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...     

气驱特征曲线在气窜模式识别中的应用

水驱特征曲线法分析生产动态普遍应用于水驱油田的开发实践中，但针对渤海气驱油藏缺乏相似的研究手段。基于稳定渗流理论，进行了气驱特征曲线公式的推导，公式表明，达到稳定气驱阶段后，可以认为气顶累积产出量与累积产油量在半对数坐标上成一条直线关系。实际气驱曲线受前期无气采出阶段和后期气携油阶段的影响，为反S型。锦州X油田结合气驱特征曲线划分出3种气窜模式：快速气窜型、稳定气驱型、高气油比型。快速气窜型油井产量递减快、累计产油量低，无稳定生产阶段；稳定气驱型油井气油比上升平缓、持续稳产、累计产油量高；高气油比型油井开发效果介于快速气窜型与稳定气驱型的开发效果之间，开发后期由于气顶气突破与原油脱气，油井逐渐以产气为主，仅携带少量原油，井别性质从油井向气井过渡。在明确气窜规律的基础上，结合控气技术应用实践，提出分气窜模式、分开发阶段的开发策略，针对快速气窜型油井，优化井位，原井眼向下侧钻，改善了开发效果；针对稳定气驱型油井，初期控制合理采油速度，中后期跟踪气油比上升幅度配套控气措施，气油比呈现出波动式上升规律；高气油比型油井受高气油比影响，仅携带少量原油，井别性质从油井向气井过渡，计算实施屏障注水，解...     

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。     

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。      

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。     

一种新型油藏气驱采收率预测图版

基于童氏图版,考虑油、气、水三相的影响,提出以累计产气、产水量地下体积之和占总产出流体地下体积比例的含水气率替代含水率,将累计产气量纳入童氏水驱特征曲线图版中,推导了气驱特征曲线方程,建立了一种适用于气驱油藏采收率预测的新型图版,同时采用油田实际生产数据,结合油藏数值模拟预测数据,论证了新型图版的适用范围并用实例验证了预测结果的精度。结果表明,新型图版同时适用于水驱、气驱油藏采收率预测。当油藏不注气或未产气时,可忽略气相,仅考虑油、水两相,新型气驱特征曲线图版退化为童氏图版,可评价油藏水驱效果。当气驱油藏含水气率为60%～80%时,新型图版回归法预测采收率适用性较好。当气驱油藏含水气率大于80%时,新型图版回归法与赋值法均可较准确地预测气驱油藏最终采收率。     

水驱曲线在小断块油藏可采储量计算中的应用与评价

水驱特征曲线是水驱开发油田进入中、高含水期后进行年度及阶段可采储量标定和开发指标预测的主要方法之一,它反映了在一个独立的水动学系统内累计产油量与累计产水(液)量之间的变化关系。优选两个开发接近末期的水驱开发油藏,对其不同时期的可采储量利用五种水驱曲线法进行计算,评价各种水驱曲线方法在小断块油藏可采储量标定中的应用效果。     

边水油藏调剖调驱潜力评价与效果分析

针对G油藏的实际地质情况,通过考虑剩余油分布、可采储量、油藏非均质性以及水流优势通道等参数对其调剖调驱潜力进行了评价。运用双对数模型、威布尔模型、俞启泰模型、灰色系统模型对G油藏产油量进行了预测。对比调剖调驱后的产油量与按自然递减计算得出的产油量,来评价调剖调驱增油效果,并结合油田实际生产数据进行了相关计算。计算结果表明,G油藏通过调剖调驱治理边水是可行的。认为G油藏调剖调驱前用威布尔模型预测较好。调剖调驱后用灰色系统模型预测较好。     

广义翁氏模型与水驱曲线的联解法

在油藏工程中,广义翁氏模型和水驱曲线是两种重要的预测方法。前者主要用于预测不同驱动类型油气田的产量、累积产量和给定经济极限产量条件下的可采储量;后者主要用于预测水驱油田,在给定经济极限含水率条件下的可采储量。然而,这两类方法都有自身的局限。作者将广义翁氏模型与甲型、乙型水驱曲线相结合,提出了一种新的预测方法。该方法既可以预测水驱油田的产量、累积产量、含水率和体积波及系数,又可以预测水驱油田的可采储量和可动油储量     

塔河油田断溶体油藏气驱井组注气量计算方法

塔河油田断溶体油藏注氮气提高采收率开发效果显著,但尚没有针对塔河油田断溶体油藏合理注气量的确定方法。根据生产数据分析法,通过流量重整压力和物质平衡时间曲线的拟合,得到了塔河油田断溶体油藏气驱井组总动用储量;考虑塔河油田断溶体油藏井网特征,得到了线状井网气驱平面波及系数计算方法;根据地震能量体属性缝洞体三维分布,得到了考虑缝洞体空间展布的断溶体油藏气驱纵向动用程度。利用数值模拟方法对典型断溶体油藏进行模拟,明确了断溶体油藏合理注气量为剩余储量的0.75 PV;在得到断溶体油藏气驱井组总动用储量、注气前累计产油量、平面波及系数、纵向动用程度和合理注气量的基础下,建立了塔河油田断溶体油藏气驱井组合理注气量的计算方法。将该计算方法得到的合理注气量应用于塔河油田断溶体油藏注气现场,见效井产油量增加到未注气前的2.5倍。     

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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。     

封闭油藏动态及可采储量的一种预测模型

当油田开发进入中后期时,对其经济可采储量的预测,是进行油田开发评价的重要内容。从分析封闭油藏累积产油量与地层压力的相关曲线分布特征及其统计规律入手,在机理上对曲线分布特征的产生给予明确的解释与说明。基于对生命体系生长曲线的研究,引入广义Usher 模型,给出了一种适用于封闭油藏溶解气驱阶段关于油藏动态指标预测的新模型。采用非线性最小二乘法对模型求解,即可确定出模型的各项拟合参数及可采储量。经实例验证,是行之有效的,并具有计算简单、操作方便及预测精度高等特点。     

边水油藏气体辅助重力驱适应区块筛选方法及应用

冀东油田边水油藏历经多年天然水驱开发后,目前处于高含水阶段,亟需改变开发方式,而气体辅助重力驱能够利用重力形成次生气顶,自上而下驱替原油,从而实现控水增油稳产。应用数值模拟方法,建立“一注三采”的边水油藏数值模拟模型,分析了水平渗透率、地层倾角、水体倍数和原油黏度对气体辅助重力驱开发效果的影响规律,结合重力准数量化分析了各影响参数与气驱采收率的关系,建立了边水油藏高含水后期气体辅助重力驱适应区块筛选标准及参数界限,并应用于冀东油田12个开发单元。结果表明：储层渗透率高、地层倾角大、原油黏度小的储层更适合天然水驱后气体辅助重力驱;建立水驱后气体辅助重力驱筛选标准为油藏渗透率大于700 mD、原油黏度小于3 mPa·s、倾角大于 10°、水体倍数大于 400 倍;水驱后气驱可提高采收率约 15% ;筛选结果为冀东油田C区块最适合水驱后气体辅助重力驱开发,其次为H区块和K区块。该方法对于油藏天然水驱后气体辅助重力驱适应区块筛选具有指导意义。     

Hubbert模型与水驱曲线联解法

将 Hubbert预测模型与甲、乙、丙型水驱曲线法相结合 ,提出了一种预测水驱开发油田的含水率、产油量、产水量、产液量和相应累积产量随开发时间变化 ,以及可采储量的联解法 ,并编制了相应的实用软件 ,使方法应用更可靠 ,更方便。该方法克服了 Hubbert预测模型法和水驱曲线法在水驱油田开发指标预测中各自的局限性。     

预测水驱油田开发动态的一种方法

水驱曲线法和数学模型法都是油藏工程中的重要方法，前者主要用于在一定的经济含水条件下预测水驱油田的可采储量和采收率，后者主要用于预测不同类型油田的产量、累积产量和一定经济极限产量下的可采储量。然而，前者与时间序列无关，后者与含水率序列无关，都有局限性。提出丙型水驱曲线公式与ＨＣＺ数学模型公式联解预测法，不但可以预测水驱油田产量、累积产量、含水率随时间的变化，还可预测可采储量、可动油储量和水驱波及体积系数的变化。图３表１参１２（陈志宏摘）     

气藏和凝析气藏物质平衡方程式的新推导

气藏物质平衡方程式,是气藏工程中的重要方法,它不但可以确定气藏的原始地质储量和可采储量,而且还可以判断气藏的驱动类型以及预测未来的开发动态。基于在气藏开发过程中,不同驱动力的作用,包括气体、束缚水和岩石的弹性膨胀驱动,以及天然水侵驱动,并考虑地下体积累积平衡的原则,对定容气藏和水驱气藏的物质平衡方式式,进行了完整的推导,其结果与可作为凝析气藏的物质平衡方程式。     

一种实用的联解法

将乙型水驱曲线法和ＨＣＺ预测模型法相结合,提出了一种预测水驱开发油田的含水率、产油量、产水量、产液量和相应的累积产量随开发时间的变化,以及可采储量的联解法。并编制了相应的实用软件,增强了方法应用的方便性、科学性。该方法克服了在预测水驱油田开发指标中,乙型水驱曲线法和ＨＣＺ预测模型法所固有的局限性。