检索结果-南通市图书馆

盆5油气藏开发动态分析与油层开发技术对策研究

在线全文

同方学位论文库

学校读者我要写书评

暂无评论

盆5油气藏开发动态分析与油层开发技术对策研究

作者：余贝贝西南石油大学

学位级别：硕士

随着勘探开发技术的不断提高和我国能源发展战略的需要,复杂油气田的开发已成为我国陆上石油工业稳定发展的重要潜力,是未来石油工业可持续发展的技术方向。盆5井区侏罗系三工河油气藏属于带底水、带油环、凝析油含量中等偏低、... 详细信息

随着勘探开发技术的不断提高和我国能源发展战略的需要,复杂油气田的开发已成为我国陆上石油工业稳定发展的重要潜力,是未来石油工业可持续发展的技术方向。盆5井区侏罗系三工河油气藏属于带底水、带油环、凝析油含量中等偏低、油气水自上而下呈“上气中油下水”型分布的凝析气藏类型,是新疆油田分公司2001年发现并于2003年投入开发的、储量规模较大的凝析油气田。开发初期就表现出了压降过快、产能严重不到位、部分气井产黑油、油环动用程度低、油环开采效果差的特点。因此,如何在不影响气藏开发效果,考虑气顶、底水对油环开发的综合作用前提下,制定出油环的有效开采技术对策显得十分重要。论文从盆5井区侏罗系三工河油气藏储层分布特征、储层渗流物性特征及油气水分布特征研究出发,在对盆5油气藏的地质特征有了全面认识的基础上,运用油藏动态分析方法,详细分析了气井、油井和整个油气藏的开发动态特征及开采机理,并运用油藏工程与数值模拟相结合的方法,研究了在油环打加密井、在油气界面实施屏障注水、利用气顶能量实施气顶气驱等开发模式对油环有效开发的适应性。通过系统研究论证后得出:由于油环厚度小以及气顶、底水综合影响,油环的注水开发效果和屏障注水开发效果均不理想,而在维持气顶目前的开发速度下,可在油环物性好的地方加密四口井,这样既不影响气顶采收率,也可以使油环的采收率从2.35%提高到5.36%。本论文的研究结果,对实现盆5油气藏的高产稳产,提高油环的开采效果具有重要的指导意义和实际应用价值,对该类油气田的合理的开发提供理论参考。

关键词：底水油环凝析气藏开发技术对策油藏工程数值模拟

在线全文

同方学位论文库

学校读者我要写书评

暂无评论

川口油田刘渠区长4+5层开发技术对策研究

川口油田刘渠区长4+5层开发技术对策研究

作者：郑云西安石油大学

学位级别：硕士

川口油田刘渠区块位于鄂尔多斯盆地中部,主力产层是延长组的长4+52,沉积相以三角洲分流河道为主,为典型特低孔、低渗油藏。采用150×110m的矩形井网和“反九点”注采方式,注水井全部经过压裂。突出矛盾表现部分井水淹、水串现象严重,大... 详细信息

川口油田刘渠区块位于鄂尔多斯盆地中部,主力产层是延长组的长4+52,沉积相以三角洲分流河道为主,为典型特低孔、低渗油藏。采用150×110m的矩形井网和“反九点”注采方式,注水井全部经过压裂。突出矛盾表现部分井水淹、水串现象严重,大部分井受效程度差,产量递减快(目前平均单井日产油量为0.35t/d),面临严峻的稳产形势。本次研究从小层划分对比开始,进行了构造、沉积相、储层非均性、基质、油田开发评价、三维建模及数值模拟等方面的研究;在此基础上,提出了现有井网条件下的“堵水和引效”的手段和改变注采井网的稳产技术对策。刘渠区块延长组主要含油层系分为4个小层,除长4+51为曲流河外,其它三个小层主要为分流河道,河道砂体平均宽度为50-250m。平面上连通的砂体为多期砂体叠合、截切的结果,非均质性强。在全面研究的基础上提出了综合考虑不同井层条件、油田开发现状和现实工艺手段的稳产技术对策。

关键词：低孔低渗方向性水淹注采矛盾开发技术对策

在线全文

同方学位论文库

学校读者我要写书评

暂无评论

特低渗透浅层油藏水平井开发技术对策研究

特低渗透浅层油藏水平井开发技术对策研究

作者：刘成钢西安石油大学

学位级别：硕士

近年来，随着勘探的不断深入，鄂尔多斯盆地渭北油田长3储层显示出较大的资源潜力和开发前景，是鄂尔多斯盆地的重要接替层系。研究区长3储层属三角洲沉积体系中的三角洲前缘亚相沉积，油层埋藏深度34078m，平均孔隙度为10.14%，平均渗... 详细信息

近年来，随着勘探的不断深入，鄂尔多斯盆地渭北油田长3储层显示出较大的资源潜力和开发前景，是鄂尔多斯盆地的重要接替层系。研究区长3储层属三角洲沉积体系中的三角洲前缘亚相沉积，油层埋藏深度34078m，平均孔隙度为10.14%，平均渗透率为0.53×10-3μm2，属于低孔超低渗浅层储层。这类“低品位”资源表现出储层致密、物性差、低丰度的特点，给合理开发油气田带来巨大难度。特低渗透浅层储层特征决定了特低渗透浅层储层渗流能力差，直井开发产能很低，稳产难度大，产量递减快，注水困难。因此提出了采用水平井开发油藏，并且提出一种改善油藏开发效果的有效注水开发模式(超前注水)。本文以渭北油田长3储层为例论述了水平井开发特低渗透浅层油藏以及注水开发数值模拟应用技术研究。本文在研究渭北油田长3储层地质特征基础上，利用三维随机建模技术、油藏工程理论和数值模拟研究，结合长庆油田低渗透油藏成功的开发理论，对长3储层进行了水平井井网形式的确定及优选，论证了合理的井排距、优化了压裂参数(裂缝条数、长度、位置、间距参数)，并且对压力系统、超前注水时机以及合理注采参数等开发技术指标进行研究，最终确定合理的水平井开发低渗透浅层油藏的技术对策。

关键词：长3储层水平井井网形式井排距压裂参数数值模拟开发技术对策特低渗透浅层油藏

浅层低压低渗透油藏开发技术对策——以渭北油田为例

在线全文

同方学位论文库

学校读者我要写书评

暂无评论

浅层低压低渗透油藏开发技术对策——以渭北油田为例

作者：李成政西安石油大学

学位级别：硕士

近年来在低渗透油藏的勘探开发中,浅层低压油藏的开发成为具有重要价值的研究方向。鄂尔多斯盆地渭北油田长3储层作为浅层油藏的代表性区块之一,显示出较大的资源潜力和开发前景。研究区长3储层属三角洲沉积体系中的三角洲前缘亚相沉积... 详细信息

近年来在低渗透油藏的勘探开发中,浅层低压油藏的开发成为具有重要价值的研究方向。鄂尔多斯盆地渭北油田长3储层作为浅层油藏的代表性区块之一,显示出较大的资源潜力和开发前景。研究区长3储层属三角洲沉积体系中的三角洲前缘亚相沉积,油层埋藏深度34078m,平均孔隙度为10.14%,平均渗透率为0.53×10-3μm2,压力系数为0.5-0.6左右,属于典型的浅层低压低渗透储层。这类储层的埋深较浅,原始地层压力和岩石破裂压力较低,常规的低渗透油藏开发中所采取的增产方式、生产参数无法直接得到应用;低压特性的存在,反映了油藏储层中天然能量的不足,开采中需要采用适当的能量补充的开发方式;低渗透的特征表现为储层渗流能力差,给实现储层流体的有效驱替带来了困难。因此需要针对其浅层、低压和低渗透的特点进行科学的开发技术对策论证。本文以渭北油田长3储层为例研究论证了浅层低压低渗透油藏的开发技术对策。本文在研究渭北油田长3储层地质特征基础上,利用三维地质建模技术实现了对研究储层的精细描述;通过对该层已开发区块的生产动态分析,掌握了油井生产特征和水井见效规律。以此为基础采用油藏工程理论和数值模拟的方法,结合鄂尔多斯盆地低渗透油藏成功的开发理论,对长3储层研究区域进行了包括开发方式、井网系统、压力系统和注水参数等方面的技术对策研究。

关键词：浅层低压低渗透油藏开发技术对策数值模拟长3油藏

杜229块超稠油油藏整体评价及开发技术对策研究

在线全文

同方学位论文库

学校读者我要写书评

暂无评论

杜229块超稠油油藏整体评价及开发技术对策研究

作者：支印民中国石油大学

学位级别：硕士

杜229块是国内蒸汽吞吐开发超稠油最典型的区块,通过7年的开发,开采技术水平及配套技术日臻完善。本文从油藏地质分析入手,动、静态资料结合,系统的研究影响超稠油开发效果的各种主要油藏参数因素,在此基础上建立油藏评价计算公式,建立... 详细信息

杜229块是国内蒸汽吞吐开发超稠油最典型的区块,通过7年的开发,开采技术水平及配套技术日臻完善。本文从油藏地质分析入手,动、静态资料结合,系统的研究影响超稠油开发效果的各种主要油藏参数因素,在此基础上建立油藏评价计算公式,建立杜229块油藏评价标准,并对该块进行了油层综合评价。分析生产特点,总结开发规律,从开发的角度对注汽参数、生产参数、举升工艺、经济界限等开发效果因素进行分析,研究目前生产形势和油层动用状况,评价整体开采效果,分析剩余潜力,为后期技术对策研究提供基础依据。对不同吞吐阶段的矛盾进行分析,结合高轮低效、出水、汽窜、出砂、套变等实际生产矛盾,提出相应可行的治理措施,根据目前的生产形势和影响开发效果的采出程度高、地层亏空加大、层间矛盾加剧等因素,研究改善高轮效果的技术对策,如间歇吞吐、一注多采、三元复合吞吐等技术,这些技术的应用,使吞吐后期的开发效果得到改善,可取得较好的效益。同时通过不断完善修井技术,试验水平井,低效注汽压力高区域使用亚临界锅炉注汽等技术对策的探索,也给杜229块的后期高效开发、提高采收率提供了实现的基础。本文不仅是密切结合生产实践的一项研究成果,也是超稠油蒸汽吞吐技术的全面总结。

关键词：超稠油蒸汽吞吐油藏评价开发技术对策注采参数

在线全文

同方学位论文库

学校读者我要写书评

暂无评论

超低渗透储层开发技术对策

岩性油气藏 2008年第3期20卷 128-131页

作者：李书恒赵继勇崔攀峰杨金龙陈文龙中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院

超低渗透储层在鄂尔多斯盆地拥有巨大的资源潜力,该类储层物性差,启动压力梯度高。针对储层特征,提出"超前注水、缩小井距、提高注采井数比、提高人工裂缝长度与导流能力"的开发思路,在西峰油田庄9井区先导性开发试验中取得了明显的增... 详细信息

超低渗透储层在鄂尔多斯盆地拥有巨大的资源潜力,该类储层物性差,启动压力梯度高。针对储层特征,提出"超前注水、缩小井距、提高注采井数比、提高人工裂缝长度与导流能力"的开发思路,在西峰油田庄9井区先导性开发试验中取得了明显的增产效果,为实现该类油藏的有效开发奠定了基础,极大地拓宽了鄂尔多斯盆地油气勘探与开发的前景。

关键词：超低渗透储层地质特征开发技术对策先导性试验

双鱼石区块栖霞组气藏试采认识及早期开发技术对策

维普期刊数据库

同方期刊数据库评论

在线全文

学校读者我要写书评

暂无评论

天然气勘探与开发 2021年第4期44卷 60-71页

作者：李旭成万亭宇罗静文雯吴婷婷李开发中国石油西南油气田公司川西北气矿中国石油西南油气田公司勘探开发研究院

基于川西北部地区双鱼石区块栖霞组气藏试采方案执行情况的动态跟踪,结合气藏主要地质特征,梳理气藏主要开发特点,形成了该气藏开发早期初步认识。研究认为:①气藏受成藏条件影响,构造成排成带分布特征明显,划分的6个构造高带中,③、④... 详细信息

基于川西北部地区双鱼石区块栖霞组气藏试采方案执行情况的动态跟踪,结合气藏主要地质特征,梳理气藏主要开发特点,形成了该气藏开发早期初步认识。研究认为:①气藏受成藏条件影响,构造成排成带分布特征明显,划分的6个构造高带中,③、④号高带压力连通;②储层的发育主要受滩相分布及白云岩化作用的控制,具有一定非均质性,试采井井间产能有一定差异;③、④号高带产能明显高于其他高带,且工艺井提高产能效果明显;③气藏存在局部水体,水体来源可能位于构造条带间的低洼部位;④目前气藏基本地质特征与方案设计时认识基本一致,但气水分布认识有所变化,气水关系更为复杂,受试采井数及分布限制,各条带间的连通关系认识、气藏类型定义有待进一步深化;⑤各条带储量动用略不均衡,生产井及后续投产井均集中于③、④号条带,局部采速高,建议调整产量至合理配产规模;⑥应进一步深化岩性边界刻画,加大井控程度较低区域构造、储层预测的研究力度,加快推动储量升级,有效落实储量申报面积及规模,强化超深有水含硫气藏排水采气工艺技术攻关,以支撑下步整体开发方案的编制及科学开发。

关键词：超深层碳酸盐岩气藏双鱼石区块试采早期开发技术对策

维普期刊数据库

同方期刊数据库评论

在线全文

学校读者我要写书评

暂无评论

沁南地区X区块煤层气开发技术对策研究

内蒙古石油化工 2014年第22期40卷 117-119页

作者：杜川海王国华刘鑫西安石油大学石油工程学院长庆油田分公司第三采气厂陕西西安710018 中石油煤层气有限责任公司北京100028

以沁南地区某区块煤层气地质特征、试采数据等资料为依据,分析讨论了该区块煤层气的开发方式、开采层位、井型及井网部署等开发技术对策。重点从井网形式、井网方位、井网密度和井距等三个方面进行了分析和研究,提出了最佳井网部署方案... 详细信息

以沁南地区某区块煤层气地质特征、试采数据等资料为依据,分析讨论了该区块煤层气的开发方式、开采层位、井型及井网部署等开发技术对策。重点从井网形式、井网方位、井网密度和井距等三个方面进行了分析和研究,提出了最佳井网部署方案。研究结果表明:该区块煤层气以3#煤层作为目标煤层,采用降压排水的方式,以直井为主、多分支水平井为辅进行开发,井网形式采用矩形井网,井网方位为SE55°和NE35°方向,通过数值模拟技术确定最佳井距为350×300m。

关键词：沁南地区开发技术对策井网部署

高含水致密砂岩气田气水分布规律与开发技术对策——以鄂尔多斯盆地苏里格气田西区为例

维普期刊数据库

同方期刊数据库评论

在线全文

学校读者我要写书评

暂无评论

高含水致密砂岩气田气水分布规律与开发技术对策——以鄂尔多斯盆...