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哈得逊油田东河砂岩油藏具有较强的非均质性,注采井组内油井受效情况不均衡。之前主要应用稳定同位素监测井间连通状况及注入水速度、推进方向等,但受限于可用同位素品种较少且水样的后处理过程有较强放射性,近年逐渐改用品种较多、全程无放射性的微量元素示踪剂。该微量元素示踪剂在哈得逊油田东河砂岩油藏3个相邻注采井组进行试验,通过362天的取样监测,13口油井中有6口井见到示踪剂显示,推进速度3.02~4.78m/d,基本符合井组的生产动态变化,表明微量元素示踪剂在本区有较好的适应性,为下步高含水井稳油控水、区块生产调整提供了很好的技术支持。 相似文献
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通过断裂特征、构造演化和油气地球化学指标对哈得逊油田东河砂岩油藏油气运移特征展开研究。结果表
明油气总体运移特征为“先垂向后侧向, 多期运移, 晚期成藏”, 先由下古生界古油藏垂向运移至石炭系, 再在石炭系
内进行侧向运移。哈得逊油田古生界发育5 条断至基底的油源断裂, 在晚加里东期—喜马拉雅期继承性幕式活动, 是油
气垂向运移的通道。哈得逊油田地球化学指标表明油气存在沿油源断裂的垂向运移及自北向南的侧向运移。结合分析测
试及构造断裂研究, 建立了哈得逊油田的油气运移模式。哈得逊油田东河砂岩油气主要来自于晚喜马拉雅期下古生界古
油藏的大规模调整, 同时不排除乡3 井区油气远距离侧向调整的贡献。根据运移模式指出了未来两个有利勘探方向。 相似文献
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轮南油田2井区TI油组是典型的高温高盐油藏,经过注水实现高效开发,但长期注水导致层间、层内矛盾凸显,注水开发效率不断降低。为改善水驱开发效果,采用高温改性“微米微球+颗粒+凝胶/冻胶”调驱体系,在该油组东部开展了4井组的整体深部调驱矿场先导试验。试验实施后整体增油效果明显,但不同井组和油井增油差异很大。研究认为,油井控制储量、储层物性和注采对应关系是影响调驱油井增油效果的关键因素;注采井组控制剩余可采储量越大越有利于调驱、储层物性越好越利于调驱受效,注水一线受效油井调驱增油好于二线井。 相似文献
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塔中T油田石炭系均质砂岩段油藏为块状底水油藏, 历经15a开发, 进入特高含水阶段, 油藏水淹严重,为了搞清剩余油分布规律, 开展了夹层分布特征研究。均质砂岩段为前滨亚相, 夹层以物性夹层为主, 常规方法难以识别。基于岩心观察, 通过测井、岩心分析化验及动态资料对比分析, 明确密度曲线与岩心孔隙度、渗透率的线性关系,将该区夹层分为3类, 建立了定量识别东河砂岩均质段油藏夹层的标准, 实现均质段夹层的精细刻画。在此基础上, 应用数值模拟方法, 开展了夹层位置、夹层分布面积及夹层性质对剩余油分布影响的机理研究。研究结果表明, 均质段油藏构造边部及井间构造顶部剩余油富集, 据此完成塔中T 油田开发调整方案的编制, 夯实了该油田稳产基础。 相似文献
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M 油田TⅠ油组为典型的层状边水中低渗透砂岩油藏, 纵向发育的2 个含油小层TⅠ2、TⅠ3 因层间矛盾
突出导致注入水利用率低、无效循环严重。在搞清井间剩余油分布和注水优势通道的基础上, 优选耐温抗盐性能突出的
纳米微球、体膨型颗粒、改性聚合物冻胶及改性聚合物凝胶等4 种调驱剂, 根据油水井井况选择不同的体系组合, 在剩
余油富集、注水优势通道发育、连通性较好的4 个井组下部TⅠ3 高吸水层段开展深部调驱先导性矿场试验。调剖后单
井平均视吸水指数由20. 2m3 / (d·MPa) 降至8. 7m3 / (d·MPa), 单井平均注入压力由7MPa 上升至18MPa, 含水率
由89. 1%下降至85. 4%, 截至2015 年12 月试验区累计增油2. 31×104 t, 区块整体递减减缓。阐述此技术的配方、用量
及应用效果, 从而为中低渗透砂岩油藏提高采收率提供技术支撑。 相似文献
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哈得逊薄砂层属于超深超薄油藏, 纵横向上储层具有较强的非均质性, 注采井组内油井受效不均衡导致开发效果变差。之前采用稳定同位素监测剩余油分布情况及注入水推进方向、速度等, 存在药剂种类少、易受井间干扰、水样后处理有较强放射性等问题, 近年逐渐改用可选种类多、无放射性污染、在该油藏适应性较好的微量物质示踪剂。以该油藏中部3个相邻注采井组为例, 13口油井中有6口井在297d的取样监测后见到显示, 推进速度为2.87~5.04m/d,其解释结果与前期同位素监测的变化趋势、生产动态基本吻合。经分析认为注入水突破是导致含水率快速上升的主要原因, 采取油井堵水、水井调剖或分层注水工艺可提高注水波及体积及驱油效率。迄今在哈得逊薄砂层油藏应用65 井次,在轮南、塔中、东河塘等老区应用近179井次,取得了较好的效果。 相似文献