狭长气顶油环合理开发方式探讨

气顶油环开发成功的关键在于防止气窜、合理利用气顶弹性能量提高油环采收率，而狭长气顶油环要做到这一点非常困难。卫2块就是这样一个典型区块，其南部和北部采用了不同的开发方式，所达到的开发效果也不同，但都未能成功地避免气窜，开发效果不理想。文内通过对其开发实践的总结分析，对此类油气藏的合理开发方式进行了探讨。     

小油环大气顶油藏高效开发及稳产策略

针对PK项目中Aryskum油田中石油接管后发现哈萨克斯坦方案制约该油藏高效稳定开发的问题,通过突破传统的手段进行精细小层对比、建立一体化静态模型精算储量、应用三维地震技术刻画构造特征、提取测井相要素总结沉积微相、统计分析产能下降原因、系统评价注水及注气的可行性、合理规划井网及井距,筛选合理开采方式等方法进行研究,不断深化油藏工程认识,油田不同区域设计优选出不同调整部署方案。现场应用表明,该油藏连续九年年产油保持在50×104t以上,最高可达到90×104t,合同期内该油藏提高采出程度5%以上。这对哈萨克斯坦PK项目增产稳产具有重要意义,尤其对国内外为数不多的小油环大气顶油藏的开发经验总结和资料积累意义深远。     

狭长气顶油环合理开发方式探讨

气顶油环开发成功的着急城于防止气窜、合理利用气顶弹性能量提高油环采收率，而狭长气顶油环要做到这一点非常困难，卫２块就是这样一个典型区块，其南部和北部采用了不同的开发方式，所达到的开发效果也不同，但都未能成功地避免气窜，开发效果不理想。文内通过对其开发实践的总结分析，对此类油气藏的合理开发方式进行了探讨。     

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...     

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。     

利用水平井开发大气顶窄油环油藏研究与实践

针对直井开发气顶油藏初期产能低、易气窜水锥的状况,提出利用水平井开发大气顶窄油环油藏,并开展了数值模拟研究,对水平段长度、延伸方向及纵向位置,水平井采油速度及开发方式等关键问题进行了研究.锦州25-1南油田Es3-Ⅰ油藏水平井开采实践表明,油环带部署的4口水平井的开发效果较好,单井日产油量在150～450m3,说明水平...     

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。     

底水凝析气藏薄油环开采数值模拟方法研究

分析了薄油环分布特征及现有油藏模拟网格技术特点,引入顺层网格和水平网格,论述了混合网格建模方法。利用顺层网格描述气藏分布,用水平网格描述油环分布,并将两种网格有效地耦合到一个网格系统中。混合网格模型中顺层网格在油气界面处为水平尖灭,与水平网格重合,实现在几何形状上的耦合。采用非相邻网格传导系数模型计算从水平网格向顺层网格间的流体流动传导系数,实现流体流动的耦合。混合网格建立方法可以有效地避免顺层网格呈锯齿状描述油环的分布特点,减少描述油环分布的网格数量,提高数值模拟计算效率;也可有效地模拟薄油环开采动态特征及底水锥进薄油环动态过程,模拟结果更加合理。     

复杂岩性多底水断块油藏合理开发方式研究

研究了复杂岩性和多套油水系统、断块油藏的合理开发问题。以实际油藏为例，通过各油井开发差异对比分析、不同油水系统动用差异分析，找出影响开发效果的因素。研究认为，对于复杂岩性多底水小断块油气藏，制定合理的油井工作制度，采用适当的采油速度，依靠底水天然能量，采取一套井网同样可以取得较好的开发效果。同时，老井侧钻既能挖掘井间及高部位剩余油，完善井网，又能有效控制底水锥进，是复杂底水小断块油藏经济高效开发的措施方法。该研究对于多油水系统、多岩性油藏合理开发方案制订及提高其开发效果具有重要意义。     

双台子油田大气顶窄油环油藏开发实践

双台子油田双六井区兴隆台油层为具有大气顶、窄油环、边底水,受构造控制的断块油气藏.开发过程中,采用油藏工程和数值模拟方法确定油藏避气、避水极限厚度和合理的采油速度,在合理利用天然能量的同时有效延缓了油井气窜、水淹,保持了油气、油水界面的平衡,减少了气顶和边水对生产的影响.同时,在钻井、采油、监测工作中,通过实施配套工艺技术,保证了油气层的生产能力,并在开发过程中实施了补钻调整井、气窜井轮开、卡堵气层、大泵深抽等措施,使双六井区开发达到较高水平,获得了较高的经济效益.     

埕海二区复杂断块带油环凝析气藏开发对策研究

复杂断块带油环凝析气藏流体相态和开发特征尤为复杂,在开发过程中正确发挥油气两相驱动力的作用,恰当地控制油气界面的运动,严防原油进入气顶和气窜,选择经济有效的开发方式,以提高原油、凝析油和天然气的采收率。根据埕海二区的地质特征,结合地层流体的相态研究,利用油气藏工程开发理论进行开发方案设计,通过数值模拟对不同开采方式和采气、采油速度进行模拟计算,从而对开发方案进行优选和评价。     

带气顶裂缝性碳酸盐岩油藏开发特征及技术政策

哈萨克斯坦让纳若尔油田为带凝析气顶的大型复杂碳酸盐岩油田.Г北油藏是让纳若尔油田的主力油藏,油藏具有孔隙一裂缝双重介质渗流特征,且平面上不同区域的裂缝发育程度具有较大差别.由于油藏早期注水不足,地层压力持续下降,导致自然递减一直处于较高水平.研究不同裂缝发育程度储集层的开发特点以及合理开发技术政策发现,裂缝发育区与不发育区的开发技术政策存在明显的差别:裂缝发育区合理压力保持水平为25～27 MPa.以1.1的注采比恢复压力,可以获得更高采出程度;裂缝不发育区合理压力保持水平为32 MPa,合理注采比1.3.屏障注水与面积注水注水量比例为2:8时,能实现既合理利用气顶能量,又提高面积注水效果的目的.图9参10     

油气藏数值模拟技术在带油环凝析气藏开发中的应用

近年来,如何高效开发凝析气藏尤其是带油环凝析气藏已成为国内油气田开发中的一个重要课题。以滩海某带油环凝析气藏为例,主要采用油气藏数值模拟技术对其合理井网井距、井型、水平井合理水平段长度、合理油气开发程序、油环注水效果及凝析气藏循环注气效果进行了计算分析,得出了具体的开发方案。     

吉拉克凝析气田单井产水分析及数值模拟

针对吉拉克凝析气田目前基本采用老井生产,井况复杂,边底水影响严重,开发调整难度大等实际情况,基于对气田综合地层水矿化度、油样颜色变化和油样密度变化、现代产量递减分析诊断曲线以及单井产水特征等的研究,对气藏单井产水原因进行了分析,认为低产水井受局部非均质性形成的共存水影响、高产水井受边底水影响而产水。为了正确表征油环及局部共存水的分布特点,综合国内外带油环凝析气藏建模方法,利用Petrel软件建立该气藏精细地质模型,并采用非平衡初始化方法及赋初始参数场的形式建立了气藏初始化模型。在单井产水分析基础上,通过数值模拟历史拟合对模型进行修正,为后期气藏开发调整提供了基础和依据。图7参14     

凝析气顶油藏开发过程中原油性质变化

让纳若尔油田是一个带凝析气顶的大型碳酸盐岩油藏,原油为弱挥发性原油,储集层为低孔低渗生物碎屑灰岩.由于早期衰竭式开发和碳酸盐岩储集层的强非均质性,在注水开发过程中,油藏地层压力逐渐下降.随着地层压力的下降,凝析气顶向外扩大,导致油气界面附近的生产井发生气窜,气油比上升,原油密度降低;同时,在远离油气界面的油环内部,由于...     

构造倾角对凝析气藏注气效果的影响

构造倾角是影响注气开发效果的关键因素。不同构造倾角的凝析气藏具有不同油气水渗流规律和开采特点,开发策略和措施不同。以大涝坝2号构造凝析气藏流体相态数据为基础,利用数值模拟方法,对比不同构造倾角对注气开采效果的影响,探究凝析气藏凝析油采收率的变化规律。建议在凝析气藏开发过程中,在构造高部位多布注入井,在构造低部位多布生产井,将更有利于提高凝析气藏循环注气的总体开发效果。     

低渗富含凝析油凝析气藏气井干气吞吐效果评价

为了研究低渗富含凝析油凝析气藏开发中后期干气吞吐效果,在相态拟合基础上选择实际开展过单井吞吐的气井(柯克亚凝析气田西四二—西五一区块K233井、K416井)建立单井模型,开展注气历史拟合并对单井储量进行校正,然后在停喷井底压力基础上研究单井吞吐的效果,并对吞吐方式进行优化。研究表明,注气速度、焖井时间、焖井结束后的采气速度对油气采收率影响不大;封闭气井模拟预测表明,随注入气量增加,凝析油采出程度增幅较小,天然气采出程度增幅几乎不变,注气目的主要是解堵,气井压力不会上升很多。现场开展了3次单井吞吐试验,其试验效果与理论计算结果较为一致:单井注气吞吐可以实现反凝析污染气井解堵,大幅度地提高天然气采出程度,降低气藏废弃压力,但对提高凝析油采收率贡献不大。表5参12     

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。