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随着高含水期油田可采储量日益减少,剩余油储量精细计算的重要性日益突出。由于开发区井网密度大,地质、测井资料齐全的优势,结合沉积微相研究成果,可利用三角网格面积法计算任意面积,再根据含油饱和度、孔隙度等参数,通过容积法来计算剩余油储量。上述方法解决了定量确定每口井控制的每个小层、不同沉积相剩余油分布等难题,在剩余油储量计算过程中具有快捷、灵活、实用等特点。通过确定每口单井不同沉积相小层的剩余油储量,可以准确确定整个区域的剩余油分布。研究区Y区块应用该方法,在剩余油富集区设计并完钻加密井11口,平均单井有效厚度3.6m,投产初期日产液34.1t,日产油11.8t,综合含水率65.5%。该方法计算的剩余油储量结果符合地质认识,与动态开发结果基本一致。 相似文献
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依据准噶尔盆地彩南油田C135井区三工河组二段的动、静态资料建立了三维地质模型。利用静态地质资料分析了 C135井区的区域应力成因机制背景,完成了储量复算,确定研究区地质储量合计67.81×^104 t。利用开发动态资料探讨了三维地质模型的应用,结合储层非均质性研究认为,研究区剩余油主要分布在C135井区三工河组二段第3小层,集中在变异系数和级差大的砂体中。认为低幅度构造油藏容易造成底水锥进,研究区目前采液速度过高,含水率上升较快,通过数值模拟确定合理采液速度为7%,对于注水见效的油井应当控制注水井注水量,防止油井水淹。 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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为了深化对厚油层内部结构认识,进一步挖潜剩余油,应用岩心、测井、生产动态等资料.从复合河道、单一河道以及河道增生单元3个层次对文留油田25东块Es2L(4-2)小层厚油层酚体进行了构型兮析。研究表明,文25东区块为以水下分流河道为主的三角洲前缘沉积;复合河道以连片状为主,砂体厚度大,连续性好;单一河道以窄条带状分布为主,横向连续性差,纵向连续性好,其接触方式及其界面渗透性决定了地下油水的运移状况;河道增生单元以填积型为主,产状近水平,延伸距离短,一般下超过2个井距。储层构型对剩余油分布有明显的控制作用,剩余油一般富集在构型界面处。 相似文献
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根据葡北油田三断块葡136井区目前开发状况,进行了葡萄花油层断层特征的三维建模精细解释和砂体展布特征分析,描述了葡136井区不同类型的砂体与断层匹配模式的剩余油分布特征,对断层边部的剩余油富集区进行了圈定,确定研究区内反向断层上升盘一侧、断层交叉部位为剩余油的有利富集区。最终在全区刻画出4个剩余油富集区,该技术的实现对提高水驱油藏断层边部采收率,改善区块开发效果具有重要指导意义。 相似文献
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对于能量充足的层状边水薄层油藏,利用水平井开发总体效果理想,但开发后期随着含水率的不断上升,油水关系复杂,剩余油分布分散。以水平井开发的塔中16油田为例,利用流动单元方法建立地质模型,结合生产动态分析,通过数值模拟方法总结了塔中16油田剩余油分布特征。以剩余油分布规律为基础,从垂向和平面2个方面分析了剩余油控制因素:剩余油垂向上受物性、隔夹层和韵律3个因素影响;平面上受微构造、井网完善程度、井间压力分布、断层、水平段不均匀见水等5个因素影响。利用分析结果,可以较为可靠的发现剩余油富集区,为油田剩余油潜挖提供了有利依据,对高含水期油藏进一步提高采收率具有指导意义。 相似文献
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结合西门度公式和物质平衡方程可以用来评价泥质砂岩水淹层混合水电阻率和饱和度,由于模型中待求参数较多且不易准确获取,制约了该方法在水淹层测井评价中的应用。以渤海B油田馆陶组为例,首先利用Waxman-smits模型原理,对岩电参数m和n进行了黏土附加导电校正;然后,通过岩心核磁共振实验确定束缚水饱和度,依据双水模型原理,推导了黏土束缚水饱和度公式,采用截止值误差模拟法确定研究区束缚水横向弛豫时间截止值(τ2cutoff)为11ms,黏土束缚水τ2cutoff为1.4ms,将确定的双截止值用来计算随钻核磁毛细管束缚水饱和度;最后,利用上述关键参数的确定方法,结合随钻核磁共振、自然伽马及电磁波测井,联合西门度公式和物质平衡方程求解水淹层混合水电阻率和饱和度。应用结果表明:该方法能够准确获取模型中的关键参数,且评价的原始含油饱和度下降程度与水淹级别基本相符,明显提高了水淹层解释精度,为油田开发和剩余油挖潜提供了技术支撑。 相似文献
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鄂尔多斯盆地下侏罗统延安组油藏是盆地内主要的勘探开发目的层,在盆地分布范围很广,从盆地西缘的断裂带附近到陕西省安塞县以东均有发现。延安组油藏埋藏浅,成藏规模小,砂体与构造的良好匹配是成藏的控制因素。这类油藏在志丹油田数量众多(古甘陕古河道两侧附近),由于其埋藏浅、物性相对较好,边底水能量较为充足,利用边底水天然能量开发,采收率可以达到20%~30%。通过对志丹油田延安组小油藏地质及开发特征的认识,分析了一个小油藏2067井区延安组延9油层组2砂层剩余油分布特征及开发潜力,提出了综合治理对策,利用水平井产能预测公式计算得出,水平井稳产期后日产油11.4t,2067井区日产油可达30t,预测采收率可达25.5%,为志丹油田众多延安组小油藏的开发提供借鉴。 相似文献
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葡萄花油层特低丰度储量区块一直是油田开发的难点。优选肇州油田芳483区块开展加密调整技术研究,在剩余油分布研究的基础上,采取"灵活、零散、不规则"的加密调整方式,并与注采系统调整相结合。现场作业结果表明,采取加密调整技术取得了较好的增产效果,可以为同类型区块开发提供参考。 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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[目的]研究抚育间伐对兴安落叶松(Larix gmelinii)天然林乔木层碳储量的影响。[方法]以大兴安岭林区70年兴安落叶松天然林为研究对象,采用测树学方法、样地调查法等,研究经过2次平均株数强度为38%的抚育间伐后林分乔木层碳储量的变化。[结果]兴安落叶松天然林乔木层各器官碳储量从大到小依次为干、根、枝、叶。兴安落叶松林木个体平均含碳率为49.48%,抚育间伐使兴安落叶松天然林乔木层碳储量显著增加(P0.05)。[结论]该研究可为大兴安岭兴安落叶松天然林抚育提供技术支撑。 相似文献
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致密油层具有储集孔隙空间小,渗流能力差,非均质性强,岩性、电性变化大,油水关系复杂、流体测井识别难度大等特点,如何有效利用测井资料评价该类油层,对油田的勘探、开发具有重要意义.以鄂尔多斯盆地合水油田庄9区致密油层长82油层为例,充分利用测井、取心、录井、测试分析等资料,建立了合水油田长82油层测井参数解释模型:研究区开发井密度曲线较少,选用声波时差建立了孔隙度解释模型;孔隙度与渗透率相关性较好,利用两者交会图法获得渗透率模型;采用阿尔奇公式计算得到研究区的含油饱和度解释模型.并确定了储层评价下限标准:渗透率下限为0.1mD,孔隙度下限为8.0%,声波时差下限为220μs/m,电阻率下限为20Ω·m,含油饱和度下限为45%.该模型及下限标准为研究区致密油层的识别、储量的提交与升级提供了依据,也为复杂致密储层的测井评价提供了借鉴. 相似文献
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选取贵州黔东南地区3 种典型林分为研究对象,通过外业调查和室内测定,研究常绿阔叶次生林、马尾松和
柏木人工林的碳储量差异及在乔木层、林下层和土壤层的分布规律。结果表明:1)常绿阔叶次生林、马尾松和柏木
人工林乔木层碳储量分别为42.31、30.82 和8.34 Mg/ hm2 ,林下层碳储量表现为常绿阔叶次生林显著大于柏木人
工林和马尾松人工林,常绿阔叶次生林土壤层有机碳密度为112.60 Mg/ hm2 ,分别是马尾松和柏木人工林的1.8 和
4.8 倍。2)林分碳储量分布均表现为土壤层(0 ~30 cm) 乔木层 林下层,土壤碳储量占林分总碳储量的66% 以
上,乔木层碳储量占林分碳储量的26%以上。3)较少受到干扰的植被常绿阔叶次生林碳储量为155.87 Mg/ hm2 ,
显著高于马尾松和柏木人工林,表明研究区植被恢复有较高的固碳潜力。研究区植被恢复应以马尾松人工林为
主,适当辅以乡土常绿阔叶树种,将有利于当地森林碳汇效益的增加。 相似文献
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