塔河强底水砂岩油藏水驱曲线对比分析及稳定水驱段识别

1

作者 刘学利 郑小杰 +5 位作者 吴居林 闫长辉 马新平 刘蕊 刘丽娜 窦莲 《复杂油气藏》 2024年第4期417-425,共9页

塔河油田A区三叠系强底水砂岩油藏埋藏较深,天然能量充足,夹层分布复杂,开发后期底水锥进现象突出,产量递减迅速,含水上升变化特征显著,常规水驱曲线的应用存在较多不确定性。针对水驱曲线的应用问题,首先统计了塔河油田A区油藏的含水... 塔河油田A区三叠系强底水砂岩油藏埋藏较深,天然能量充足,夹层分布复杂,开发后期底水锥进现象突出,产量递减迅速,含水上升变化特征显著,常规水驱曲线的应用存在较多不确定性。针对水驱曲线的应用问题,首先统计了塔河油田A区油藏的含水上升变化特征,对各井的含水率变化曲线形态进行了划分,总结了4种主要含水上升模式;随后对比分析了不同水驱曲线的应用效果,发现水驱曲线稳定水驱段的选择存在较大误差。因此,为了精确识别稳定水驱段,采用水驱曲线的导数曲线来识别稳定水驱段,能够极大地减少误差,由此建立了塔河油田A区的水驱模式图版。统计结果显示以导数曲线识别的稳定水驱段进行曲线拟合的精度高于常规水驱曲线的直线段平均拟合精度。 展开更多

关键词 强底水砂岩油藏 水驱曲线 含水上升变化特征 稳定水驱段识别

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强底水油藏注水开发可行性研究 被引量：12

2

作者 郑小杰 钟伟 +3 位作者 段洪泽 梁宏刚 娄大娜 王春浦 《断块油气田》 CAS 北大核心 2015年第2期234-236,250,共4页

为深入探究强底水油藏注水开发提高采收率的可行性,为同类油藏开发提供借鉴,通过精细数值模拟,有针对性地设计多套井组转注及全区转注方案,优化注水参数,并进行效果分析。结果显示,优化参数转注,可以提高油藏采收率,但效果并不明显。从... 为深入探究强底水油藏注水开发提高采收率的可行性,为同类油藏开发提供借鉴,通过精细数值模拟,有针对性地设计多套井组转注及全区转注方案,优化注水参数,并进行效果分析。结果显示,优化参数转注,可以提高油藏采收率,但效果并不明显。从受效井水侵量来看,采出水主要为地层水,注入水波及范围小,且油井转注后损失原油产量,同时转注需要相应配套设施工艺,经济上存在很大风险。基于此,建议此类油藏勿转注水开发。 展开更多

关键词 强底水油藏 数值模拟 注水开发 可行性

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强边底水低幅度构造油藏二次提液增油效果探讨--以南美奥连特盆地塔区块为例 被引量：12

3

作者 万学鹏 张兴 +2 位作者 赵新军 欧瑾 于兴河 《特种油气藏》 CAS CSCD 2008年第2期60-63,共4页

南美奥连特盆地塔区块油藏属于受走滑扭动构造控制的小型低幅、强边、底水油藏类型,由于油质重,水相渗透率高,开发初始产量高、底水锥进快、稳产周期短。通过数值模拟和22口水平井的生产实践研究,利用地层高产液指数的优势,进行二次提液... 南美奥连特盆地塔区块油藏属于受走滑扭动构造控制的小型低幅、强边、底水油藏类型,由于油质重,水相渗透率高,开发初始产量高、底水锥进快、稳产周期短。通过数值模拟和22口水平井的生产实践研究,利用地层高产液指数的优势,进行二次提液,力求在底水锥进的临界生产压差以下调谐工作制度,尽力保持原始地层压力系统的平衡,从而控制底水锥进,以实现高产目标。应用该技术后,已有3口新完钻水平井获得单井增产30%以上的良好效果。该技术的研究与应用为低幅度、强底水、高含水油藏后期开发探索出了一条高产、稳油控水的新路。 展开更多

关键词 强底水低幅度构造油藏 水平井 二次提液 增油控水 南美奥连特盆地塔区块

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塔河强底水砂岩油藏CO2驱机理实验研究 被引量：3

4

作者 刘学利 郑小杰 +2 位作者 谭涛 窦莲 谢爽 《油气藏评价与开发》 CSCD 2020年第6期115-120,共6页

针对塔河油田强底水砂岩油藏开发后期井间剩余油难动用,常规提高采收率方法不适用的难题,探索开展了强底水砂岩油藏CO2驱技术的可行性研究。利用室内实验、数值模拟和常规油藏工程相结合的方法,开展了底水砂岩油藏CO2驱机理研究,确定了... 针对塔河油田强底水砂岩油藏开发后期井间剩余油难动用,常规提高采收率方法不适用的难题,探索开展了强底水砂岩油藏CO2驱技术的可行性研究。利用室内实验、数值模拟和常规油藏工程相结合的方法,开展了底水砂岩油藏CO2驱机理研究,确定了塔河底水砂岩油藏CO2的最小混相压力为29.6 MPa,初步明确了CO2驱具有膨胀作用、扩大横向波及作用等主要机理。CO2在油水中的溶解分配比为4∶1左右,CO2驱可以提高采收率12.5%,明确了底水砂岩油藏CO2驱具有较好的可行性。研究结果为塔河底水砂岩油藏CO2驱先导试验提供了技术支撑。 展开更多

关键词 塔河油田 强底水 砂岩油藏 CO2驱 可行性研究

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氮气泡沫在塔河强底水砂岩油藏的应用 被引量：2

5

作者 赵普春 马洪涛 +1 位作者 谭辉 马剡 《中外能源》 CAS 2015年第12期38-43,共6页

塔河油田砂岩油藏具有强底水、埋藏深、温度高、矿化度高等特点,强底水是其主要特征之一。为了探索此类油藏治理方案,2014年在塔河油田二区东区块和塔河九区三叠系油藏进行了氮气泡沫吞吐、调驱技术的应用。氮气泡沫技术是通过向油井中... 塔河油田砂岩油藏具有强底水、埋藏深、温度高、矿化度高等特点,强底水是其主要特征之一。为了探索此类油藏治理方案,2014年在塔河油田二区东区块和塔河九区三叠系油藏进行了氮气泡沫吞吐、调驱技术的应用。氮气泡沫技术是通过向油井中注入氮气,同时注入泡沫剂,改善调剖、驱替能力,对边底水油藏压水锥、提高采收率。现场进行了TK907H、TK923H两口井的单井吞吐试验和TK202H井组调驱试验。试验结果表明:TK907H井组驱替效果优于单井吞吐效果,TK923H井单井吞吐效果不明显,这俩井组累计产生费用273.5万元,增油4942.7t,折算吨油成本553.3元/t;TK202H井组三轮次氮气泡沫驱替累计产生费用377.1万元,增油1132.6t,吨油成本3329.5元/t,氮气泡沫体系的适应性、有效期有待进一步提高。 展开更多

关键词 氮气泡沫 塔河油田 强底水砂岩油藏 吞吐 调驱 应用

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厄瓜多尔TAMBOCOCHA油田固井技术研究与应用 被引量：4

6

作者 唐凯 刘小利 刘钰龙 《石油地质与工程》 CAS 2022年第3期113-117,共5页

TAMBOCOCHA油田主力油层M1层产量高(平均产油量为300~800 m^(3)/d),油水活跃,采用旋转尾管固井,φ215.9 mm井眼下φ177.8 mm尾管,环空间隙窄,后期完井试采措施的开展及产能建设对底水油藏固井质量要求高。为此开展复合酸性前置液体系、... TAMBOCOCHA油田主力油层M1层产量高(平均产油量为300~800 m^(3)/d),油水活跃,采用旋转尾管固井,φ215.9 mm井眼下φ177.8 mm尾管,环空间隙窄,后期完井试采措施的开展及产能建设对底水油藏固井质量要求高。为此开展复合酸性前置液体系、强触变微膨胀胶乳水泥浆体系及相应固井工艺技术措施研究,并通过33口井的现场试验,形成了厄瓜多尔TAMBOCOCHA油田油水活跃油藏固井技术,提高了该油田底水油藏固井封固质量,并对国内底水油藏及高含水调整井防水窜固井具有一定的借鉴意义。 展开更多

关键词 TAMBOCOCHA油田 底水油藏固井 复合酸性前置液 强触变微膨胀胶乳水泥浆体系

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强底水稠油油藏水平井三维水驱物理模拟实验 被引量：11

7

作者 杜旭林 戴宗 +3 位作者 辛晶 李海龙 曹仁义 罗东红 《岩性油气藏》 CSCD 北大核心 2020年第2期141-148,共8页

珠江口盆地海相砂岩稠油油藏底水活跃,夹层分布复杂,开发难度较大,现有的常规实验规范无法准确地描述此类油藏的波及规律。基于南海东部X稠油油藏特征,设计了水平井三维水驱物理模拟实验,抽提出原油黏度和夹层分布范围作为影响水驱开发... 珠江口盆地海相砂岩稠油油藏底水活跃,夹层分布复杂,开发难度较大,现有的常规实验规范无法准确地描述此类油藏的波及规律。基于南海东部X稠油油藏特征,设计了水平井三维水驱物理模拟实验,抽提出原油黏度和夹层分布范围作为影响水驱开发效果的主控因素,分析了强底水稠油油藏水驱开发中的水脊形态与波及规律。结果表明:稠油油藏水脊变化过程为局部锥进-局部见水-局部上托-围绕见水点拓展;稠油油藏水驱存在明显的油水过渡带,在开发后期波及范围增大有限,可采用大排量提液措施,重点挖潜在波及区油水过渡带中的剩余油;稠油油藏水驱应关注水平井沿程非均质性;对于含夹层稠油油藏,小范围夹层底部剩余油较少,大范围夹层易发生底水绕流形成次生边水,沿井筒方向波及范围增大幅度较大,在夹层下部残存大量剩余油,表现为"屋檐油"。该成果可为强底水稠油油藏治水防水及剩余油挖潜提供方案。 展开更多

关键词 强底水稠油油藏 三维水驱实验 夹层 水脊形态 波及规律 珠江口盆地

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强底水油藏剩余油分布特征及驱替开采可行性研究——以CFD11-1油田NgⅢ砂体为例 被引量：3

8

作者 李丰辉 乐平 +3 位作者 王聚锋 冯鑫 贾冰懿 杨宏楠 《石油地质与工程》 CAS 2020年第6期47-52,共6页

针对强底水油藏在开发过程中,无水采油期短,产油量下降快,剩余油分布特征复杂等问题,采用数值模拟手段,以CFD11-1油田NgⅢ砂体为例,开展剩余油分布特征、后期挖潜措施研究。结果表明,剩余油主要分布在构造高部位、井间未波及区域以及无... 针对强底水油藏在开发过程中,无水采油期短,产油量下降快,剩余油分布特征复杂等问题,采用数值模拟手段,以CFD11-1油田NgⅢ砂体为例,开展剩余油分布特征、后期挖潜措施研究。结果表明,剩余油主要分布在构造高部位、井间未波及区域以及无井控制区域;并通过注水、注气加强平面驱替和纵向压锥,明确合理的水平井注采开发技术政策,达到抑制底水的纵向水锥、水脊幅度,延缓或降低含水上升,从而提高油井产量和剩余油动用程度。 展开更多

关键词 强底水油藏 剩余油 驱替效果 开发调整

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海上强底水驱油藏水平井合理开采速度研究——以秦皇岛32-6油田Ng_2砂体为例 被引量：11

9

作者 张迎春 李廷礼 《中国海上油气》 CAS 北大核心 2010年第4期246-249,共4页

利用水平井开采渤海油田强底水驱油藏存在2种截然不同的开采模式,即秦皇岛32-6油田Ng2砂体的低速开采和曹妃甸11-1油田Ng3砂体的高速开采。在对比分析这2种模式的开采特征和开发效果的基础上,提出了适当放大生产压差,提高秦皇岛32-6油田... 利用水平井开采渤海油田强底水驱油藏存在2种截然不同的开采模式,即秦皇岛32-6油田Ng2砂体的低速开采和曹妃甸11-1油田Ng3砂体的高速开采。在对比分析这2种模式的开采特征和开发效果的基础上,提出了适当放大生产压差,提高秦皇岛32-6油田Ng2砂体开采速度和最终采收率的开发思路。建立了秦皇岛32-6油田Ng2砂体油藏数值模拟模型,利用油藏数值模拟方法,研究了不同生产压差下水平井开采时Ng2砂体含水率、产液量、开采速度和采出程度的变化规律,结合海上生产受平台处理液能力和平台寿命限制的实际情况,确定了Ng2砂体水平井合理的生产压差为0.8MPa。上述开发思路已实践于秦皇岛32-6油田生产实际,取得了好的效果。 展开更多

关键词 秦皇岛32-6油田 强底水驱油藏 水平井 生产压差 开采速度 采收率

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低幅强底水油藏规模水平井网微层系开发技术 被引量：4

10

作者 党胜国 《特种油气藏》 CAS CSCD 北大核心 2015年第6期118-121,147,共4页

针对低幅构造强底水富砂辫状河油藏储层结构复杂,高含水期剩余油预测困难的问题,根据井点静态资料和规模化水平井网生产动态资料和运用储层构型精细解剖方法和基于储层构型界面的剩余油层次综合分析方法,建立了储层构型分布模式,理清了... 针对低幅构造强底水富砂辫状河油藏储层结构复杂,高含水期剩余油预测困难的问题,根据井点静态资料和规模化水平井网生产动态资料和运用储层构型精细解剖方法和基于储层构型界面的剩余油层次综合分析方法,建立了储层构型分布模式,理清了剩余油分布规律。利用四级构型界面和规模化水平井网将不同辫流带砂体进行微分层系、整体加密调整,形成了辫流带1和辫流带2共44口井的调整井网。2015年实施的8口调整井前6个月平均产能为50~260 m^3/d,研究成果对高含水期强底水富砂辫状河油藏开发调整具有重要意义。 展开更多

关键词 低幅构造 强底水油藏 规模水平井网 微层系开发 曹妃甸油田馆三油组M油藏

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双级封堵技术在强底水油藏高含水治理中的应用

11

作者 孔令军 牛成成 王钧 《中外能源》 CAS 2020年第11期46-51,共6页

哥伦比亚D油田属于高孔高渗强边底水油藏,新井投产生产半年后含水便会直线上升,很快达到90%以上,油田高含水严重制约了油田的开发效益。针对该油田原油物性和地层水矿物性质,2018年在室内进行了强边底水封堵的实验研究,筛选了适用于D油... 哥伦比亚D油田属于高孔高渗强边底水油藏,新井投产生产半年后含水便会直线上升,很快达到90%以上,油田高含水严重制约了油田的开发效益。针对该油田原油物性和地层水矿物性质,2018年在室内进行了强边底水封堵的实验研究,筛选了适用于D油田的聚合物冻胶体系并采取强、弱双级注入工艺,2019年在现场D-C井开展了先导试验,堵水后含水由实施前的98.6%下降到88%,日产油量由6.3m3上升到9.0m^3。生产8个月后含水维持在96.6%,日产油8.6m^3,累计增油556.5m3,减少地层产水5.7×10^4m^3。实验结果表明,本项目采用的双级选择性有机冻胶堵剂体系对于封堵大底水、高孔、高渗、疏松砂岩储层具有良好的适应性。同时,通过对高渗带的封堵,降低了产液指数,起到了一定的控砂作用,对强边底水油藏不动管柱堵水施工提供了技术思路。 展开更多

关键词 强底水油藏 高含水 双级注入 选择性堵剂 不动管柱 降水 增油 控砂

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强底水砂岩油藏大排量生产后期挖潜方式研究 被引量：3

12

作者 孙常伟 程佳 +2 位作者 江任开 谷悦 李小东 《辽宁石油化工大学学报》 CAS 2022年第6期44-48,共5页

针对海相砂岩FOURD油藏大排量生产,发现底水油藏开发过程中不同位置水驱孔隙体积倍数不同,而常规行标中测量的实验不足以表现高水驱倍数后的油藏渗流特征。高水驱实验结果表明,不同黏土含量岩心水驱倍数的半对数与驱油效率呈线性关系,... 针对海相砂岩FOURD油藏大排量生产,发现底水油藏开发过程中不同位置水驱孔隙体积倍数不同,而常规行标中测量的实验不足以表现高水驱倍数后的油藏渗流特征。高水驱实验结果表明,不同黏土含量岩心水驱倍数的半对数与驱油效率呈线性关系,底水油藏水驱波及系数缓慢增加。基于FOURD油藏实际资料,采用数值模拟技术表征了油藏时变特征;针对FOURD油藏南北动态不同、南区水淹程度高、波及程度难以提高的问题,提出了以提液方式再提升油藏驱油效率的方案,针对北区波及程度不高的区域提出了进行井网加密的后期挖潜方案。采用该极限挖潜策略后,根据数值模拟及实际矿场应用,波及系数提高了11.1%,标定采收率提高了4.5%。 展开更多

关键词 珠江口盆地 强底水 时变储层 水驱倍数 后期挖潜

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基于高含水期油田水驱特征的相渗曲线计算方法 被引量：4

13

作者 陈楠 《石油化工应用》 CAS 2021年第5期23-27,共5页

强底水油藏因为水体能量充足随着生产的持续,含水持续上升,出现“厂”字形的含水上升特征,很快进入特高含水期,特高含水期主要通过提液来稳产,在大液量生产条件下,通过油田的岩心实验发现随着油田持续的产出及冲刷,冲刷倍数达到成千上... 强底水油藏因为水体能量充足随着生产的持续,含水持续上升,出现“厂”字形的含水上升特征,很快进入特高含水期,特高含水期主要通过提液来稳产,在大液量生产条件下,通过油田的岩心实验发现随着油田持续的产出及冲刷,冲刷倍数达到成千上万倍的情况下,油田的物性及渗流规律会发生变化,依据行业标准在冲刷倍数三十倍的情况下测得的油和水两相相对渗透率曲线已经不适用于该类油藏。为了认识水驱油田高含水期的水驱规律特征,从强底水油藏高含水期水驱特征曲线出发,结合常用的油藏工程公式,如Buckley-Leverett前沿推进方程,Welge平均含水饱和度方程等,得到计算油和水两相相对渗透率曲线的计算模型。通过油田的实际生产数据来进行数模拟合验证,通过对比行业标准在冲刷倍数三十倍的情况下测得的油和水两相相对渗透率曲线与含水期油田水驱特征计算的油和水两相相对渗透率曲线实际模型的拟合效果可以看出,本文求取的新油和水两相相对渗透率曲线更符合实际,充分体现了油藏特高含水中后期物性分布及流体渗流规律。该方法为强底水油藏高含水期渗流规律及剩余油的认识提供指导。 展开更多

关键词 强底水油藏 高含水期 水驱曲线 相对渗透率曲线

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强底水特稠油油藏蒸汽辅助重力泄油物理模拟 被引量：2

14

作者 王大为 吴婷婷 +2 位作者 葛涛涛 杜春晓 耿志刚 《新疆石油天然气》 CAS 2018年第2期49-53,67,共6页

通过三维物理模拟分析了强底水特稠油油藏SAGD开发效果。研究表明,强底水会消耗部分注入蒸汽热量,对于SAGD开发产生较大不利影响。吞吐预热后转SAGD生产过程可以划分为产油量快速增加和产油量逐渐递减阶段2个阶段。由于存在强底水,吞吐... 通过三维物理模拟分析了强底水特稠油油藏SAGD开发效果。研究表明,强底水会消耗部分注入蒸汽热量,对于SAGD开发产生较大不利影响。吞吐预热后转SAGD生产过程可以划分为产油量快速增加和产油量逐渐递减阶段2个阶段。由于存在强底水,吞吐预热难以降低油藏压力,经过3个吞吐轮次,油藏压力由10MPa降至9.5MPa,井间温度升至85℃,达到转SAGD时机;生产井在吞吐阶段已发生明显水淹。吞吐预热阶段采出程度达到0.35%,汽腔上升达到顶层时的采出程度为3.59%,汽腔水平扩展阶段结束时对应的采出程度为15.15%,至瞬时油汽比降至0.1时的采收率达到28.80%,最终采收率明显低于纯油藏模式SAGD开发。 展开更多

关键词 强底水 特稠油 SAGD 物理模拟 吞吐预热

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GeoSphere地质导向工具在深水气田水平井钻井中的应用 被引量：11

15

作者 何胜林 李明 +2 位作者 王光 谭舜 朱绍鹏 《天然气工业》 EI CAS CSCD 北大核心 2021年第4期91-96,共6页

L气田是中国在南海海域首个自主开发的深水气田,其气藏类型为强边底水气藏,受制于地震速度体模型精度及重力流沉积受后期泥质水道改造的影响,气藏构造误差及砂体横向展布存在着很大的不确定性,给水平井钻井轨道带来了“着陆”延后及错... L气田是中国在南海海域首个自主开发的深水气田,其气藏类型为强边底水气藏,受制于地震速度体模型精度及重力流沉积受后期泥质水道改造的影响,气藏构造误差及砂体横向展布存在着很大的不确定性,给水平井钻井轨道带来了“着陆”延后及错层的风险。为此,采用超深边界探测地质导向技术(GeoSphere)来提前预判储层顶面——该技术能探测工具前方20~30 m范围的地层电阻率,通过回传电阻率信息定量多层反演的气藏模型与原模型进行实时互动、匹配判断,在井眼轨迹稳斜井段及时发出稳斜、增斜或降斜指令,确保钻井轨迹处于最优“着陆”点。现场应用的A10H井实钻显示,在井深3670 m(垂深3430.7 m)时,以大套泥岩为主,目的层较钻前地球物理解释构造加深,而GeoSphere探边反演显示在垂深3455.7 m处识别到较连续的高阻抗顶界面,反演电阻率介于7~9Ω·m,决策降低增斜率钻进至反演显示更为连续的高阻层(10~20Ω·m),电测曲线的可对比性逐渐变好,在井深3853.3 m(垂深3460.1 m)进入目的层,探边反演目的层顶界面与实钻基本一致。结论认为,该技术对储层顶界的预测较为准确,可以在地震解释构造不确定性较大的区域辅助水平井钻井着陆或水平段实施。 展开更多

关键词 深水气田开发 强边底水气藏 构造误差 超深边界探测 地质导向 着陆 定量多层反演 井眼轨道 中国南海

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强底水油藏水驱倍数定量表征及大幅提液研究 被引量：2

16

作者 王树涛 《新疆石油天然气》 CAS 2020年第2期59-62,77,I0004,共6页

大幅度提液是强底水油藏高含水期的主要增产措施之一,而水驱倍数是评价大幅度提液潜力过程中的一个关键指标。为了定量研究高水驱倍数下水驱油效率的变化趋势,通过在数值模拟中设置虚拟的化学反应实现水驱倍数的定量表征,并根据LD油田... 大幅度提液是强底水油藏高含水期的主要增产措施之一,而水驱倍数是评价大幅度提液潜力过程中的一个关键指标。为了定量研究高水驱倍数下水驱油效率的变化趋势,通过在数值模拟中设置虚拟的化学反应实现水驱倍数的定量表征,并根据LD油田高水驱倍数下水驱油效率实验结果,设置水驱油效率随水驱倍数呈对数递增,并且相渗曲线端点值向右偏移。在上述研究的基础上,采用对数插值方式得到了不同水驱倍数下的相渗曲线,并据此通过数值模拟方法得出了大幅提液10倍后提高采收率7.8个百分点,其中考虑高水驱倍数定量表征后对应的水驱油效率增加贡献0.9个百分点。LD油田实例表明,基于水驱倍数等定量表征的数值模拟方法模拟结果与大幅提液实际生产动态更相符,可为此类油田大幅提液研究提供依据。 展开更多

关键词 水驱倍数 大幅提液 强底水油藏 定量表征 波及系数 驱油效率 相渗偏移

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海上强底水油藏高含水期产液结构调整 被引量：2

17

作者 谭捷 侯亚伟 +2 位作者 彭琴 张东 刘彦成 《新疆石油天然气》 CAS 2019年第1期62-65,4,共5页

A油田为海上强底水油藏,由于海上开发开采的特殊性,油田一直保持高速开发,强底水油藏具有含水上升特别快的特点,目前含水率高达96%,高含水阶段一般为提液增油从而达到高产量,而受海上条件限制,油田液的处理能力已达到极限。为了达到增... A油田为海上强底水油藏,由于海上开发开采的特殊性,油田一直保持高速开发,强底水油藏具有含水上升特别快的特点,目前含水率高达96%,高含水阶段一般为提液增油从而达到高产量,而受海上条件限制,油田液的处理能力已达到极限。为了达到增油稳产的目的,需要对单井的产液量进行调整。如何在油田整体液量不变的情况下,合理分配单井产液量从而增加产油量,就成为了一个课题。通过油藏工程和渗流力学方法结合现场工艺,分析单井的最大产液能力,合理生产制度,关井压锥效果等,制定了全油田单井产液结构调整策略。在全油田液量不变的情况下增油稳产,为油田遇到液处理能力瓶颈时,提供借鉴和指导。 展开更多

关键词 强底水油藏 高含水 产液结构调整 最大产液能力 最大合理压差 底水锥进

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东海强底水气藏电泵排水采气措施效果评价

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作者 王佳 盛志超 徐晨 《海洋石油》 CAS 2023年第4期24-28,共5页

借鉴油藏成功经验,近年来电泵排水采气措施开始在海上强底水气藏推广应用,评价落实措施效果,有助于明确措施适用性,为该类气藏针对性控水、治水提供重要依据。该文以东海X1气井为例,基于措施后气井生产指标评价,应用气藏工程及数值模拟... 借鉴油藏成功经验,近年来电泵排水采气措施开始在海上强底水气藏推广应用,评价落实措施效果,有助于明确措施适用性,为该类气藏针对性控水、治水提供重要依据。该文以东海X1气井为例,基于措施后气井生产指标评价,应用气藏工程及数值模拟方法,研究了强底水气藏电泵排采后水侵、气水界面、无因次采气能力变化特征,明确了措施不见效原因。研究结果表明:电泵排采措施对于强底水气藏并不适用,该类气藏水体活跃,水驱前缘不稳定,单井点高强度排液无法阻止底水推进,反而因生产压差过大,引起水侵加剧、气水界面失衡,造成潜力区域过快水淹。该井实践认识可为同类气藏合理选择排水采气措施提供一定指导。 展开更多

关键词 海上 强底水气藏 排水采气 电泵 措施效果

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太平油田沾29块强边底水稠油油藏转换开发方式冷采技术研究 被引量：3

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作者 赵开宇 《石化技术》 CAS 2019年第12期83-84,共2页

为了有效动用强边底水稠油油藏相关区块储量,提高采收率,开展了转换开发方式稠油冷采技术的研究,遵循"一块一法,一井一策"的原则,取得了良好的现场开发效果,形成了针对太平油田强边底水稠油油藏有效的开发方式。

关键词 太平油田 强边底水 降粘冷采

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海相砂岩油藏张型广适水驱曲线预测修正应用 被引量：1

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作者 孙常伟 程佳 +2 位作者 常阳 谷悦 江任开 《石油化工应用》 CAS 2022年第2期23-29,共7页

XJ油田为强边底水砂岩油藏,边底水能量充足,属于高孔高渗储层,采出程度高,预测精度误差大。针对海相强边底水砂岩油藏目前水驱曲线预测存在的问题,以生产动态资料分析油藏驱替特征出发,研究油井水淹类型影响因素,并从地质因素和驱替特... XJ油田为强边底水砂岩油藏,边底水能量充足,属于高孔高渗储层,采出程度高,预测精度误差大。针对海相强边底水砂岩油藏目前水驱曲线预测存在的问题,以生产动态资料分析油藏驱替特征出发,研究油井水淹类型影响因素,并从地质因素和驱替特征说明水驱曲线的适应性。在前人对于水驱曲线预测方法研究的基础上,结合强边底水油藏的驱替特征以及生产特点,重点研究水驱特征曲线的适应性与驱替特征的关系、修正目前水驱特征曲线以适应预测极限采收率,并编制相应的计算模块,从水淹规律、适用性分析、水驱曲线修正三个方面总结强边底水砂岩油藏水驱曲线预测极限采收率的油藏工程方法。 展开更多

关键词 强边底水油藏 采收率预测 适应性 水驱特征曲线修正

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