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随着弱挥发性断控碳酸盐岩底水油藏的发现,在生产过程中往往存在气油比大、底水锥进以及稳产难度大等开发问题,此次研究的顺北1井区奥陶系弱挥发性断控碳酸盐岩油藏在开发过程中,出现气油比大,产量递减,底水驱的特征,导致油田采收率降低。本文在对研究区开发地质特征、开发方式适应性评价以及开发技术政策界限分析的基础上,建立典型开发单元数值模型运用数值模拟预测不同井型、不同保压方式、不同注入强度、不同注入位置、不同釆液速度等对开发效果的影响,提出注气保压的可行性,对现场开发有一定指导意义。