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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。     

利用气顶能量合理开发扎纳若尔油藏的可行性

哈萨克斯坦扎纳若尔气顶油藏采用在油气界面附近屏障注水，封隔油气区，先开发油环（油环采用面积注水），后期开发气顶或在水障形成后油气同采的方式进行开发。以该油田Б南油藏为例，在深入分析屏障注水量变化与气顶膨胀增油作用关系的基础上，探讨了以屏障注水结合油环内面积注水方式开发的气顶油藏，适时降低屏障注水量，充分利用气顶膨胀能量，实现高效益开发的可行性。应用数值模拟方法进一步确定了气顶油藏合理的年注采比以及屏障注水井和油环内面积注水井注水量的比例关系。     

带油环底水凝析气藏开发方式优化及均衡开采对策——以东海盆地西湖坳陷CX北区块为例

东海盆地西湖坳陷CX北区块H3b、H3c油气藏为海上带油环底水凝析气藏,采用油气同采且初期优先采油的开发方式共设计了4口水平井,水平段位于油气界面以下的油环上部。为了尽快回收投资,该气藏在开发初期采用较高速度开采,油气井生产动态开始出现产量递减加快、气油比快速上升、含水率快速上升等现象,表明气顶和油环开采出现不均衡状态,而且位于油环下部的井已开始出现底水锥进。为此,基于该区块油气藏地层油气流体相态特征,同时结合油气井生产动态特征,分析反凝析、气顶气下窜、底水上升锥进等因素对该油气藏开发动态的影响,进而提出对策:(1)利用气顶气和油环油溶解气的弹性能量以及边底水天然水驱方式来开采油气藏,并合理控制采油采气速度,尽可能地实现油气藏的均衡开采;(2)由于过早打破了油气井的均衡开采状态,导致了气顶气过早下窜和边底水过早侵入,需要通过实时调整采油气速度来平衡开采状态,从而使得油气藏气油比和含水率得到有效控制。实施结果表明:上述对策的成功应用,确保了凝析气藏进入了稳定均衡的开发状态。     

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。     

中小气顶油藏“双高”阶段气顶区调整挖潜研究

气顶油藏是渤海黄河口凹陷常见的一类油气藏,该类油气藏具有典型的一砂一藏特征,单砂体储层薄,储量规模小。早期主要是采用“避气开发”、“油气同采”的开发模式。进入“双高”阶段后,随着气顶的“消失”,气顶区内水淹规律异常复杂,使得该类气顶油藏在高含水阶段后的调整挖潜面临巨大的挑战。通过“多因素耦合”的数值模拟研究,系统开展了中小气顶油藏高含水阶段气顶区内剩余油富集机理研究,形成了气顶区不同剩余油模式下调整挖潜的策略。研究结果表明:天然能量开发或注水开发(油水黏度差异小)条件下,气顶区主要发生油侵;注水开发(油水黏度差异大)条件下,气顶区主要发生水侵。气顶区油侵模式下,采用水平井靠近气顶挖潜;气顶区水侵模式下,剩余油厚度要求大于6 m～8 m,垂向位置上距气顶2 m～4 m布井,同时远离气顶低部位注水,并控制注水强度。研究成果指导渤海“双高”阶段气顶区内调整挖潜取得了较好效果,调整井初期日产油50 m3～160 m3,对类似中小气顶油藏“双高”阶段气顶区内调整挖潜具有一定的指导意义。     

柴达木盆地南八仙油气田油气相态特征

柴达木盆地南八仙油气田发育两套含油气层系：深层的E₃¹油气藏和浅层的N₂²-N₁油气藏。7个样品的油、气高压物性实验结果揭示了凝析油气藏的相态特征和相态分布规律。浅层油气藏属于饱和烃类体系，油气藏类型包括油藏、油环凝析气藏、凝析气顶油藏和凝析气藏；深层油气藏属于未饱和烃类体系，油气藏类型包括湿气藏、凝析气藏和油藏。研究表明，由于深、浅气藏流体组分及温度、压力条件不同，烃类相态也就不同。深入了解地下流体相态特征并确定油气藏类型对于高效合理地开发油气藏、提高油、气采收率具有重要的意义。     

凝析气顶油藏油气产量的计算方法探讨

大港油田存在一些凝析气顶油藏(带油环的凝析气藏),在降压开采过程中,由于气顶区和油区压降不平衡,会导致气窜或油窜现象,因此生产井采出的油、气中均可能出现原油、凝析油、气顶气和溶解气混合物。根据凝析气的特殊热力学性质,结合油气藏动态分析方法,导出了两种凝析气顶油藏产量的计算方法,实例证明两种方法都能准确计算出4种烃类的产量,对凝析气顶油藏的开发动态分析、剩余油气分布研究、开发调整和油气最终采收率及可采储量的确定具有指导作用。表3参2（余元洲摘）     

南八仙油气田油气藏类型分析

南八仙油气田是个极复杂小断块油气田，油气藏类型复杂，准确判断其油气藏类型，对于油气田科学开发具有重要意义。本文主要采用多种方法对南八仙油气田油气藏类型进行了综合判别，并结合凝析气藏油环专项判别方法对该油气田的油气藏类型进行系统评价。分析认为南八仙油气田中浅层油气藏主要气藏类型为贫凝析气藏，主要油藏类型为未饱和轻质油藏，另外兼有少量干气气藏，井深1400m以上可能存在少量少油环凝析气藏或气顶油藏。南八仙油气田深层E3^1油气藏仙6井区主要气藏类型为贫凝析气藏，仙7井区可能存在带有较大油环的凝析气藏。     

大气顶窄油环油藏屏障注水开发技术适应性研究——以渤海锦州25-1南油田Es3-I油藏为例

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问题就是气顶气锥进,造成油井气窜,严重影响油井产能。以渤海锦州25-1南油田E_s3-I油藏为研究对象,应用数值模拟方法对屏障注水技术开发大气顶窄油环油藏的对策机理进行了系统论证,并分析了对该类油藏实施屏障注水的技术可行性以及合理屏障注水比例、注水时机等开发参数。结果表明：与衰竭开发脑及常规注水开发方式相比,屏障注水开发能显著提高此类油藏的采收率。     

埕海地区沙河街组凝析油气藏分类与开发对策

埕海地区沙河街组发育较多凝析油气藏,通过分类评价,判定该区存在两种带油环凝析气藏类型,在数值模拟的基础上,进行开发程序、开发方式、压力保持水平、气井动用时机论证,提出了适宜的开发对策,建议先采油后采气,储集层不稳定类型采取枯竭式开发,储集层稳定、储量规模较大型量采取油水界面注水开发,初期油环注水注采比应控制在0.7,气油比达到1200~2000时打开气顶区气井开发效果最好。     

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。     

尼日尔G油田气顶油气藏开发策略研究

气顶油藏的开发方式具有多样性,影响因素较多,容易出现油气水互窜、层间干扰、气油比持续上升等问题,开发难度较大。以尼日尔G油田气顶油藏开发为例,在对气顶边水油藏开发机理研究的基础上,细化单砂层油气藏类型研究,提出先采油、后采气、细化出开发单元、优化采油速度。数模结果表明,2%的采油速度开发效果最好,有较长的稳产期,采出程度高;依据气顶指数,划分不同能量小层,避免不同能量的油藏合采数,维持稳产。依据能量大小及开发井位置,优化开采方式与工作制度;通过油气层连通状况分析,确立开采同一连通砂体最优井距为700m以上,可避免井间干扰。为保持高产井稳产,适时边部井转注补充地层能量,且采取低部位注水优于等深度注水的开发策略。     

莫北2井区侏罗系三工河组油藏数值模拟

准噶尔盆地莫北2井区侏罗系三工河组油藏为一典型的气顶油藏,气顶体积是油环的0.91倍。应用数值模拟方法,围绕确定气顶油藏的合理开发方式展开研究。在经过历史拟合修正地质模型的基础上,围绕三工河组油藏采用衰竭式开采、注水开发及注水方式、注采比、气顶开发等进行方案设计模拟。模拟结果表明,该油藏宜采用在油水界面内缘与油气界面外缘部署两排注水井注水开发,注采比保持在1.0,同时应在气顶布署一口平衡气井开发油环可获得较高的采出程度。     

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。     

带底油凝析气藏动态诊断及均衡开采技术

M油田为东海首次投入开发的带底油凝析气藏,该类油气藏具有复杂的驱动能量,其渗流机理、开发技术政策与常规油气藏存在本质区别。针对该类油气藏因气窜、油侵及水侵三元一体交互作用矛盾凸现,导致难以有效开发的难题,进行了增产技术研究,同时形成了三项创新技术:基于生产时变性的变气油比分相产量劈分方法;带底油水驱凝析气藏水驱油效率计算新方法;净驱动能量下动态驱油贡献指数预测技术。这些技术成果可为带气顶油藏或带底油的凝析气藏等同类复杂油气藏的开发提供重要的借鉴及技术支撑。     

卫2断块气顶气藏开发技术政策论证

针对卫２断块气顶油气藏的地层倾角陡、油环条带窄,油气藏开发过程中油井气窜严重、油气资源不能合理利用这些问题,深入细致地开展了构造、储层、天然气储量动用状况及剩余气分布等方面的综合研究;认清了气藏构造破碎气顶储量分布复杂（既有纯气藏,又有气顶油气藏）、气顶采出程度较高但各断块（砂组）间差异大等方面的特点;在此基础上,对卫２断块气顶气藏的下步开发政策进行了论证,提出了在不影响油环开发原则下优先动用纯气     

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。     

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。      

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。     

海上气顶油藏屏障注水立体井网的构建

海上气顶窄油环油藏平行于流体界面,部署水平井取得了较好的避气控水效果,但开发中后期依旧面临气窜加剧、液量下降、开发方式亟需调整的难题。应用油藏数值模拟的方法,针对试验井组开展不同注水井型、水平井不同布井方向、水平井不同布井位置方案的对比,完成屏障注水立体井网的构建试验。试验结果表明,偏离中轴线靠近Ⅰ期油井40 m的水平井平行立体注采井网开发效果最好,相较于天然能量开发,可提高采收率7.8个百分点。依据井网优化结果开展三维物模实验,最终采收率达到43.1%,与天然能量开发模拟采收率34.2%相比,采收率提高8.9个百分点。物模实验确定了屏障注水的有效性,并量化了屏障注水的开发效果。下一步计划以井组试验、逐步推广的方式实现油田开发方式调整,可为相似油田屏障注水方案研究提供依据。