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透镜状油藏沉积特征明显,高渗条带显著,核翼物性差异大,采用常规注采井网开发导致高渗条带水淹水窜严重、砂体边缘注不进采不出问题严重。为了提高该类油藏的采收率,以典型透镜状油藏河146块为例,在层系划分、井网方向、井距大小和工艺措施等方面均进行了差异化对策研究。结果表明,砂体叠置区域剩余储量丰度高,可采用局部层系细分的方式开发;含水突进方向受沉积相方向影响大,沿沉积展布方向部署井网较好;井距计算以主力砂体物性为主考虑,对于局部注采井距离偏大、井组内水淹不均衡等问题,采用径向水力射流井网适配。差异化调整的对策思路对同类型油藏的合理开发具有借鉴意义。 相似文献
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流线分布直观反映了油藏流体在注入井与生产井之间的运动轨迹,油藏在确定井网后,如何使注采流线均匀的分布,是扩大水驱波及体积、提高油藏采收率的关键。胜坨油田二区沙河街组二段9砂组在实施矢量化调整后,注采井网完善,注采对应率和水驱控制程度均达到100%,但是由于平面非均质性,导致油井地层能量恢复和水线推进不均衡。通过对单井的流线认识及验证,探索判断主流线的方法,并对影响流线的因素进行分析,为单元下一步的注采调整提供借鉴。 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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钟市油田是一个超覆沉积在荆沙组剥蚀面上的多层叠瓦状砂岩油藏,具有岩性复杂、含油层组多、油砂体多、油藏类型多、断层多、油水关系复杂等诸多难点。通过油藏精细构造和地质研究,在细分层系的基础上,重新归位重组井网。采用老区补缺、扩边等方式,完善注采井网,提高储量动用和水驱动用程度,有效改善了油藏水驱开发效果。2011~2013年年均含水上升率均为负值,注采对应率由50.6%上升为62.4%。累计年产油量增加3.49×104t。 相似文献
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庄9井区经过几年的注水开发,油藏存在着平面产能、地层能量分布不均衡,部分区域注采井网不完善、含水上升较快,层间、层内注水矛盾突出等问题。针对上述问题,运用物性平面展布特征、隔夹层、韵律性、变异系数以及储层内部结构发育情况等指标对长8_2油层的层间、层内、平面非均性进行逐一分析。结果表明,该层位的砂体连续性以及物性的分布差异比较大,层内渗透率韵律性以复合韵律为主,纵向上储层的渗透能力不均匀,各个小层的夹层频率和密度大小分布不一,长82油层层内渗透率的变异系数偏大,其非均质性为中等偏强,另外,从小层的分层系数和砂岩密度来看,长8_2油层的非均质性也较强。 相似文献
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位于松辽盆地龙虎泡油田萨高合采井区受储层非均质性影响,砂体平面分布稳定性较差、相变快。注采系统调整受效高峰后,表现出平面动用不均衡、主体席状砂部位见效快、见效后含水上升快而非主体席状砂动用较差的特点。根据砂体对应关系和受效特征,在对受效后见水井及时控制和未见水井超前调整的同时,实施油水井对应调整以实现层间平面的均衡动用。现场作业表明,采用油水井对应调整方法可以增大油井受效比,含水上升速度得以控制,降低了地层压差,提高了储层动用程度,最终实现了有效增产。 相似文献
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为了提高对马厂油田油藏连通性的认识,完善注采关系,选取M11-24典型注采井组进行油藏连通性的研究。在"油藏描述,动态验证"的思想指导下,利用测井等地质资料描述油藏的砂体连通性,在精细油藏描述研究成果基础上,分析产液量和吸水量等动态资料和示踪剂资料来动态拟合和验证井组内沙河街组三段下亚段1小层(下文简称EsL(1)3)各砂体的连通性。结果显示研究区EsL(1)3小层砂体可以分为3类:发育稳定的薄层砂体、复合厚砂体和与厚层砂体相邻的薄层砂体。不同类型的砂体对注入水的影响是不同的:发育稳定的薄层砂体内流体受沉积微相控制影响较大,不同微相砂体渗流差异大,但总体前缘水线推进速度较快;厚层复合砂体的夹层会对注入水起到缓冲作用,前缘水线推进速度较慢;而与厚砂体相邻的薄层砂体会受到厚砂体的层间干扰影响,前缘水线推进速度最慢。 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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介绍了八面河油田薄层稠油油藏热采实践。通过不断的技术攻关,现场探索试验,完善配套工艺,逐步发展形成了适合八面河油田薄层稠油油藏的热采工艺技术。该技术以优化注汽参数和选井选层为核心,以热采防砂、油层保护等为关键,突破了稠油油藏热采开发的筛选极限,提高了开发效果,对提高其他稠油油藏采收率具有借鉴意义。 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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大庆西部外围地区齐家北油田特低渗透扶余油层具有埋藏深、厚度薄、砂体零散的特点,针对首次注水开发的油田注水井吸水能力低的情况,在了解储层微观次生孔隙发育特征的基础上,提取了反应储层物性的测井参数,并根据同位素资料确定注水井单层吸水能力,建立了单层吸水能力的物性参数界限标准,同时,提出了表征连通状况模糊综合判断因子,综合考虑储层物性和连通状况,对欠注井吸水能力进行了判别和分类。为确保特低渗透储层＂注够水、注好水＂,以建立有效驱替系统为根本,根据欠注井成因,有针对性研究了治理污染储层的高压酸化措施、治理物性差储层的水力深穿透与压裂结合的措施以及提压注水等改造措施。现场应用表明,周围油井见效明显,实现了特低渗透储层有效驱替,可以为同类油田的欠注井治理提供参考。 相似文献
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扶余油田已经进入含水中后期,注采井网不适应地下的地质特点,尤其是"两夹四"、"两夹五"注采井网,平面矛盾较突出,注采井网的不适应,年产油量下降,但部分区块剩余油仍然很高。通过对井网存在问题及剩余油研究认识,提出了注采井网的重新调整——线性注采井网。通过钻少量新井,对老井的封、补、转及低效井综合治理,强化注采关系,提高油井多向受效方向,达到增加注入水波及体积,强化补充潜力层驱替能量,改善开发效果,提高采收率的目的。扶余油田经过井网的重新调整后,注采井数比由0.2~0.3提高到0.5,采收率由27.5%提高到33.5%。 相似文献
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储气库生产压力周期性变化使骨架岩石受到交变载荷的作用,岩石在强注强采交变载荷作用下会出现损伤使其力学性质发生变化,影响井壁与骨架岩石的稳定性从而引起出砂。通过实验模拟强注强采交变载荷作用下注采井出砂规律,采用岩石损伤量、加载次数及加载频率等参数修正出砂指数公式,分析注采井出砂风险并预测出砂时间,可得注采周期对注采井出砂的影响规律。修正后的出砂指数公式能够预测注采井的出砂周期和出砂程度,有效指导储气库注采井先期防砂完井方式的选择,合理制定生产制度控制注采井出砂,保证储气库稳定运行。 相似文献