由于经济和技术上的限制,深层稠油不适宜热采开发。国内一些稠油油藏采取常规注水开发,取得了较好的开发效果。如果原油黏度过大,水驱效果变差,当注水开发采收率低于经济极限时,就不再适合注水开发,因此原油黏度是决定能否进行注水开发...由于经济和技术上的限制,深层稠油不适宜热采开发。国内一些稠油油藏采取常规注水开发,取得了较好的开发效果。如果原油黏度过大,水驱效果变差,当注水开发采收率低于经济极限时,就不再适合注水开发,因此原油黏度是决定能否进行注水开发的关键。准噶尔盆地昌吉油田吉7井区属于深层大型稠油油藏,埋藏深度大,原油黏度区间大。为确定注水开发稠油油藏原油黏度的界限,开展了现场注水开发试验和室内实验,确定了地层原油黏度小于2 470 m Pa·s的油藏均可实施注水开发,为吉7井区深层稠油油藏较大规模地投入注水开发提供了科学依据。展开更多
页岩油藏原始渗透率极低,自然条件下无经济产能,实践表明大型水力压裂是高效开发页岩油藏的最有效手段.然而,目前鲜有关于页岩油藏压裂水平井裂缝簇数优化研究的报道.针对这一问题,利用不稳定渗流理论建立了多段压裂水平井多井数值模型...页岩油藏原始渗透率极低,自然条件下无经济产能,实践表明大型水力压裂是高效开发页岩油藏的最有效手段.然而,目前鲜有关于页岩油藏压裂水平井裂缝簇数优化研究的报道.针对这一问题,利用不稳定渗流理论建立了多段压裂水平井多井数值模型,在储量动用充分的原则,提出了一套页岩油藏多段压裂水平井裂缝簇数优化方法,并进行了实例应用分析.结果发现,当昌吉油田页岩油藏多段压裂水平井裂缝簇数大于80条,累计产油量的增长趋势趋于平缓,可确定其合理的裂缝簇数为70~80,簇间距范围在15~20 m左右.由最优裂缝簇数为75的理论模型进行产量预测,计算发现昌吉油田页岩油藏压裂水平井的累计产油量为25150 m 3,此工作可为新疆昌吉油田页岩油藏的压裂水平井裂缝簇数设计提供理论参考.展开更多
文摘由于经济和技术上的限制,深层稠油不适宜热采开发。国内一些稠油油藏采取常规注水开发,取得了较好的开发效果。如果原油黏度过大,水驱效果变差,当注水开发采收率低于经济极限时,就不再适合注水开发,因此原油黏度是决定能否进行注水开发的关键。准噶尔盆地昌吉油田吉7井区属于深层大型稠油油藏,埋藏深度大,原油黏度区间大。为确定注水开发稠油油藏原油黏度的界限,开展了现场注水开发试验和室内实验,确定了地层原油黏度小于2 470 m Pa·s的油藏均可实施注水开发,为吉7井区深层稠油油藏较大规模地投入注水开发提供了科学依据。
文摘页岩油藏原始渗透率极低,自然条件下无经济产能,实践表明大型水力压裂是高效开发页岩油藏的最有效手段.然而,目前鲜有关于页岩油藏压裂水平井裂缝簇数优化研究的报道.针对这一问题,利用不稳定渗流理论建立了多段压裂水平井多井数值模型,在储量动用充分的原则,提出了一套页岩油藏多段压裂水平井裂缝簇数优化方法,并进行了实例应用分析.结果发现,当昌吉油田页岩油藏多段压裂水平井裂缝簇数大于80条,累计产油量的增长趋势趋于平缓,可确定其合理的裂缝簇数为70~80,簇间距范围在15~20 m左右.由最优裂缝簇数为75的理论模型进行产量预测,计算发现昌吉油田页岩油藏压裂水平井的累计产油量为25150 m 3,此工作可为新疆昌吉油田页岩油藏的压裂水平井裂缝簇数设计提供理论参考.