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...     

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。     

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。     

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。     

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.     

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。     

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...     

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。     

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。      

气顶边水油藏水平井垂向位置优化研究

针对气顶边水油藏油气水三相共存,流体界面运移规律复杂,水平井垂向位置难以确定的问题,以渤海锦州A油田为例,基于油藏工程法建立了不同气顶指数和水体倍数下流体界面移动模型,总结了油气界面和油水界面移动规律。在此基础上,绘制不同开发阶段水平井合理垂向位置图版,并结合数值模拟、矿场实践验证了该方法的有效性。结果表明：水平井合理的垂向位置主要受气顶、边水能量和地层压力的影响;在不同的开发阶段部署调整井时,应考虑油气界面和油水界面运移速度的差异,不断优化水平井垂向位置,避免油井过早气窜、水锥。该方法有效指导了锦州A油田二期加密需求,预计可提高采收率6.8个百分点。该研究可为气顶边水油藏水平井的部署提供一定的借鉴。