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南海礁灰岩A油田因其原油黏度高、储集层裂缝发育等不利因素,整体开发效果不理想,采收率低。为改善开发效果,油田部分调整井应用了流入控制阀(ICD)控水工艺技术,但效果不明显,未从根本上实现稳油控水和提高采收率的目的。分析了ICD控水工艺的原理及其在A油田的应用效果,认为油田发育微裂缝导致的网状水淹严重以及ICD对于裂缝性礁灰岩油田的适应局限性是影响应用效果的主要因素。提出了应用自主式流入控制阀(AICD)实现裂缝性油藏控水的措施,对比分析了ICD和AICD的优缺点,模拟结果也表明该工艺技术能增加单井累计产油量,改善开发效果,对南海礁灰岩A油田具有较好的应用前景。 相似文献
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裂缝性特低渗透砂岩油田普遍存在压裂井含水上升快、层间矛盾突出,而未压裂井难受效、产量递减快的特点。以大庆长垣外围他拉哈油田英51区块为例,通过油田生产动态分析及静态裂缝研究,提出了裂缝性特低渗透砂岩油田注水开发调整的几点建议。 相似文献
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目前油田分层注水井采用的是智能化测调联动技术,研究智能化测调合理的测试周期,对于密井网条件下实现严格控制注水量、提升注水管理水平非常必要。通过研究不同类型分层注水井的测调成果,分析影响测试周期的主要因素,利用统计数据建立经验公式,通过单井层段数和水嘴直径2项参数,确定单井的动态测调周期,对于提高分层注水质量,提高注水井监测水平具有重要的指导意义。 相似文献
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胡154区块富县组油藏位于胡尖山油田中西部,目前1口井试注,需要进行高效开采技术政策研究。应用油藏工程理论分析、矿场数理学统计和数值模拟方法,系统对油藏进行评价和分析,论证油藏注水开发合理技术政策,建议采用菱形反九点井网+边部不规则井网部署井网、200~300m井距、单井产能1.49~2t/d、合理生产压力5~7MPa、单井日配注量18m3、合理注采比0.9~1.0等技术政策界限进行开发。设计注水开发方案3套,推荐按合理技术政策指导注水方案进行开发,根据实际油水运动调整单井配注。 相似文献
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为了保证水平井开发效果，达到提高气藏产能和采收率的目的，以区域地质特征为基础，通过数值模拟的手段，建立单井数值模型，对苏里格气田苏6井区压裂水平井裂缝参数，包括裂缝半长、裂缝间距、裂缝条数和裂缝夹角等影响因素进行了优化研究。研究结果表明，总体而言，产量随着裂缝长度、间距、数量和夹角的增加而增加；裂缝长度大干120m以后，产量增加的幅度明显变缓，建议裂缝半长在50-60m之间，裂缝间距250m，6条裂缝且两端裂缝位置应使边界距离至少大于裂缝间距；在同等裂缝长度下，供给区域小，产能较高；在无预知裂缝方位情况下分段压裂的间距要求不小于设计缝长。 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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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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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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头台油田属于特低渗透油田,大部分井都要压裂投产,随着开发的进行,老井产量递减很快,往往需要重复压裂,但重复压裂只是延伸原有老裂缝,增油效果差。利用重复压裂裂缝转向技术对老井进行改造可以取得很好效果。阐述重复压裂裂缝转向的技术原理,并进行了现场压裂试验。现场压裂试验表明,该技术可以取得良好的增产效果。 相似文献
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针对天然能量弹性开发的致密低渗透油藏水平井压后初期产量高、产量递减快、稳产难度大等难点,为了进一步提高鄂尔多斯盆地洛河油田长7储层的开发效益,基于储层工程地质特征,单井测录井及井网条件,采用油藏数值模拟和全三维压裂设计软件相结合的方法,优化了"平注平采"水平井组的裂缝形体布局,裂缝参数及施工参数。裂缝采用不等间距交叉布缝(避开注水井水线位置),缝间距为60~112m、裂缝条数为7~9条,裂缝半长为120~150m,导流能力为30~40μm2·cm,远离注水水线位置的施工排量为4.0~4.5m3/min,规模为35~40m3,离水线近位置的施工排量为3.0~3.5m3/min,规模为22~28m3。通过现场试验,压后水平井试油期间日产油量5t,关井注水地层能量达110%时开井生产,LH1-2-7P16井稳定日产油量5.1t,LH1-2-7P18井稳定日产油量3.8t,相比邻近水平井分别提高了1.7和2.3倍,增产效果明显,实现了区块水平井组整体开发的技术突破,为其他类似油藏开发提供技术依据。 相似文献
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在特低渗透油藏水平井分段压裂数值模拟过程中,模型网格对压裂缝的描述精度直接影响了模拟仿真程度。采用整体PEBI网格方法,以牛圈湖油田东Ⅱ井区为例,进行了水平井整体压裂开发井组油、水井裂缝匹配关系以及裂缝半长和导流能力的优化研究。研究发现,压裂缝的导流能力与裂缝半长综合影响油井产能,但两者作用阶段存在差异;在低导流阶段,油井产能主要受裂缝导流能力影响,受裂缝半长影响较小;而高导流阶段,油井产能主要受见水快慢影响,即受注水井裂缝端部间压力梯度的影响。 相似文献
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常规酸酸压时,由于酸岩反应剧烈,酸液主要消耗在近井地带,难以形成长缝。为提高储层酸压效果,江苏油田自主合成了一种VES (黏弹性表面活性)稠化酸。通过室内试验研究了该VES稠化酸对裂缝壁面的酸蚀效果及酸蚀裂缝导流能力,并进一步研究了注入排量、注入工艺对酸蚀效果及酸蚀裂缝导流能力的影响。结果表明,VES稠化酸具有一定的缓速性能,应用于深度酸压中可以增加裂缝的有效长度,减少近井地带的溶蚀;注酸排量的增加有利于提高裂缝有效长度,注酸排量的降低有利于提高裂缝导流能力;相比于单级注入,多级交替注入酸压工艺可以改善裂缝壁面的酸蚀效果,有利于酸蚀裂缝导流能力的提高和有效缝长的增加。研究结果可为酸压方案的优化提供理论依据。 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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微生物吞吐采油技术在大庆油田葡北地区应用 总被引：1，自引：0，他引：1
微生物采油是一项利用微生物的活动及代谢产物强化采油的技术,是生物工程在石油工业领域的开拓性应用。阐述了微生物采油的原理及葡北试验井的筛选原则,根据微生物单井吞吐采油技术条件要求,在葡北地区选择15口试验油井进行微生物吞吐采油试验,并通过分析对比各项试验指标,取得了较好的试验效果,对应用微生物吞吐采油技术提高油田采收率有一定指导作用。 相似文献