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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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油藏进入高含水开发阶段后,油水渗流规律极其复杂,开发效果逐渐变差,如何合理而准确地对油藏水驱开发效果进行评价,关系到油藏下步挖潜方向及调整措施的有效性。首先筛选影响高含水油藏开发效果的24个关键开发指标,利用相关性分析方法,确定关联度较小的14个开发指标作为水驱开发效果评价体系,应用统计学方法确定了不同开发指标的评价标准;然后,利用主客观组合赋权法构建高含水油藏开发效果综合评价模型,计算不同开发指标权重,综合分类评价油藏开发效果。实例表明,应用评价分类结果,针对不同类油藏制定了针对性开发调整措施,均取得了较好开发效果。该水驱开发效果评价技术可为高含水油藏下步开发调整提供技术支持。 相似文献
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濮城油田经历了20多年的高速开发后,目前已进入了高含水开发后期,常规方法在经济效益等方面已很难适应油田开发的需要。基于此,开展了濮城油田水平井挖潜试验。试验结果表明,这类油藏在应用新的挖潜技术后,油藏的整体采收率得到进一步提高,且有较大的剩余油挖潜空间。 相似文献
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以长垣外围葡萄花油田某水平井为例,依托油田实际生产资料,尝试应用几种常见的水驱特征曲线计算可采储量,分析开发动态,讨论改进措施。水平井可采储量在1.2×104t左右,采出程度不足50%,开采潜力巨大。含水率变化表现为"厂"型见水特征,具有见水早、见水后含水上升快、高含水期长等特点,指示点状见水局部水淹模式,伴有部分稳定水驱特征,产生机理可以解释为优势渗流通道导致注水单点突进造成局部单向水淹,这也进而造成投产早期开发曲线高于理论曲线。后期随着连通注水井转为短周期间注,含水率变化渐趋稳定,实际开发曲线逐渐向理论曲线靠近,显示开发效果好转;不过含水快速上升趋势未变,暴性水淹风险尚存。为此,有必要采用"层内均衡注水、层内温和注水"的原则,前者对应措施包括完善注采井网,吐水、酸化解堵增注,关闭与油井连通性好的水井或进行间注;后者实现手段为小流量、低压力、短周期注水,超前注水,及时根据含水特征调控油井生产压差和采液强度。 相似文献
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随着油田的开发,进入中、高含水斯的集输管道腐蚀愈来愈严重,直接影响了油田的安全生产。为找出经济、有效的办法,在腐蚀较严重的管段进行了复合衬里试验,收到了良好的效果。介绍了管道砂浆内衬的施工工艺流程、参数控制及施工过程,并对比说明用此方法处理、可以延长管道寿命,其经济效益明显。在管道内衬施工方面取得了一些经验,可供其它油田借鉴。 相似文献
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吉林油田采出水处理技术分析 总被引:1,自引:0,他引:1
吉林油田已进入高含水采油期,合理高效地处理采出水,并将其回注于地下油层中,不仅可节约大量的水资源,为油田带来经济效益,同时也产生巨大的环境效益。结合吉林油田现场实际,详细阐述了吉林油田采出水处理技术的现状,分析了存在的问题并提出了相关改进措施。 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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含水变化规律是水驱开发的重要规律,油田进入特高含水期,准确把握水驱开发规律,对油田规划指标预测具有指导意义,针对特高含水期影响油田含水变化的主要因进行了分析,结合含水上升率理论方程,绘制了萨中开发区不同区块、不同渗透率级别的理论含水上升率图版,并用现场实际数据对理论含水上升率图版进行了睑证,给出了特高含水期不同含水阶段对应的含水上升率值,为萨中开发区滚动规划指标预测提供了准确依据。 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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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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针对大庆油田外围葡萄花油层水平井高含水比例逐年增大的情况,深入分析了水平井高含水原因并提出相应措施挖潜对策:对于低产液高含水水平井砂体发育较差、动用程度低的水平段采取压裂措施;对于同层发育、投产初期高含水井,可以在危险出水水平段实施堵水技术;对于高产液、高含水的射孔投产水平井,若出水层段明晰,可实施机械堵水工艺,若出水层段模糊,可采用机械可调式堵水工艺;常规机械堵水方式不适用的压裂投产水平井,可以实施化学堵水工艺。以便为改善水平井开发效果提供参考。 相似文献
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随着油田开发的深入,靖吴油区进入中高含水期,油藏堵塞由单一的无机垢堵塞逐渐转变为无机-有机垢堵塞,主力油层层间层内矛盾日渐突出,常规暂堵酸化措施控含水效果逐年变差,出现增液不增油的现象。针对油井酸化措施后出现的问题,研究了既能有效地封堵高出水层,同时又可以解除低渗层污染的综合工艺措施。通过分析不同区域堵塞特征,针对性开展了酸液体系优化,形成了以胶束酸为主的土酸体系;优化了适应性更强的"分浓度,组合粒径"多轮次注入暂堵酸化工艺;同时开展了分层暂堵酸化的技术试验。通过187口井的现场试验,取得了较好的控水增油效果,为靖吴油区开发提供了技术保障。 相似文献
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一、使用现状 随着油田的开发,原油相继进入了高含水期,液体处理量越来越多,生产自动化水平也要求越高。各油田相继引进了许多先进的自动化仪表。如孤东1号联合站投资500万元,引进了日本横河北辰电机 相似文献
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