带气顶油藏油气同采条件下流体界面移动规律

带气顶油藏气顶、油环同采过程中气顶与油环间的压力容易失衡,为实现气顶与油环的协同高效开采,以哈萨克斯坦让纳若尔气顶油藏为例,基于油气水三相相似准则建立了三维可视化物理模型,并结合物质平衡原理建立了带气顶油藏流体界面移动速度评价模型。计算结果表明,油藏工程评价模型得到的流体界面移动速度与物理模拟实验和油田动态测试结果均吻合较好。同时,依据该油藏工程评价模型分别建立了衰竭、屏障注水以及屏障+面积注水等不同开发方式下带气顶油藏流体界面移动速度变化规律图版,确定了带气顶油藏油气同采时影响流体界面稳定的主控因素:衰竭开发方式下的主控因素为采油、采气速度;屏障注水开发方式下的主控因素为采油、采气速度及注采比;屏障注水+面积注水开发方式下的主控因素为采油、采气速度、注采比及屏障注水与面积注水比例。     

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。     

气驱特征曲线在油田开发中的应用

气顶油藏的开发中占有很大的比例，然而利用油藏工程方法研究气顶油藏的开采动态要比油藏开发少得多。本文提出了利用气驱特征曲线方法较好的解决了气顶油藏靠天然能量开发过程中的３个问题。从而提出利用气驱特征曲线方法研究油藏藏开采动态的一种新方法。这３个问题是：（１）气驱特征曲线的建立；（２）利用该方法计算油田储量；（３）分析油藏开采动态并进行预测。     

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。     

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     

带凝析气顶油藏气顶油环协同开发技术政策研究

让纳若尔油田A南油藏带较大凝析气顶,主要依靠气顶膨胀能量开采油环,针对目前油井气窜,油气资源损失严重等问题,考虑合理开采气顶,并实现油气协同开发,运用油藏数值模拟方法进行了相关的开发技术政策研究。结果表明:气顶最佳的投产时机为2013年,合理的采气速度为4%～5%。将油藏的日注入总量定在约3750 m3/d,屏障注水比例和面积注水比例为8:2时,既保证了气顶气和凝析油的合理开采,还能充分利用气顶能量(屏障注水井的外围气顶气)驱油,同时最大限度提高注入水利用率。     

喇嘛甸油田层状气顶油藏注剂隔障数值模拟

目前气顶油藏的开发主要采用注水建立隔障的方法，而注入聚合物和凝胶作为隔障来开采气顶油藏却很少。根据喇嘛甸油田层状气顶油藏的实际情况，利用注剂隔障的三维三相油气藏数值模拟软件，研究了气顶膨胀驱油、油气区同时降压开采、水隔障隔离开采、聚合物隔离开采以及凝胶隔离开采5种开发方案的开发效果。开发方案模拟分析结果表明，聚合物和凝胶是气顶油藏较好的隔障流体，其开发效果好于水隔障开发效果。当用理想模型计算到第10年时，凝胶和聚合物隔障的原油采出程度分别比水隔障的原油采出程度高4．368％和2．318％，气体的采出程度比水隔障的气体采出程度分别高15．960％和10．121％，两者油气比的下降幅度都大于水隔障油气比的下降幅度。     

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。     

联合DWS和DWL技术开发气顶底水油藏的新方法

气顶底水油藏是一种较难开发的油藏。针对油藏开发过程中,容易导致气体和底水锥进,降低油井临界产量,以前人提出的双层完井排液(DWS)和井下底水循环(DWL)技术为基础,根据气顶底水油藏中流体分布的特征,提出在储层中4个不同部位分别射孔,油气界面和油水界面分别安装1个封隔器,联合DWS和DWL技术进行开采的新方法。气体由气层射孔段通过油套环形空间采出,原油由油层射孔段通过油管采出,底水通过水层两个潜水泵在井筒和地层中形成循环。根据油气界面和油水界面压力平衡的原则,建立了合理的日采气,日采油和注排水速度计算公式。实例计算表明:新方法提高了油井临界产量,大约为原方法的1.52倍。该方法为气顶底水油藏的合理开发提供了新的理论参考。     

砂岩气顶油藏改建储气库库容计算方法

利用华北油田水驱开发后期砂岩气顶油藏改建地下储气库，对保障京、津、冀等地区安全、平稳供气，具有非常重要的意义。虽然前期针对华北油田京58气顶油藏改建地下储气库已经开展了较深入的研究，但其库容设计存在一定局限和偏差，需要进一步深入评价。为此，依据油气藏物质平衡原理，分别提出了描述砂岩气顶油藏改建地下储气库气顶自由气库容、油层自由气库容、油层溶解气库容计算模型。通过实例求解得出气顶自由气库容量在很大程度上取决于油藏水驱过程中注入水对气顶原始含气孔隙体积的影响程度，而油层自由气库容量则取决于注气驱替效率和气驱波及体积的高低，油层剩余油溶解气量则与注入气体性质以及地层原油性质密切相关。     

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。     

注水开发气顶油藏水平井临界产量计算新方法

临界产量是确定气顶油藏合理开发的关键指标,但现有临界产量计算方法仅适用于衰竭开发的气顶油藏,注水开发气顶油藏水平井临界产量的计算方法尚属空白。利用水平井三维渗流场分解理论,将水平井的三维渗流场分解为外部渗流场和内部渗流场2个平面渗流场,在每个平面渗流场内根据径向流理论、流体静力学平衡关系计算临界产量,最终根据等值渗流阻力原理并结合油水相渗曲线,建立不同含水阶段注水开发气顶油藏水平井临界产量计算新方法。利用该方法指导BZ油田气顶油藏不同含水阶段、不同原油黏度油井工作制度调整,通过矿场实践,BZ油田气顶油藏整体控气稳油效果显著。气油比从150 m~3/m~3降至100 m~3/m~3,产油量无递减。该方法简单实用,具有一定推广价值。     

气顶油藏型地下储气库注采动态预测方法

气顶油藏型地下储气库建设及运行在我国刚刚起步,尚缺乏现场实用的运行注采动态分析与预测方法。为此,根据气顶注采气过程中气相与油相的压力响应特征,引入了周期可变动用剩余油量与地层压力的关系,真实还原了剩余油量在注采气过程中对地下储气库运行的影响,建立了周期注采气动态预测数学模型,得到了一个完整注采周期内气顶自由气、地层剩余油的动用量以及与之相对应的库容参数预测指标。实例计算结果表明:(1)一方面,周期可动用剩余油量对气顶自由气动用量的影响不能忽略,可动剩余油的弹性作用使气顶内部压力响应特征产生了较为复杂的改变,有可能导致气顶油藏型地下储气库建库周期较气藏型地下储气库长;(2)另一方面,随着注采周期的延长,储气库内动用自由气、剩余油的动用量逐步增长,但趋势渐缓,从而使注入气向剩余油溶解扩散造成的损耗气量始终保持在较低水平,不会对储气库的稳定运行造成负面影响。     

改进的水驱特征曲线计算地质储量方法

水驱特征曲线法的实用与简捷,使其得到了快速发展和广泛应用。水驱曲线主要用途之一是预测水驱油藏可采储量与地质储量。但由于该方法是通过数据回归的经验方法,缺乏一定的理论基础,加之基础数据单一,未考虑油田静态系数,使用范围受限,用该方法计算水驱带气顶油藏地质储量时,由于气顶的膨胀作用,与无气顶的油藏相比,累积产油量增加而累积产水量减少,表现在水驱特征曲线的直线段斜率减小。为此,本在分析水驱特征曲线预测气顶油藏地质储量问题的基础上,推导出考虑气顶影响的新的储量计算公式,实例计算表明,结果更准确。     

计算凝析气顶油藏油气界面移动距离的新方法

凝析气顶油藏气顶油环协同开发须厘清油气界面的移动规律。假设凝析气顶油藏呈椭圆锥状,利用物质平衡原理,综合考虑气顶反凝析、水蒸气含量、岩石压缩性等因素的影响,推导出计算凝析气顶油藏油气界面移动距离的新方法。应用实例表明,当气顶出现反凝析后,油气界面的移动速度开始不断增大;当忽略反凝析、岩石压缩性或水蒸气含量时,油气界面纵向移动距离的计算值均偏小,且反凝析现象对油气界面纵向移动距离的影响最大,其次为岩石压缩性,水蒸气含量影响最小;新方法得到的油气界面纵向移动距离与压力梯度法的结果吻合较好。     

断块油藏气顶-边水双向驱油藏筛选标准

为提高断块油藏采收率,提出气顶-边水双向驱的开发方式,即利用注入N₂挖潜阁楼油,利用边缘注水挖潜低部位剩余油的双向驱替方式,以此提高波及体积和采油速度。新方法提高采收率的主控因素有待明确,相应的油藏筛选标准尚未建立。运用数值模拟方法,建立了断块油藏双向驱的理论模型,研究了不同因素对双向驱开发效果的敏感性及相应的油藏筛选标准。研究表明：对于含油条带较窄（低于100m）,气顶宽度低于50m的油藏不推荐进行双向驱;低渗透油藏采用双向驱时应降低注气速度,保持注采平衡;在油层厚度不大于10m,地层原油黏度小于75mPa·s,没有较厚的夹层的条件下,双向驱开发能取得较好的效果。采用该筛选标准选取实际区块,预测双向驱比水驱提高采收率14.21个百分点。研究成果对断块油藏高含水期剩余油有效动用和高效波及有重要意义。     

二氧化碳驱高含水油藏原油产量及含水率计算新方法

二氧化碳驱技术是国内外油田提高采收率的重要技术，针对高-特高含水油藏开展二氧化碳驱后，生产井含水率及原油产量难以准确测量的问题，本文提出利用现场使用的分离器和气体流量计准确计量出产液量和产气量，由于产出气中天然气是地层原油的溶解天然气，对于特定的油藏其溶解气油比是一定值，因此，利用气样采样装置和气相色谱仪对产出气现场采样分析，得出天然气产气量，进而能够准确计算出原油产量和含水率。本方法操作简便易行，结果准确可靠，在无需增加分析设备的情况下，即可实现二氧化碳驱的高含水油藏的原油产量监测，满足生产和安全要求。     

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。     

根据分离器条件修正差异分离数据

溶解气油比和原油地层体积因子通常由差异分离试验或闪蒸分离试验获得。但是，不管是差异分离过程还是闪蒸分离过程都不能代表油藏中的流体流动。因此，对于从任何一种试验过程中获得的数据都必须进行修正以接近油藏中的流体性质。在低压下，常规修正方法产生的溶解气油比为负值，原油地层体积因子数值小于1，这在物理上当然是不正确的。本文提出了一种根据分离器条件修正差异分离数据的新方法。新方法克服了常规修正方法的局限性，使溶解气油比曲线的低压延伸部分及原油地层体积因子更准确。新方法基于这样的事实，即从差异分离和闪蒸分离两种试验获得的数据得出油藏条件下的原油相对密度数值相同。新方法使用425份PVT文件进行了测试，其结果与溶解气油比和原油地层体积因子的物理特性是一致的。     

一个全新的开发理念：气顶与油区同采

有气顶油藏的常规开采方法是只从油层采油而保留气顶，靠气顶的膨胀维持油藏压力，依据不同的油藏几何形状及倾角和采油速率，气顶气或是向下锥进到生产井，或是从油气前缘突破，从而导致产油井的气油比显著提高。文中提出一种特殊的开采方法，即在气油界面注水以建立一个水障，分隔气顶和油层，同时从气顶采气和从油区采油。这种方法已在低倾角，气顶相对较大和水驱后残余气饱和度较低的油藏中应用。如何采出气直接有市场，这一假说