动态相渗曲线的差异。研究结果表明,张型近似理论水驱曲线法计算的动态相渗与数值模拟输入相渗较为接近,预测的无量纲采油采液指数与模型中的流量/压差数据计算的结果基本一致,对倾角较小的注水和天然边水驱动油藏的预测精度较高,对底水驱动油藏的预测精度较低,动态相渗计算结果与实验室相渗归一化结果一致性较高;水油比法动态相渗基于稳态法相渗实验过程,与油田实际开发过程有本质不同,计算结果误差较大。建议在相关研究中使用张型近似理论水驱曲线方法计算动态相渗。 相似文献
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针对长3油层组储层渗透率低、易受无机垢污染的特点,分析了注入水结垢及矿化度对储层渗透率的影响,筛选了缓速酸酸化体系,并在3口井上进行了现场试验。结果表明,对于渗透率低于0.05mD的岩心,矿化度从14000mg/L降低一半时,渗透率降低7%,HCG缓速酸具有较高的溶蚀能力和较好的缓速性能,HCG对砂岩的溶蚀率为63.85%,比油田在用酸液HCA高47%,而且其缓速性能好于HCA。缓速酸体系在55℃下反应8h后可以使岩心的渗透率提高30倍,对2口水井和1口油井的现场试验表明,该体系起到了较好的增产增注效果,单口油井增油258t,2口水井的増注有效期在100d以上。 相似文献
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南堡凹陷低矿化度地层水条件下砂岩油层电阻率变化范围较大,当注入水矿化度接近或低于地层水矿化度时,水淹层与油层的测井电阻率差别较小,因此利用电阻率测井识别水淹层难度很大。在实验室模拟地下油层水淹过程,以多种矿化度水驱溶液分别驱替饱含油岩石,在驱替过程中测量岩石水驱油电阻率、含水饱和度和水驱倍数等参数,研究不同岩性、物性的岩石在多种矿化度注入水水驱油过程中电阻率的变化特征及其影响因素。通过分析试验数据,揭示了多种矿化度注入水水驱油岩石电阻率复杂的变化特征及其主要影响因素,为电阻率测井识别水淹层奠定了基础。 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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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