海上带凝析气顶的边底水油藏开发策略——以我国海上X油田H油藏开发为例

带凝析气顶的边底水油藏由于油气水关系复杂,开采难度大,容易出现油、气、水互窜,导致凝析油和原油的损失。对于这种复杂的油藏,不同的开采技术政策对油气采收率影响较大。以我国东部海域X油田H油藏开发为例,在对气顶底水油藏的开发机理研究的基础上,结合海上油气田开发特点,提出带凝析气顶的边底水油藏开发策略:利用天然能量,先期以采油为主,后期兼顾采气;采用水平井开发,生产压差控制在1~1.5MPa,纯油区开采4~5a后封水平段油层,开采上部顶气。     

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。     

正确选择气顶油藏高效开发模式

通过对不同类型气顶油藏的油气水分布特征及气顶和边水能量的研究分析，计算水侵量与边水体积及合理的弹性产率。提出适合气顶油藏特点的开发模式是先开采油区后开采气顶，并以唐家河油田港深18—2断块为例，证明采用该模式可以高效开发气顶油藏。图3表1参6     

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。     

油藏数值模拟技术在海上油(气)田开发中的作用

油藏数值模拟技术在我国运用已久,但其在油(气)田开发中的作用一直以来存在争议。相对于陆上油田开发,海洋油田的开发具有投资大、风险高、钻井少、资料数据相对有限的特点。通过多年利用包括油藏数值模拟方法在内的多种油藏工程方法进行海上油(气)田整体开发方案研究、开发方案调整研究、动态跟踪研究、剩余油(气)分布研究以及参与储量计算、储量评价、三维地质建模等工作,客观评价和归纳了油藏数值模拟技术在海上油(气)田开发中的作用以及多年来运用油藏数值模拟技术的几点体会。     

气顶油藏水平井开发油藏数值模拟研究

气顶油藏作为一类较为复杂的油气藏类型,在开发中遇到的最主要的问题就是气顶气锥进,造成油环内油井气窜,严重影响油井产能。以数值模拟技术为手段,通过建立研究区精细地质模型研究了水平井开发气顶油藏过程中的设计方向、水平段的纵向位置和初期合理采油速度,得出了在适应海上油田实际操作前提下,要提高油环油采收率应将水平井水平段部署在油水界面之上1/3(12m)处,采油速度控制在5.6%以下较为合理的认识。油田实际应用效果表明,通过水平井技术能够显著提高单井初期产能,有效抑制气顶气窜。     

海上低渗透油田开发特征及开发技术对策

海上新开发油气田中,低渗透油藏储量所占比例越来越大。与陆上低渗透油田相比,海上低渗透油田的开发更具有挑战性。在对海上低渗透油藏地质特征深入研究的基础上,总结分析了其开发生产特征及开发过程中面临的问题,结合陆上低渗透油田开发实践经验,提出了适用于海上低渗透油田开发的技术对策,对今后海上低渗透油田的开发具有重要的借鉴意义。     

海上三低油田开发难点及有效开发策略分析

海上油田未开发储量中的低品位、难采储量越来越多,受环境、经济和技术条件的限制,海上三低油田开发起步晚,尚未达到规模和有效开发的阶段。基于对海上三低油田地质油藏特征的深入分析,总结了已开发油田的主要生产特征及开发过程中面临的难点;结合海上开发条件和现状,提出了推广长水平井和多分支井技术、单井压裂和整体压裂结合、实施合理注水开发和全过程储层保护等有效的开发策略,为探索海上三低油田有效开发模式提供支持。     

气顶油气藏细分油藏类型协同精细开发研究

气顶油气藏在开发中存在气油比迅速上升,油井产量快速下降,检泵周期短等问题,开发难度逐步加大。为此,引入气顶指数,结合对储层地质认识、生产动态特征分析和现场实验的成果,提出细分油藏类型,协同精细开发的技术思路。将气顶油气藏细分为气顶油藏和油环气藏,两类油藏能量、开发特征差异较大,采取两套井网协同注水开发。对于油环气藏,采取边部注水,平衡气顶、油环能量的调整方式;对于气顶油藏,采取面积注水,整体补充油藏能量的调整方式。现场实施表明,该调整方式能取得较好的开发效果,提高采收率5%,该成果对气顶油气藏开发具有较好的指导意义。     

新北油田开发对策研究

为了更好的解决新北油田在开发过程中存在的问题,在建立地质模型的基础上,应用油藏工程、数值模拟等方法,对开发方式、注采比、注水时机、射孔层位进行优化。结果表明在饱和压力环境下注水开发效果好,同时注采比取1．0。针对部分井区存在气顶的问题,对射孔进行优化,采用气顶气不动用的开采方式,取得良好的开发效果。     

中国沿海大陆架盆地含油气特征

中国沿海大陆架盆地油气富集区,受下第三系富生油凹陷控制,与其相联系的大型披复背斜,配以大型三角洲砂岩体或大型生物礁滩灰岩储层,及大面积分布的区域盖层,往往形成大油气田.油气田在陆州沉积中近烃源区分布,在海相地层中有良好运载层及大面积顶盖层的条件下,石油可长距离运移,在远离油源区也可形成油田.下第三系煤系地层在大陆架大面积分布,具有雄厚的煤成气潜力.南海西部有巨厚上第三系海相地层,沉积速度快,地温梯度高,也有优越的成气条件.     

南海高温高压气田开发钻完井关键技术现状及展望

海上高温高压气田开发是一项高投入、高风险、高难度的大型海上系统工程活动。针对南海西部高温高压气田的基本特征,分析了南海西部高温高压气田开发在井筒安全、钻完井液、固井、定向井和水平井钻井、钻井综合提速、完井等方面面临的技术难点,并系统总结了目前已形成的油套管综合防腐、“五防”固井水泥浆和自修复水泥浆、超压盖层提速、储层精细保护、定向井轨迹控制以及安全完井等高温高压钻完井关键技术。随着南海高温高压勘探领域进一步拓展,当前正面临超高温高压、深水高温高压环境的巨大挑战,提出未来海上高温高压天然气开发钻完井技术应加强能适应更高温压等级的设备、材料、新工艺技术的研发以及完善海上应急救援体系,保障海上高温高压钻井的安全和高效。     

小气顶底水薄层油藏开发规律及技术政策

小气顶底水驱薄层油藏开发过程中,受气顶与底水的同时作用,油气水互窜,采油井生产气油比高、含水上升快,开发难度较大。文中借助油藏数值模拟技术,建立了此类油藏的机理模型,探究其生产规律与最优开发方式,并对气顶指数、底水倍数、油柱高度、垂向布井位置等参数进行敏感性分析。研究认为:小气顶底水薄层油藏在开发过程中气窜是无法避免的,其日产油量变化曲线表现出三段式特征,反映了气窜、油气互侵、底水侵入3个过程;此类油藏的最优开发方式为油气同采,在小气顶布井可以缩短油气互侵的时间,并在原油侵入气顶后采油;在较小气顶和较强底水的情况下,排气采油方式开发效果更好。     

南塔吉克盆地油气地质特征

对南塔吉克盆地的地层、沉积、构造和石油地质特征等进行了综合研究。该盆地的烃源岩为古近系、白垩系和侏罗系的滨浅海相与湖相泥岩、页岩和灰岩,有多套含油气层系,主要含油储集层为古近系的滨浅海相碳酸盐岩和砂岩,主要含气储集层为白垩系与上侏罗统滨浅海相碳酸盐岩和砂岩,上侏罗统膏盐岩为气藏的区域性盖层,白垩系和古近系的泥膏岩和泥灰岩为区域性和局部油气盖层,油气主要运移期和聚集期发生在晚白垩世与早上新世,油气圈闭和油气田(藏)主要有构造型、构造-地层复合型和地层型等3种。     

渤海小气顶油藏油气界面下移规律及应用

为了有效防止油气区的原油、天然气相互窜流,以渤海B油田小气顶油藏(气顶指数小于0.5)为例,基于数值模拟和油藏工程方法研究了小气顶油藏的油气界面下移规律。在此基础上,绘制出不同工作制度的油气界面下移规律图版,综合考虑油田的生产压差,筛选合理的工作制度。研究结果表明:采油速度、注采比等是影响油气界面下移的主控因素;小气顶油藏应在投产初期开始注水补充地层能量,并根据图版及时调整注采比、采油速度,以防止油井气侵。研究结果有效地指导了小气顶油藏的开发,改善了油田开发指标,对其他小气顶油藏的开发具有一定的意义。     

乐安油田草31断块气顶稠油油藏开发技术界限研究

针对乐安油田草31断块的气顶稠油油气藏，在落实天然气储量规模和油气分布的基础上，运用油藏工程方法．借助数值模拟手段，对小气顶油藏的开采方式、布井方式、注水时机等开发技术界限进行了优化研究，确定出适宜该油气藏的开发方案。     

海上气田快速评价技术

本文介绍海上气田快速评价技术。该项技术建立在数据仓储基础之上，用计算机对地质、测井、地震、测试资料综合分析，进行气藏描述、储量计算和储层评价，是一项人机联作的气田快速综合评价技术。海上气田快速评价技术包括：测井储层快速评价方法，三维网格面元天然气储量计算方法以及海上气田快速评价数据仓储技术。这项技术为缩短海上气田评价周期和正确指导气田开发提供了先进的手段。     

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。     

气顶油藏水平井最优垂向位置研究

水平井开发油藏是避免气顶油藏过早见气的有效手段,而确定水平井最优垂向位置是获得最佳开发效果的关键。针对这一问题,从水平井垂向位置对气顶油藏临界产量和见气时间的影响入手,得出了临界产量和见气时间与水平井垂向位置的关系曲线;在综合考虑临界产量和见气时间的基础上,得到了水平井垂向位置与临界产量和见气时间乘积的关系曲线,由曲线趋势得到了气顶油藏水平井最优垂向位置的范围。研究表明,水平井越靠近气顶,临界产量越大,而见气时间越短;水平井距油气界面的距离为含油厚度的80%~90%时开发效果最优。该研究结果为气顶油藏水平井的油藏工程设计提供了依据。     

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文章以夏子街油田三叠系油气藏为全他油气藏油井气窜特征及其机理。该油气田由于是开发初期,注水工作滞后、初期采油速度偏亮、地导征降快等因素丰起气顶气窜。通过对气窜的研究,结合数值模拟技术和类比法,确定了油气藏油井气窜的划分标准,建立了油藏油井气蓉机理模型和气顶气窜类型。研制了一套适合本油气田气窜气量的劈分方法,并讨论了气顶气窜以及气顶不同的开发方式对油藏的影响。