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本文在分析胜坨油田已有描述资料的基础上,进一步分析了储层的层内、层间非均质性,描述了特高含水期储层主要变化变化特征及剩余油分布规律,并从剩余油储量大小和储层非均质两方面分析了对堵水调剖效果的适应性,为胜坨油田下一步的堵水调剖选井、选层提供了决策依据。 相似文献
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孤东油田七区西北部上馆陶组属内陆河流相沉积的非均质多层砂岩亲水稠油油藏,油水粘度比大、非均质性严重,中低含水期含水上升快,水淹不均匀,因此特高含水期仍有大量剩余油分布,针对剩余油分布的各种形态,通过细分流动单元、简化层系、补孔扩射、优化注水压力、堵调结合、防砂扶井六项挖潜技术实施剩余油挖潜,改善油藏水驱效果提高采收率,在现场应用取得了显著效果。 相似文献
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本文通过对胜坨油田大厚油层内影响夹层有效性的各种因素进行综合分析,根据其主次关系和影响程度,对夹层进行分类分析,指出特高含水开发后期韵律层挖潜与调整的依据以及技术发展方向。 相似文献
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孤岛油田开发进入特高含水期,高渗透带和大孔道的形成是特高含水期储层变化的一个显著特征。传统的笼统酸化作业中所用酸液在高渗透带或大孔道内无效循环,酸化效果不明显。采用暂堵酸化技术,可在一定程度上解决该矛盾,但油溶性暂堵材料显然不能满足特高含水期的酸化作业要求,将水溶性暂堵材料应用于酸化作业中,在现场应用取得成功,获得了较好的增液、增油效果。 相似文献
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针对特高含水期油藏可采储量计算过程中存在的问题,通过对该类油藏开发特点的分析,以传统可采储量计算方法为基础,提出了适用于特高含水期油藏可采储量计算的新方法——油井分类构成法,即根据油井生产状况进行分类并分别计算相应类别油井的可采储量。 相似文献
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梁23块为中高渗油藏,早期实施注水开发,目前已处于特高含水期。在对其水驱开发特征进行研究的基础上,利用动态测试、水淹层测井解释及数值模拟结果,详细研究了该油藏的水淹特征及剩余油分布规律,为油田调整挖潜提供了地质依据。 相似文献
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针对注水砂岩油藏特高含水期剩余油分布极为零散,挖潜难度加大,注多采少矛盾日益突出,注水开发效果逐渐变差等一系列问题,本文从16块这一典型的欢西油田高效注水开发区分析研究入手,转变注水开发思路,由全面注水向优化部位注水,由多层注水向主力层段注水,提出并开展了＂潜力层注水＂研究,取得了较好的效果。 相似文献
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胜坨油田沙二段83层经过数十年的注水开发,已进入特高含水阶段,油藏中剩余油的分布状态发生了很大的变化。本文利用含油薄片资料,对特高含水阶段沙二段83层微观剩余油的分布形态进行了分类,并对影响微观剩余油分布的控制因素进行了分析。研究表明:进入特高含水阶段后,该层微观剩余油的分布形态主要有四种:网络状、斑块状、孤滴状、油水混相;该层上部的剩余油以网状为主,中部以网状、斑块状常见,下部则以孤滴状和油水混相居多;储层的润湿性、毛管力及孔喉网络的均质程度等参数的变化对微观剩余油的分布有直接影响。 相似文献
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针对孤东油田油藏条件,室内试验研究了复合驱油体系界面张力,通过助活性剂筛选、复配,确定了以胜利石油磺酸盐为主剂的聚合物二元复合驱油体系配方,通过它们之间的协同效应,增加水驱波及体积和洗油效率。该驱油体系在孤东油田七区西馆上5-6层进行先导试验,取得了较好效果,为特高含水期继续提高采收率具有重要意义。41 相似文献
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本文根据孤东油田七区西馆上段52 3单元特高含水开发阶段剩余油分布特征,针对522和521韵律层采取水平井和补孔、整体堵调措施,极大地改善了单元的开发效果。 相似文献
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对已进入特高含水开发阶段的油田,大都存在储、采、注矛盾突出,产量递减快、老井稳产难度大、生产成本上升的普遍性问题。控制老井产量递减降低生产成本的关键问题就是控制自然递减率的上升;本文在深化剩余油分布规律认识的基础上,通过实施对老井注采调配工作研究,有效控制自然递减率的上升,现场应用取得较好效果。对其它已进入特高含水期油田的开发具有一定的参考价值。 相似文献
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为了寻找双河油田的剩余油分布规律．采用岩心仿真水驱方法进行研究．实验结果表明特高含水期有81．6％的剩余油是因注入水波及不到和“海恩斯跳跃”滞留在中低渗透部位．分布形态有30多种；在特高含水期，有40％左右的剩余油分布在孔径小10.03μm的小孔道中。根据研究结果对双河油田Ⅰ—Ⅳ油组提出了挖潜措施．预计提高采收率1.5％。这种方法对油田挖潜具有指导意义。 相似文献
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通过对孤东油田七区西单元特高含水期剩余油分布的研究,针对中低渗透油层剩余油较为富集的现状,在探索挖掘的途径上,其中压裂工艺取得了较好的增油效果。 相似文献