【摘 要】
：
白土沟油区长8、长9油层目前只有少量井在生产,为了提高开发效果,进行了小层精细对比划分、沉积微相、砂体展布研究,C811和C911为主力油层,主力层砂体连续性较好。建立了沉积相约束的白土沟油区三维地质模型。分析了生产井的产量递减特征和关井原因,将研究区划分为Ⅰ区高潜力产油区,Ⅱ区中潜力产油区,Ⅲ区低潜力产油区。该区提高产油能力的因素是沉积相分布、储层物性、压裂规模、布井方式等。确定了超前注水提高油
论文部分内容阅读
白土沟油区长8、长9油层目前只有少量井在生产,为了提高开发效果,进行了小层精细对比划分、沉积微相、砂体展布研究,C811和C911为主力油层,主力层砂体连续性较好。建立了沉积相约束的白土沟油区三维地质模型。分析了生产井的产量递减特征和关井原因,将研究区划分为Ⅰ区高潜力产油区,Ⅱ区中潜力产油区,Ⅲ区低潜力产油区。该区提高产油能力的因素是沉积相分布、储层物性、压裂规模、布井方式等。确定了超前注水提高油藏压力的生产措施,超前注水6～7个月,配注量为30～35m3/d。考虑无效注水后,合理注采比2.2,合理地层压力保持水平107%～116%。进行了开发技术论证,确定注采参数。分别设计了定向井菱形反九点、定向井矩形和水平井共3种注采井网。通过数值模拟计算,开发指标优选,认为采用水平井交错注采井网是最佳方案,采出程度可提高16.1%。该方案合理井距500m,排距150m,合理井底流压6MPa左右,合理注采比2.0。本文研究为提高白土沟长8、长9油层注水开发效果提供了技术支持,研究成果对于改善同类油田注水开发效果具有重要意义。
其他文献
深水水下井口上部连接钻井隔水管,下部连接导管,是深水钻井不可或缺的关键装备之一,如果设计控制不当会造成井口失稳,给深水钻井作业带来重大经济损失。一般来讲,水下井口的稳定性主要由深水导管的承载能力保障,因此研究深水导管在海底土体中的承载能力对确保深水钻井安全进行具有重要意义。本文根据实际深水钻井工况建立了动态载荷作用下深水导管横向承载能力力学分析模型和静态载荷作用下深水导管竖向承载能力力学分析模型;
随着水力压裂技术的发展,我国超低渗透油藏能够实现大规模商业开采。以鄂尔多斯盆地长6、长8储层为代表的部分超低渗透油藏,通过压裂水平井和水驱开发方式实现了有效开发,但仍存在一定的问题。本文针对CQ超低渗透油藏在开发过程中出现的水侵、水窜、难以建立有效驱替等问题,分析影响水驱的主控因素,对井网、缝网和开发方式等因素进行优化研究。首先,分析了CQ超低渗透油藏水平井水驱动态,得到了超低渗透油藏水平井水驱的
随着钻井装备的发展,旋转导向钻井系统在大位移井、大斜度井等复杂井的钻探中应用愈发广泛,偏置机构工作的稳定性决定了导向的精确性和效率,低速重载、地层固相颗粒研磨性强、润滑不足等因素严重影响了偏置机构的滑动轴承组件使用寿命。为了探究PCD滑动轴承的应用表现,本文以旋转导向偏置机构某型号PCD滑动止推轴承为例,对其摩擦磨损特性和结构优化设计进行了研究。结合偏置机构PCD滑动止推轴承的工况分析了PCD作为
提高机械钻速可以缩短钻井周期,降低钻井成本。水力脉冲射流能够改善井底流场、提高水力能量利用率、提高清岩及辅助破岩效率,是一种提高软到中硬地层机械钻速的有效方式。受井筒空间限制,长寿命、脉冲特性可控的水力脉冲射流发生机构设计较难,相关研究较少。本论文针对叶片驱动盘阀式脉冲射流发生机构完成了以下工作:（1）利用Pump Linx软件计算动力机构流场,从排量、叶轮内径、叶片个数、叶片型线安放角和阻力扭矩
缝洞型碳酸盐岩储层低孔、低渗、基质致密,且溶洞是主要的油气储集体,因此其开发的关键是通过压裂的人造裂缝,沟通尽可能多的溶洞,以提高产量。在沟通储层溶洞储集体的过程中,控制压裂裂缝在连接溶洞后能再次起裂扩展,是提高改造效果的关键。但是针对碳酸盐岩溶洞再起裂的力学机理缺乏研究,导致对于压裂裂缝再起裂的影响因素和规律不清楚,控制方法和手段不明确。因此,本文针对碳酸盐岩溶洞再起裂的问题,推导和建立了压裂裂
气藏纵向上层多且薄、原始含气量大,分层开采产量低,多采用同井筒多层合采方式开采,提高单井产量,降低开发成本。但气藏多层合采时,由于合采产层的产量与压力存在一定的差异,引发层间干扰致使产量损失,甚至是储层伤害。目前专家学者对于气藏合采的研究多是集中于产层物性参数、合采接替时机及井筒内管流与压降等,鲜有研究层间干扰后稳产期合采产量的变化规律。本文针对气藏合采层间干扰后稳定生产期各产层的产量与各产层出口
随着油田勘探开发的不断进行,特低渗透油气藏储量占国内新勘探石油储量中的比重日益增加。在今后很长的一段时间内,特低渗透油气藏的开采将为我国的增储上产、稳定能源供应提供强有力的支撑。在特低渗透油藏开采的过程中发现,由于部分油藏的饱和压力高、地饱压差小,深深地影响了特低渗透油藏的有效开采。因此,特低渗透高饱和油藏合理开发策略的研究对我国石油工业的发展具有重要的意义。在调研了大量文献的基础上,本文以松辽盆
渤海BZ油田采用水平井井网注水开发,由于隔夹层和非均质性的影响,储层不同区域开发效果差异较大,且由于不同水平井井网储量动用规律认识不清楚,导致油田开发后期开采效果明显下降。因此,通过研究水平井井网储量动用规律和剩余油差异化分布规律可为后期水平井注采井网调整和流场调控提供有力的依据。本文综合渗流力学、油藏工程方法以及数值模拟,通过建立合理的水平井井网动用规律和流场评价方法,深入研究了调控前后的储层动
低渗透油藏开发中后期往往通过井网加密调整以增加油田产量,抑制含水上升,井网加密加剧了井间干扰程度,现有单井试井分析方法将井间干扰视为边界效应,往往忽略邻井干扰影响。现有压裂井干扰试井解释模型尚未考虑裂缝表面流量分布的影响,也不能有效确定井间干扰程度。本文分别考虑了直井与压裂井间以及压裂井与压裂井间的相互干扰作用,采用有限差分方法耦合地层和裂缝渗流方程,分别建立了井间干扰下和压裂井干扰下的压裂井有限
我国部分超低渗透油藏通过注水开发实现了有效动用,但注水矛盾仍比较大,水驱波及系数难以评价。由于启动压力梯度,裂缝和各向异性的存在,常规油藏的平面波及系数计算方法不能适用于超低渗透油藏,亟需开展平面波及系数评价方法研究。首先,本文针对超低渗透油藏各向异性、启动压力梯度、存在人工压裂缝的特征,进一步考虑油水非活塞水驱油、非均匀注采工作制度的影响,修正并建立了超低渗透油藏平面波及系数的流管模型,可以实现