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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。 相似文献
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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的问题就是气顶气锥进,造成油环内油井气窜,严重影响油井产能。以数值模拟技术为手段,通过建立研究区精细地质模型研究了水平井开发气顶油藏过程中的设计方向、水平段的纵向位置和初期合理采油速度,得出了在适应海上油田实际操作前提下,要提高油环油采收率应将水平井水平段部署在油水界面之上1/3(12m)处,采油速度控制在5.6%以下较为合理的认识。油田实际应用效果表明,通过水平井技术能够显著提高单井初期产能,有效抑制气顶气窜。 相似文献
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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。 相似文献
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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 总被引:1,自引:0,他引:1
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Es3-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。 相似文献
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为了控制油井气窜和水锥,提高油藏开发效果,需要准确判断不同类型气顶底水油藏水平井合理的垂向位置。在分析不同类型气顶底水油藏生产特征的基础上,利用气体状态方程、物质平衡方程将气顶能量和底水能量与油环中水平井垂向位置建立联系,推导出水平井垂向位置关于气顶指数、水体倍数和油藏压力的数学模型。该模型能够利用气顶指数、水体倍数的相对大小来确定水平井合理的垂向位置,同时为了便于钻完井施工,给出了不同气顶底水油藏的最合理的水平井垂向位置。数值模拟试验及实例验证结果表明,根据气顶指数和水体倍数的相对大小来确定水平井在油环中垂向位置的方法对油藏具体几何形状没有限制和要求,具有较好的适用性。 相似文献
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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。 相似文献
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气顶边水油藏水平井开发效果影响因素分析 总被引:1,自引:0,他引:1
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。 相似文献
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为明确气顶气驱油藏生产规律,提高该类油藏开发效果,以渤海锦州A油田大气顶油藏为例,通过岩心、古地貌、试井和生产监测等资料的综合应用,分析影响油井气窜的主要因素,得出3类气窜模式的划分界限。研究认为,气窜对油井产能影响较大;气顶指数、储层非均质性和水平段垂向位置是影响气窜规律的主要因素。通过提出分气窜模式、分开发阶段全寿命开发策略,锦州A油田大气顶油藏实现连续7a年产油量大于100×104m3/a,综合气油比小于800m3/m3,预计可提高采收率3.1个百分点。该研究为同类大气顶油藏的开发提供了一定的借鉴。 相似文献
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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. 相似文献
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�������������������о� 总被引:4,自引:0,他引:4
文章以夏子街油田三叠系油气藏为全他油气藏油井气窜特征及其机理。该油气田由于是开发初期,注水工作滞后、初期采油速度偏亮、地导征降快等因素丰起气顶气窜。通过对气窜的研究,结合数值模拟技术和类比法,确定了油气藏油井气窜的划分标准,建立了油藏油井气蓉机理模型和气顶气窜类型。研制了一套适合本油气田气窜气量的劈分方法,并讨论了气顶气窜以及气顶不同的开发方式对油藏的影响。 相似文献
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水平井是开发边水油藏的重要技术手段,而水平井产能和见水规律研究是水平井优化设计、制订合理生产制度以及生产动态分析和调整的重要决策依据。从边水油藏的类型及泄油模式出发,系统归纳分析了5种类型下水平井产能公式的推导思路和适用条件;同时,将边水油藏见水规律的研究方法归纳为解析法、物理模拟法、数值模拟法及统计法,并综述了每种方法的研究思路、见水规律及其适用条件。在此基础上,分别阐述了不同泄油模式边水油藏水平井产能及见水规律研究中存在的问题和难点,提出了今后需要重点攻关研究的方向,为进一步丰富和完善水平井在不同泄油模式边水油藏中的高效应用提供理论依据。 相似文献
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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。 相似文献
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边水稠油油藏水平井产能影响因素敏感性分析 总被引:2,自引:0,他引:2
结合锦612边水稠油油藏地质特征及开发特点,利用油藏工程方法和油藏数值模拟技术,分析了影响边水稠油油藏水平井产能的因素及影响规律和水平井产能对各影响因素的敏感程度。结果表明:水平井到边水的距离对水平井产能的影响程度最大;水平井到边水的距离过小,边水极易突破到井底,水平井产能受到严重影响;水平井到边水的距离过大,无法充分利用边水能量,地层压力下降较快,水平井产能也受到一定影响;保证水平井到边水的距离合理,水平井产能将达到最大。水平井产能对其他影响因素的敏感程度依次为:地层倾角、油层厚度、原油黏度、水平段长度、水平渗透率、水体能量。针对某一特定边水稠油油藏,应以合理选择水平井到边水的距离为重点,确定水平井到边水的距离与其他参数的最优配置关系,方可获得最优的开发效果。 相似文献