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<正>锦16兴隆台油层是欢西油田最大的稀油开发区块,目前已进入高含水、高采出的"双高期"。在油公司的统筹安排下,锦16兴近年来实施了由单一注水开发向泡沫驱、二元驱、细分调注水、调驱等多元开发的转变,在此基础上,通过开展调驱可行性分析,在二层系开辟化学驱的同时,2010年在一层系实施了5井组调驱试验,取得了较好的效果,2012年为进一步提高调驱效果,对原调驱设计进行了优化完善,主要包括剩余油分布研究、调驱体系选择、调驱层系配置等方面,在三层系优化实施了3井组,截至目前已取得了较好的效果。 相似文献
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砂岩油藏储层润湿性变化规律及对开发效果的影响--二区沙二12层为例 总被引：3，自引：0，他引：3
胜坨油田二区沙二段12层经过数十年的注水开发,已进入特高含水阶段,储层润湿性发生了很大的变化。利用不同含水阶段检查井岩心分析资料、室内渗流物理模拟、数值模拟等技术手段,研究了储层润湿性的变化规律,揭示了储层润湿性变化的机理,并对润湿性变化对开发效果的影响进行了分析。研究表明:长期注水冲刷使该层由亲油转变为亲水;油藏含油饱和度变化对储层润湿性有重要的影响;储层润湿性变化有利于剩余油的采出,提高了油藏的最终采收率,使开发效果变好。 相似文献
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注水砂岩油藏稳产研究与实践 总被引：1，自引：0，他引：1
锦16块兴隆台油层为典型的中高渗层状砂岩边底水油藏,经过多年的注水开发后,区块综合含水高、采出程度高,产量下降快、递减加大。针对油藏特点,以剩余油研究为基础,深入油藏研究与实践,实施以＂二三采油＂、精细注水等手段的多元开发,同时应用新工艺新技术,实现了注水开发老区在＂十一五＂期间的持续稳产,进一步提高了断块开发水平,为同类油藏的开发提供了借鉴经验。 相似文献
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1细分与周期注水配套调整的可行性由于喇嘛甸油田油层的非均质性及纵向的油层多、厚度大等特点,如果大段笼统注水,势必造成层段内复杂水淹。为了改善这部分层的开发效果,通过细分注水可以实现。 相似文献
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胜坨油田二区沙二段12层经过数十年的注水开发，已进入特高含水阶段，储层润湿性发生了很大的变化。利用不同含水阶段检查井岩心分析资料、室内渗流物理模拟、数值模拟等技术手段，研究了储层润湿性的变化规律，揭示了储层润湿性变化的机理，并对润湿性变化对开发效果的影响进行了分析。研究表明：长期注水冲刷使该层由亲油转变为亲水；油藏含油饱和度变化对储层润湿性有重要的影响；储层润湿性变化有利于剩余油的采出，提高了油藏的最终采收率、使开发效果变好。 相似文献
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延长油田西区采油厂所辖油田属于低渗特低渗油田,在投产时大多采用压裂,由于油藏的非均质性和开采层系不同,在注水过程中出现了各种各样的问题,体现在层内、层间、平面注采矛盾突出;注采调整缺乏充分的依据。通过油水井生产过程监测和动态分析,进行注水井与油井连通层位的对应调参,提高注水效果及注水开发采收率,从注水井和油井两方面入手,在以上研究分析、动态描述、注采调整等措施的基础上,摸索整理出一套适合本区的注采开发思路,最终解决油藏平面、层间与层内矛盾,实现注水开发效益最大化。 相似文献
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<正>目前河口油区已经进入中高含水的开发阶段,层内、层间、平面矛盾日益突出,如何提高分注井工艺技术水平和层段合格率,改善注水开发效果,成为实现油田稳产需要解决的重要问题。本文以加强配套工艺技术为基础,提高分注井层段合格率为目的,配套了不同的分层注水工艺技术,通过加强管理,控制实施过程,形成了一套适合于河口油区注水开发的分层注水综合配套技术和管理模式。 相似文献
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本文论述了通61-王3断块区如何完善注采井网改善水驱效果的潜力,层问动用不均衡的潜力.提 出通过大修、更新,完善层系井网,加强多向注水,改善水驱方向等手段,以达到提高断块开发效果的目的。 相似文献
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孤东油田三区是孤东油田整装多层砂岩油藏的典型代表,单元自1985年8月投入开发,先后经历了注水、二元复合驱开发,2013年1月转入后续水驱。针对单元层间矛盾突出、储量控制和动用不均衡、常规手段调整效果差等问题,结合油藏特点,在剩余油研究的基础上,对单元实施了层系井网矢量重组,重建开发体系,取得显著效果,使整装老油田保持了较高的开发水平。 相似文献
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纯17-1块为多薄层常规低渗透油藏老区,储层物性差异大,岩性复杂,注水开发以来仍具有较大调整挖潜的潜力。为此开展了两类油藏差异开发技术政策界限研究,形成纯17-1低渗透油藏差异开发技术政策界限。在此基础上,开展差异开发井网井距优化技术、Ⅰ类层特高温化学驱技术、Ⅱ类层差异储层改造技术研究,形成纯17-1低渗透油藏差异开发关键技术,从而形成低渗透油藏差异开发提高采收率技术,改善油田的开发效果。 相似文献
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纯17-1块为多薄层常规低渗透油藏老区,储层物性差异大,岩性复杂,注水开发以来仍具有较大调整挖潜的潜力。为此开展了两类油藏差异开发技术政策界限研究,形成纯17-1低渗透油藏差异开发技术政策界限,在此基础上,开展差异开发井网井距优化技术、Ⅰ类层特高温化学驱技术、Ⅱ类层差异储层改造技术研究,形成纯17-1低渗透油藏差异开发关键技术,从而形成低渗透油藏差异开发提高采收率技术,改善油田的开发效果。 相似文献
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《内江科技》2013,(7):33-35
<正>低渗透油田在开发中后期,注水开发效果的评价对油田开发调整显得极其重要,目前国内的主要研究方法是:通过存水率公式得出含水与采出程度关系来研究对注水效果的评价。本文以D油田B区块为例,根据无因次注采比、含水率公式求得理论阶段存水率公式。通过给定不同注采比Rz,便可作出理论阶段存水率标准曲线拟合图版,然后与实际阶段存水率对比,动态地评价油藏注水开发效果的好坏。研究表明在特低渗透油田注水开发过程中,实际存水率落在阶段存水率标准曲线拟合图版之间,油田注水开发效果理想;落在标准曲线拟合图版之上或之下,注水量偏大或偏小,注水开发效果不理想。通过动态法计算出来的存水率对低渗透油田的注水开发效果起到了客观准确的评价作用。 相似文献
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喇嘛甸油田萨一组油层注水开发后,套损严重,水井停注层多,油层动用程度低。为有效改善萨一组油层的开发效果,同时避免套损状况的加剧,探索注气开发萨一组的可行性,本文通过优选研究区块,运用数值模拟技术,对注气开发的方式、井网、井距以及合理的注采强度进行了研究,对不同注入方式、不同的井网井距进行了筛选,得出最佳的注入强度,并确定212m五点法面积井网开发效果较好。 相似文献
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