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王集油田属复杂断块普通稠油油藏,受断块构造格局制约,进入高含水期开发后,注采关系调整困难,油田稳产难度大.针对这种情况,研究分析了王集油田剩余油分布规律,实施了一系列改善水驱开发效果的综合治理措施,对王集油田的稳油控水、提高开发效果将起到重要的作用. 相似文献
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冀东油田油层水淹程度录井评价方法研究 总被引:1,自引:0,他引:1
《西部探矿工程》2016,(2)
冀东油田断裂系统及油水关系复杂、储层非均质性强,经过几十年的注水开发,油田面临一系列问题,油藏合注合采、层间矛盾突出,注采井网不完善,水驱储量控制程度低,各类储层动用状况存在很大差异,存在多套油水组合,使水淹层解释更加困难。根据冀东油田水驱油试验与井壁取芯对比分析资料,建立了该地区水淹层解释评价方法,在冀东油田应用7口井91层,在油田开发实际应用见到了明显效果和获得了较好效益。 相似文献
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沙埝油田沙7块非均质性强,开发效果较差。通过对沙7块生产中暴露出的问题进行分析,从解决平面和层间矛盾入手,通过储层压裂改造、细分层系开发、井间加密等措施,完善了注采井网,提高了油田采收率,取得了明显的效果。 相似文献
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DQ长垣储层是一套典型的非均质砂岩储层,注水开发及套管损坏会造成地层压力的重新分配,套损层位异常压力除受注采井平面分布和注采时间的影响外,还受砂体的分布范围、延伸方向、物性差异等诸多因素控制,套损层位压力在横向上存在较大的差异,这种复杂的分布给油田钻井和油田开发带来很大影响。S油田调整井各钻井区块受套损、注采不平衡、岩性及断层遮挡等构造因素的影响,浅层存在异常高压。 相似文献
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录井水淹层评价技术在高尚堡油田开发中的应用 总被引:1,自引:0,他引:1
《西部探矿工程》2016,(3)
针对高尚堡油田多年的合注合采的注水开发造成的层间矛盾、注采井网不完善、水驱储量控制程度和动用程度低、含水上升快、标定采收率低等一系列问题。在高尚堡油田建立录井地化岩石热解、饱和烃气相色谱、荧光显微图像等各单项技术判别油层水洗程度的方法及水淹层录井综合解释评价标准,在生产应用中见到了较好的效果。该技术为解决油田开发中水淹解释评价的难题提供了新的方法和技术手段,并在生产中发挥了重要作用。 相似文献
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丘陵油田作为国内比较典型的低粘、低渗油田,自1995年正式投入开发后,目前已经历了10余年的开发历程。在经历了初期高采油速度生产后,目前油田已进入产量递减阶段,自然递减率高,产量递减幅度在30%左右。如何提高油田的开发效果,影响因素很多,其中开发层系、井网和注采方式的适应性是至关重要的方面,通过以陵二西区为例,对丘陵油田开发模式进行分析,研究表明:①进行层系互补后,层系对油藏适应性差,层间矛盾突出;②采用的井网型式较为合理,但部分地区井距仍偏大,可通过打新井提高井网完善程度;③压力系统适应性差,注采压差大,压力传播困难。 相似文献
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基于BP神经网络的油田注采系统分析 总被引:1,自引:0,他引:1
油田注采系统分析是制定采油工艺方案的重要工具,它广泛应用于生产动态分析及油田采油工艺方案的优化设计.本文通过多层前馈神经网络理论,建立了地层压力预测的BP神经网络模型,使目前常用的油田注采系统分析的机理模型转变为功能型模型,从而无须刻意研究注采过程中复杂的流动机理和非活塞式径向水驱油过程,从而方便地对注水开发油田进行注采系统分析.通过对长庆油田17口井的分析表明,计算结果与实际具有很好的一致性.从而为油水井工艺的调整提供了科学的依据,对油田提高开发效果和管理水平具有积极的作用. 相似文献
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调整开发井主要用于老油田开发后期重组完善井网和实施层内细分开采,实现稳产和上产。受周围注采系统和生产现状影响,复杂的地层压力系统、多样的地层流体成分等导致调整井固井质量难以保证层间有效封隔。在分析调整井固井面临的各项技术难点以及对固井质量影响基础上,总结目前为保证固井质量所采用的主要技术措施和存在的问题,提出下一步可采取的技术措施与研究方向,为提高调整井固井质量奠定了技术基础。 相似文献
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渤海湾蓬莱油田多年注水开发,储层压力系统复杂,层间矛盾突出,小层间压力差更是达到3~4 MPa。复杂压力体系将导致调整井钻完井复杂情况频发,蓬莱油田多口调整井出现了高压层溢流、低压层漏失等井控情况,严重影响着钻完井作业效率和费用。合理的注采井关调方案是保证调整井安全高效作业的重要手段。基于此背景,利用注水井和采油井生产动态数据,建立了注水指数和产液指数的概念,并基于卡尔曼滤波算法创新性地建立了判断注采关系的新方法,同时结合实际注水井关井压降规律,建立了基于注采关系估计和关井压降规律的注采井关调制度。该研究成果在PL19-3-V41井应用,钻进过程安全顺利,单井少停注水7 000 m3。提出的复杂压力动态调控技术能够为周边注水井关调方案提供科学依据,经济效益显著。 相似文献
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中低渗透油藏在我国分布广泛,具有很好的开发潜力,但由于其渗透率较低,储物性差别较大和油层非均质性严重,所以给开发开采带来很大难度。因此,有必要对此类油藏进行深入的研究。对NH油田为中低渗透油田进行研究,对其资料进行分析可以发现其在开发过程中存在的不足:如在开采初期,区块内一半以上的生产井为天然能量的产油井,天然能消耗较快,地层能量递减很快,采收率偏低,为12.13%;注采井距很大,普遍在350 m以上,井网不适合不完善,注水效果不好,这些都严重制约了该油田的发展。根据实际研究数据,得出该区块的最佳井距为200 m。在对NH油田地质特征和历史生产数据的分析基础上,进一步对其先期的开发效果进行了评价,通过对4种不同的井网形式的注采单元的注水模型进行模拟计算。结果表明,菱形注采井网和九点法注采井网对该油藏的驱替效果相对最好。根据NH油田的地质特征建立相应的H8区块模型,并设计了4套不同布井方式的注采方案,利用油藏数值模拟软件对其进行模拟预测。 相似文献
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辽河油田是全国最大的稠油生产基地,自“九五”以来,利用水平井热采技术开发稠油、超稠油取得了显著成效,目前油区热采水平井已进入开发中后期,水平段动用不均、过早见汽/水的开发矛盾凸显,稳产压力巨大。据统计:85%以上的水平井1/3~1/2的水平段存在动用不均的现象,严重影响采收率和开发效益。为此,通过聚类分析方法、油藏数值模拟、优化设计软件等建立油藏稠油水平井分段完井分段注汽优化方案,实现油藏各段注汽量、采油量的优化分配,达到最优注采效果。通过水平井分段完井工艺研究,以及耐高温管外封隔器及配套热力扶正器等关键工具的研制,形成了稠油热采水平井分段完井分段注汽技术。研究结果在辽河油田金海采油厂等累计应用50井次,水平段均匀动用程度明显改善,油田开发效果显著提升。 相似文献
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升平油田位于松辽盆地中央坳陷区三肇凹陷徐家围子鼻状构造向南倾没端延伸部位,主要开发的目的层为葡萄花油层。经过多年的钻井开发以及井网加密调整、注采系统调整和注水结构调整,储层发育相对较好的区块基本已经进入开发中后期,进一步开发的潜力越来越小,在老油田内寻找新的有利含油区的难度越来越大。升平油田北部地区存在着一个空白区,该区井控程度低,葡萄花油层储层发育差,已完钻井的葡萄花和扶余油层主要发育水层和干层,要进一步勘探开发难度较大。本文主要介绍储层含油特征研究的思路,通过该研究有望在升平油田北部空白区找到有利含油区块。 相似文献