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在中高渗油藏的水驱开发过程中,由于水流的长期冲刷作用,储层岩石的部分颗粒发生运移,伴随着油井出砂储层大孔道逐渐发育,边底水或注入水无效循环严重,影响油藏的开发效果。以高浅北区G104-5区块高渗透稠油油藏为例,基于现场油水井生产特征优选了10个评价大孔道发育程度的动静态指标参数,应用层次分析法确定指标权重;综合考虑油水井22种生产动态调整措施对大孔道评价的影响,基于模糊综合评判原理建立了一套大孔道动态评价方法,利用VBA编程进行计算;利用吸水和产液剖面测试数据对大孔道动态评价法进行了验证;计算大孔道评价指数,应用Petrel软件绘制大孔道随时间变化的分布图。研究成果对于认识中高渗稠油油藏大孔道时空演化规律具有重要的指导意义。 相似文献
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储层大孔道是在油田长期注水条件下,油层内部形成的高水相流体渗流优势通道。主要表现为三高:高孔隙度、高水相渗透率及高含水饱和度。注采过程中一旦形成大孔道,就会造成注入水长期无效或低效循环,不仅影响了油田可采油的动用程度,而且增加了开发成本。因此,必须加强对大孔道的识别及调剖。目前,大孔道的识别还主要是停留在定性到半定量之间,主要方法有:井间示踪剂方法,通过生产、测井过程中积累的经验值进行判断的方法,以及利用多参数进行综合判断的方法。大孔道的调剖主要是选取与油层相匹配的、价格经济的、堵水效果好的调剖剂,另外,注入方式也很重要。 相似文献
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中国油田以注水开发为主,目前其平均采收率在33%左右。笔者研究认为,制约注水开发的一个重要因素是注入水温度明显低于油层温度,由此引发一系列问题,诸如注入水温度低造成油层温度持续下降,增大了原油黏度。长期剧烈的温差导致储层孔喉胶结物及骨架矿物破碎,加剧了大孔道窜流。笔者针对目前注入水温度过低对油田开发效果的不利影响,提出了一些建设性意见,诸如尽可能选择污水回注,前提是水质达标。主要是考虑到采出的地层水矿化度比较高,与油层配伍性比较好,有利于获得较高的驱油效率。同时减少污水治理和外排压力,更有利于环保和清洁生产。尽可能提高注入水的温度,缩小注入水与油层的温度差距,如果采用高于油层温度的热水驱油最为理想。由于注入水流程比较长,受地面环境温度影响较大,基于夏季注入水温度大大高于冬季注入水温度,能否考虑采取不对称注水方式,即夏季注采比高一些,冬季低一些。同时尽量缩短注水流程长度,尽可能减少沿途热损失。尽可能少注水。在满足油田地层能量补充的前提下,尽最大可能减少注水量,同时减少管外窜槽井治理、平面大孔道井治理、只注不采井治理和特高含水且高液量井治理,减少无效注水。本文围绕提高注入水温度,着重讨论地热、太阳能辅助采油构想。... 相似文献
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ZHANG Jian-min ZHAO Yong-zhong XU Jing HUANG Juan The Logging Company Jilin Petroleum Group Co. Ltd Songyuan Jilin China 《吉林大学学报(地球科学版)》2006,(Z2)
吉林油田同位素吸水剖面测井采用~(113)In同位素追踪技术,根据同位素追踪过程解释基本可以判断配水层段吸水情况。但是在注水井存在沾污、大孔道以及串槽等影响时,吸水面积确定比较困难。在同位素测井中增加井温、流量参数,通过多参数综合解释,不仅可以对沾污影响进行合理校正,确定准确的小层吸水量,而且能够正确判断各级封隔器、配水器的工作情况,在地层存在大孔道的情况下,确定地层的吸水面积。吸水剖面综合解释方法在吉林油田已普遍应用,见到明显的效果。 相似文献
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在低渗透油藏开发中广泛使用菱形反九点井网,但针对不同位置生产井及注水井的裂缝缝长配比关系还缺少广泛深入的研究。基于长庆油田某低渗透油藏参数,建立了数值模拟模型,在菱形反九点井网中分别设置不同的边井、角井和注水井裂缝穿透比,研究不同裂缝配置模式对水驱开发效果的影响。流线模拟及数值模拟计算结果表明,在注水开发中,注水井缝长是影响油田产液量及水驱效果的关键因素;边井裂缝较角井裂缝更易见水,对油田综合含水影响较大,在菱形反九点井网中需要进行不等缝长优化设计;边井裂缝缝长对水驱效果的影响分为早、中、晚期(Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ)曲线段,随着注水井裂缝穿透比增加,早期(Ⅰ)曲线段增长,中期(Ⅱ)曲线段缩短,而晚期(Ⅲ)曲线段变化较小;随着角井裂缝穿透比增加,采出程度逐渐增大,当角井裂缝穿透比较大时,存在“反转”现象;随着注水井裂缝穿透比增加,角井裂缝优化穿透比减小,而边井裂缝优化穿透比增加。该研究成果对于指导低渗透油藏菱形反九点井网裂缝优化设计,提高波及系数和开发效果具有重要的指导意义。 相似文献
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鄯善油田低渗油藏储层伤害分析 总被引：5，自引：0，他引：5
针对油田低渗透和特低渗透特点,鄯善油田在投产初期实施整体压裂,采取气举、深抽等采油方式生产,形成高采油速度、大生产压差的开发局面.同时随着压力的下降及油井见水, 油井产液(油)能力大幅度下降.随着油田井数增加,油水井措施逐年增加,其中2003-2004年水井共酸洗和酸化103井次,累计增注14.7×104 m,油井解堵9井次,累计增油4 203 t,同时通过井组动态分析、储层微观特征和地下渗流条件,以及各种针对性措施效果的变化,认为目前鄯善低渗砂岩油藏的地下储层存在较为严重的污染.分析储层污染的因素,进行油层保护, 针对油层污染状况,优选适宜的解堵技术,改善解堵措施效果, 对油藏稳产及提高油田开发效果和经济效益具有十分重要的意义. 相似文献
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阿南油田构造复杂 ,非均质性较强 ,是典型的低渗透砂岩油田 ,注水开发存在油产量低、采出程度低、稳产难度大三大矛盾。为了提高阿南油田低渗透砂岩油藏的动用程度 ,提高油田产油量 ,降低含水率 ,为下一步新区块投入开发及油田注水开发调整提供依据 ,以阿 11断块的阿 11- 30 4井组 (其开发层位是 A上 油组 )为研究对象 ,充分利用井组内及邻近区域内井的油藏精细描述静态资料和井组内注采井的动态资料 ,参考注采井的产吸剖面资料 ,应用油藏数值模拟技术研究了该井组稳定注水的 6种方案 ,优化了阿南低渗透砂岩油藏的注水参数。 相似文献
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阿南油田构造复杂,非均质性较强,是典型的低渗透砂岩油田,注水开发存在油产量低、采出程度低、稳产难度大三大矛盾.为了提高阿南油田低渗透砂岩油藏的动用程度,提高油田产油量,降低含水率,为下一步新区块投入开发及油田注水开发调整提供依据,以阿11断块的阿11-304井组(其开发层位是A上Ⅰ油组)为研究对象,充分利用井组内及邻近区域内井的油藏精细描述静态资料和井组内注采井的动态资料,参考注采井的产吸剖面资料,应用油藏数值模拟技术研究了该井组稳定注水的6种方案,优化了阿南低渗透砂岩油藏的注水参数. 相似文献
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注水开发是提高陕北浅层低孔特低渗油藏最终采收率和开发效益的主要方式。随着开发工作的开展,油田污水已成为注水开发的主要水源,污水的处理、污水回注和再利用是油田可持续高效发展的关键问题之一。针对南泥湾低渗油藏脱后污水及池塘污水化验结果,通过对絮凝剂、助凝剂、杀菌剂、缓蚀阻垢剂、除氧剂、浮选剂种类及加药量的优选,进行了回注污水处理研究。结果表明：按照所筛选出的各种水处理剂选型及浓度选择混合后,配伍性良好,处理后的污水水质各项指标均达到延长低渗透油藏注入水推荐标准,可满足南泥湾油田特低渗油藏注水开发要求。研究结果可为陕北浅层低渗油田污水处理及注水方案优化提供理论依据。 相似文献
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阿南油田构造复杂,非均质性较强,是典型的低渗透砂岩油田,注水开发存在油产量低、采出程度低、稳产难度大三大矛盾。为了提高阿南油田低渗透砂岩油藏的运用程度,提高油田产油量,降低含水率,为下一步新区块投入开发及油田注水开发调整提供依据,以阿１１断块的阿１１－３０４井组（其开发层位是ＡＩ＾上油组）为研究对象,充分利用井组内及邻近区域内井的油藏精细描述静态资料和井组内注采井的动态资料,参考注采井的产吸剖面资料,应用油藏数值模拟技术研究了该井组稳定注水的６种方案,优化了阿南低渗透砂岩油藏的注水参数。 相似文献
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鄂尔多斯盆地西峰油田白马中区延长组长8油藏是典型的裂缝性低渗透油藏,极高的储层非均质性和复杂的油水运动规律给注水开发方案制定带来较大困难。本次研究以生产动态分析和数值模拟为主要手段,针对注水开发中出现的矛盾与问题提出相应的解决方案和技术政策,为油田的有效开发提供科学依据。研究表明该油田在注水开发中存在三大矛盾,即注采井网与裂缝系统之间的矛盾,地层压力与单井产能之间的矛盾以及含水上升与注水参数之间的矛盾。研究结果认为深部调剖、高含水井转注、周期注水、优化注采参数、局部井网加密等开发政策的调整可以有效缓解上述矛盾。 相似文献
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本文着重介绍了陕北南泥湾油田特低渗高阻含油层的测井系列选择及测井解释原则,并利用测井曲线估算储集层参数孔隙度、渗透率、含油饱和度,选择最佳压裂油段,取得了显著的地质效果。文中最后指出陕北石油测井今后应解决的地质问题和测井发展方向——数字测井技术。 相似文献
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小层对比在低渗透砂岩小油田注水开发中的应用 总被引：3，自引：0，他引：3
针对陕北低渗透砂岩小油田因沉积微相多变，层内和层间非均质性强，整个油层组笼统注采开发采出程度低以及经济效益差等现状，通过对顺宁长2^1油藏充分利用岩芯分析和测井曲线等基础地质资料，加强沉积微相研究，开展油藏小层精细划分对比及小层砂体连通性分析．明确了主要注采小层在空间上的展布规律，为优化注水开发方案和选用先进注采配套工艺技术措施提供了比笼统注采更为精细的开发地质依据。实施后明显提高了采油速度、采出程度和经济效益。 相似文献