渤海薄层边水气顶砂岩油藏高效开发研究与实践

薄层边水气顶砂岩油藏能否高效开发,关键取决于能否根据实际地下油藏特征选取适当的开采方式。如何避免气窜与水锥是面临的难题。通过理论研究评价气顶、边水天然能量大小,尝试先期充分利用天然能量,东侧气顶内注气补充地层能量,西侧油环采油的开发模式,视地层压力情况后期增加新注水井点。实践证明该油藏开发效果显著,这为类似气顶油藏开发提供较好借鉴经验。     

顶气边水窄油环油藏高效开发技术与实践

对于顶气边水窄油环油藏开发,成熟的开发经验较少,高效开发难度很大。针对渤海海域JZ油田顶气边水窄油环油藏开发初期井网优选、开发中后期剩余油挖潜和气窜水锥后管理难度大的问题,以大气顶弱边水和小气顶强边水油藏为代表,开展了顶气边水油藏井网优选、油气水三相运移规律、剩余油挖潜策略、气窜水淹特征及稳油控水(控气)技术等方面研究。根据研究结果提出了水平井井网新模式,对于大气顶弱边水油藏,水平段垂向位置设计位于油柱高度的1/3处,对于小气顶强边水油藏,水平段垂向位置设计位于油柱高度的2/3处;大尺度三维物理模型及数值模拟表明,采油速度越大,油气界面及油水界面往生产井移动速度越大;结合水平井井间剩余油为“土豆状”分布的认识,提出了井间加密方案;结合工区内试采生产资料,利用油藏工程方法和数值模拟方法分别建立了见气诊断图版和见水诊断图版,有效指导了油田稳油控气(控水)措施实施。根据以上研究,JZ油田采用该系列技术开发10年,含水率控制在25.0%以内,气油比维持在700 m3/m3以下,预计生产25年可提高采收率2.3个百分点。该研究对同类顶气边水窄油环油藏的开发具有一定的指导意义。     

气顶边水油藏水平井开发可行性分析及产能评价

气顶边水油藏作为较为复杂的油气藏类型,在开发中遇到的最主要问题就是气顶气及边底水过早锥进,造成油井气窜、水窜,严重影响了油井产能。以渤海JZ25-1s油田某油藏为研究对象,根据区域类似油藏开发先导性试验结果及油藏数值模拟技术对比分析该类油藏应用水平井与直井的开采效果,论证了气顶边水窄油环油藏应用水平井开发的可行性。同时根据油田的地质特征,应用比采油指数法、修正公式法及油藏数值模拟法进行水平井产能分析,确定水平井开发初期合理产能。根据油田投产后的实际生产动态数据分析表明,水平井对深层、带气顶边水特征的窄油环状油藏具有较好的适应性,水平井产能的确定结果可信,计算方法可行。     

港西油田港172断块气顶边水油藏高效开发技术研究

港172断块是一个气顶边水构造油气藏,通过对其气顶和边水能量的研究分析,确定了该断块的开发程序。首先充分利用气顶和边水能量,开发动用纯油区;此后边外注水补充地层能量开发动用缓冲区;最后在开发过程中深化认识油藏,合理调整开发方案。投入开发以来,该油藏获得了连续7年的高速高效开发。从采油速度、稳产年限、采收率等油藏开发主要指标分析,港172断块属于一类开发水平,预计最终油藏水驱采收率可达40.8%。开发实践表明,这套开发方式不仅使该类油藏有较高的开采速度,而且确保达到了良好的开发效果。     

气顶边水油藏气/水驱产油量贡献评价方法

通过对锦州油田S31油藏的油气、油水两相渗流规律研究,结合物质平衡方程,推导建立了气/水驱产油量贡献评价方法,量化了该类油藏气驱和水驱在累计产油量中的贡献,为气顶边水油藏可采储量和开发效果评估奠定了基础。研究结果表明：①水平井井网将气顶边水油藏分为受气驱作用和受水驱作用2个部分,可分别对其进行可采储量及开发效果评价;②气/水驱产油量贡献评价方法反映了该类油藏气/水驱贡献产油量与生产气油比、含水率存在内在联系,利用生产动态数据可计算出气驱和水驱在累计产油量中的贡献;③利用气驱、水驱贡献累计产油量和生产动态数据,结合气驱、水驱特征曲线,以及气驱、水驱开发效果评价图版,可以评价气顶边水油藏可采储量和开发效果,为油田后续挖潜指明方向。     

气顶边水油藏开发策略研究与实践

气顶边水油藏在开发过程中容易引起气窜和水窜，造成不可挽回的储量损失。B区块具有一定的气顶规模和油环宽度，弱边水，根据这些特点，通过研究其储层的渗流特征，制定了气顶注水障+边外注水+内部点状注水的方法，指出了影响开发效果的主要因素。同时，配合注水，采取了一些油藏和工程方法，包括合理的生产压差，合理的流压界限，合理注采比以及避水、避气射孔。通过这些开发策略的制定，B区块的开发取得了良好的效果。区块含水和气油比保持相对稳定，各项指标均表现出良性开发的特征，为此类油藏的开发提供了借鉴。     

气顶边水油藏水平井开发效果影响因素分析

结合锦州X油田Es3-I断块气顶边水油藏地质特征及开发特点,建立了典型气顶边水油藏地质模型,通过试验设计方法对6个影响油气采收率的因素进行了优化组合,利用数值模拟软件对各个组合方案进行了模拟运算,进而分析了水平井开发效果的影响因素及其敏感程度,结果表明:油环水平井井数对该类油藏原油采收率的影响程度最大,而气顶动用情况则对该类油藏天然气采收率的影响程度最大;油环原油最终采收率对其他影响因素的敏感程度依次为水平段垂向位置、原油采油速度、储层各向异性、气顶动用情况、隔层分布以及隔层分布与气顶动用的交互作用。     

气顶边水窄油环水平井生产压差调控实验研究

为了解生产压差调控策略对气顶边水窄油环开发效果的影响规律,提高该类油藏的采出程度,以海上某气顶边水窄油环为原型,根据相似准则设计了大型三维物理模型,进行了水平井生产压差不同调整时机和调整方式的生产实验,分析了生产压差调整时机和调整方式对气顶边水窄油环开发效果的影响。结果表明:水平井气窜后增大生产压差,采出程度从28.32%提高至约40.00%;气窜持续一段时间后增大生产压差要优于刚发生气窜时就增大生产压差,采出程度可提高2.09%;单阶梯增大生产压差方式的开发效果要优于多阶梯增大生产压差方式,采出程度可提高2.47%。研究表明,气顶边水窄油环气窜后生产一段时间再单阶梯增大生产压差,是提高该类油藏采出程度的最优策略。海上某大气顶边水窄油环采用该生产压差调整策略调整生产压差,增油效果显著。      

气顶油藏开发特点及开采方式概述

气顶油藏油、气、水交错分布,驱动类型多,油气水运动非常复杂,利用气顶和边水能量使油气、油水界面均匀推进,在层间和平面不让过早地发生水窜和气窜,是开发控制和调整的核心问题,也是提高这类油藏采收率的关键。文章在国内外气顶油藏开发经验的基础上,探讨了气顶油藏的开发特点和开采方式,分析了各种开采方式在开发过程中的差异,为同类油气藏的合理开发提供经验和借鉴。     

不同气顶指数油藏注采策略研究及应用

渤海黄河口凹陷气顶边水油藏具有一砂一藏、储层薄,储量规模小、气顶指数差异大等特点,单砂体水平井注水开发存在巨大挑战。通过分析不同气顶指数油藏合理地层压力水平、注水策略、提液界限等发现,对于小气顶油藏,应早期注水,合理地层压力水平在90%~95%左右,位于饱和压力附近,提液时机在气顶气采出程度大于25%后;中等气顶油藏,早期注水不考虑气亏空影响,压力维持水平在70%~80%左右油气采收率最高,提液时机在气顶气采出程度大于40%后;大气顶油藏,合理地层压力水平在60%左右,初期依靠天然气顶能量开采,后期结合人工注水适当提液采油。通过研究成果的应用,渤中26-3油田带气顶砂体开发效果得到了明显改善,砂体采收率平均提高1.5%。该成果对类似气顶油藏在"油气同采"模式下注水开发具有重要的指导意义。     

气顶边水窄油环油藏开采中后期开发方式

具大气顶、窄油环、强边水特征的锦州X砂岩油藏,进入开发中—后期后,面临着地层压力下降快、气窜严重、挖潜难度大等难题,亟待优化其开发方式.以几何相似、物性相似和生产动态相似为原则,对锦州X油藏进行剖面模型化,通过可视化二维物理模拟实验,验证了屏障注水方案的可行性.在此基础上,结合数值模拟,推荐水平井平行井网屏障注水方案并...     

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气顶油气田因气顶及油气界面的存在，同时因气顶和油环的大小、储层物性、几何形态不同和边底水活跃程度不同，致使气顶油气藏在开采过程中具有多种驱油机理，采收率变化较大，这关键是气顶油气藏在开发过程中存在油气界面的移动问题，而调整和控制油气界面是相当困难。文章以唐家河油田东三段油气藏为例，应用动态分析法和数值模拟法，讨论了不同类型气顶油藏中油气水的分布特征以及气顶气投产时机等对油气采收率的影响，提出了高效开发气顶油气藏的具体措施。在精细地质描述的基础上正确选择开发方式，加强动态监测，适时完善注采系统，保持油环和气顶开发相协调。当气顶气储量相对较大时，采取气顶、油区同时开发；而对于气顶体积相对较小并且边、底水能量充足时，采取先依靠天然能量开采油区，然后人工注水，最后开采气顶。     

气驱–水驱联合特征曲线在气顶边水油藏中的应用

气顶边水油藏进入开发中晚期后,面临着气窜与水侵的双重难题,需要评价开发效果,并基于评价结果调整开发策略,但无法直接应用气驱特征曲线或水驱特征曲线评价该类油藏的开发效果.因此,基于稳定渗流理论,推导了气驱特征曲线关系式,并与水驱特征曲线关系式联立,建立了计算不同阶段气驱产油量占总产油量比例的方法;利用该方法可计算出气顶边...     

水平井开发大气顶弱边水油藏早期采油速度研究

针对渤海锦州25-1南油田沙河街组井区I油组油藏具有大气顶弱边水的特点,在精细地质模型的基础上,利用油藏数值模拟方法,研究了水平井衰竭开发大气顶窄油环弱边水油藏的合理采油速度和开采特征.同时也分析了在不同生产压差时的地层压力损耗、气油比、开采速度和采出程度的变化规律.综合考虑到海上油田生产主要受平台产气处理能力和平台寿...     

屏障注水机理研究

本文研究屏障注水机理是以扎纳若尔油田B北油藏为例,扎纳若尔油田是哈萨克斯坦阿克纠宾油气股份有限公司拥有许可证的2个油田[之一,中国石油天然气集团公司拥有60．3％,的股份,为了研究气顶油藏屏障注水机理和效果,选用扎纳若尔油田KT－I层B北油藏作为典型实例进行评价,B北油藏在整个内含气边界部署了注水井,屏障注水时间较长,具有相当的代表性。     

双六井区凝析气顶油气藏开采特征研究

双六井区是辽河油田最为典型的大气顶(凝析气藏)、窄油环(稀油)、边底水的块状油气藏,文章系统总结了双六井区凝析气顶气藏的开采特征,指出采用衰竭式开采方式和“先采油,后采气”的开发技术政策是适合的,并且取得了显著的开发效果和经济效益。对指导同类气藏的开发具有一定的参考价值。     

残雪构造H3油气藏评价认识与启示

H3油气藏是西湖凹陷残雪构造主力油气藏。自1989年以来,H3油气藏经历了探井评价、多井综合评价和评价井评价等3个阶段,不同评价阶段对该油气藏的认识不同。探井评价阶段认为该油气藏是具底水的凝析气藏,多井综合评价阶段认为该油气藏是具气顶和底水的油藏,而评价井评价阶段认为该油气藏可分为H3a+b和H3c两个独立的油气水系统(其中H3a+b是具气顶和边水的油藏,H3c是具气顶和底水的油藏)。随着对H3油气藏认识的不断深化,残雪构造的储量计算、经济评价和开发方案设计均发生了较大变化。残雪构造H3油气藏评价所获认识与启示,对于春晓气田群乃至整个西湖凹陷的勘探与开发具有重要的指导意义。     

阿里斯库姆大气顶薄油环边底水油田开发方式

阿里斯库姆油田是一个具大气顶、薄油环、边底水的复杂油气藏。通过调研国内外同类油气藏的开发方式,确定该油藏合理开发方式,采用气顶注气及屏障注水,避免气窜和水侵;采用水平井开发薄油环,北部和南部采用完善井网滚动扩边开发。实施后,气顶气窜得到了有效控制,油藏地层压力保持程度稳步回升,油田产量逐年增加。因此,所采用开发方式合理有效。