含夹层气顶底水油藏开发技术对策

气顶底水油藏在开发过程中面临气窜、水窜的风险,夹层发育可以延长单井无气、无水采油期,控制含水上升速度,提高油藏采收率,因此“寻夹避窜”为此类油藏高效开发的关键。Z油藏为典型的气顶强底水油藏,具有统一的油气界面及油水界面,该油藏中部连续分布具有一定渗透性的夹层,且位于夹层上下的储层物性差异较大。本文应用油藏数值模拟技术,研究了夹层对于开发指标的影响以及Z油藏的开发技术对策,创新性地提出了采用“划层系、分区域”的开发策略和先底部采油后边部采油的开发方式,即以夹层为界限将油藏分为两套层系、三个区域,其中层系Ⅰ按照气顶底水油藏进行开发并且尽量避免油气同采,层系Ⅱ按照强底水油藏进行开发,紧贴夹层底部布井。研究认为：在夹层底部布井可极大程度减少产气量以抑制气窜,但是在气顶区域布井不能阻碍油侵气顶的发生。综合考虑油藏采收率和初期产量贡献,推荐先底部采油后边部采油的开发方式。底部油藏最优布井数量为4口,单井最优配产1500 m³/d,边部油藏最优布井数量为2口,单井最优配产100 m³/d。     

气顶底水油藏中水平井双向脊进研究

针对气顶底水油藏水平井开发,提出了将垂直于水平段的渗流截面分解为多个双向平面平行流,每个平面平行流又细分为上部单向气驱油、下部单向水驱油过程。通过动态分配进入到每个单向驱替过程的流量计算每个时步油气界面或者油水界面的推进过程,可以描述出任意时刻水脊、气脊的形态,也可以计算水平井在不同避水高度下的见水、见气时间。无论是水脊、气脊的形态还是见水、见气时间,计算结果与油藏数值模拟结果都具有很好的可对比性,可以用于水平井开发此类油田的动态预测。     

夹层对于CO2气顶大底水薄油藏开发规律的影响研究

为了改善气顶大底水薄油藏的开发效果,针对大气顶薄底水油藏在开发过程中面临气窜、水窜的风险,该文利用岩心和测井资料对夹层进行了定量评价和识别;应用油藏数值模拟技术,研究了夹层对于X油藏气窜、油侵气顶、开发方式及开发效果的影响。结果表明：X油藏气油界面处发育厚度1～2 m的低渗透夹层,平面展布范围广,从东向西方向夹层逐渐减薄。采用“划层系、分区域”的开发策略和先底部采油后边部采油的开发方式进行开发。在夹层下面布井,气顶状态变化不大,气窜现象微弱,无油侵气顶现象发生;在夹层以上布井开发,夹层不能阻止油侵气顶;夹层以上的区域按气顶边底水油藏开发,夹层以下的区域按底水油藏开发,且先开发底部层系具有较好的开发效果。以上成果认识,对于气顶大底水薄油藏的开发具有一定的指导意义。     

气顶底水油藏水平井锥进的油藏工程研究

本推导了气顶底水油藏水平井产能公式和见水时间。在推导过程中考虑了油藏顶部油气界面、油藏底部的油水界面、油层各向异性比值及水平井位置对水平井势分布的影响。所得的结果对水平井油藏工程设计和理论研究具有一定的指导意义。     

气顶底水油藏射孔位置优化

气顶底水油藏油井射孔时既要考虑避水,又要考虑避气,因此存在一个最佳射开位置的问题;由于油井的临界产量随射开程度的增大而减小、油井的产能随射开程度的增大而增大,因此存在一个最佳射开程度的问题。根据气顶底水油藏锥进理论分析,给出了气顶底水油藏最佳射孔位置的确定方法,计算简单,结果可靠,对指导同类油藏的合理开发具有指导意义。     

一种气顶底水油藏平均地层压力计算新方法

平均地层压力作为油气藏开发的一项重要指标,是油气藏产能分析与动态评价的基础,反映了油气藏开发过程中的动态特征。常规关井测量平均地层压力的方式会影响生产,且效率较低,因此,如何方便快捷地获取油藏随生产变化的平均地层压力对于整个油藏来说具有十分重要的意义。由于气顶底水油藏底部与强水体相连,常规计算平均地层压力的方法没有考虑到水侵量的侵入,因此该方法对于气顶底水油藏来说不再适用。考虑到气顶底水油藏的特点,研究提出一种新的水侵量计算方法,即拟合亏空体积法预测水侵量,并将其与物质平衡法相结合,建立平均地层压力的函数,通过求解此函数,获取生产过程中的平均地层压力。与数值模拟结果对比表明：该方法计算所得平均地层压力与数值模拟之间相对偏差较小,仅为0.054%。该方法无需关井,不影响生产,仅需要较容易获取的动静态资料,便于应用且准确性较高,能够经济高效地获取平均地层压力,根据平均地层压力可以计算出油藏的驱动指数以及分相采出程度,为油藏后续的开发提供重要依据。     

大气顶薄油环底水油藏开发方式

针对大凝析气顶、薄油环、厚底水,同时高含CO2油藏的特殊性和开发难点,以海上K油田为例,运用油藏工程和数值模拟方法,分别对凝析气顶和重质油环衰竭式和保持压力条件下的开发对策进行了系统研究。结果表明:与利用天然能量开发相比,注气保持压力开发能够提高油藏总体采收率20百分点以上,同时使气顶中凝析油的析出量减少一半左右;利用直井开发气顶、水平井开发油环、注气井循环注气能使油藏总体采收率达到32%,实现气顶和油环的协同高效开发,同时减缓了生产对油气和油水界面变形的影响。研究结论为国内外类似油藏的高效开发提供了理论依据和技术参考。     

底水油藏水平井开发优化设计

针对辽河油田近几年水平井应用范围迅速扩大而部署界限不明确的现状,运用数值模拟方法,对底水油藏水平井部署时应注意的几个关键问题进行了较深入的研究。结果表明,不同油品性质油藏的部署设计结果有明显差异,对于粘度低于500mPa.s的底水油藏可采用底水托浮式开采,而对于相对较稠的油藏则应采用热采方式开发;另外,随着原油粘度的增加,其部署下限厚度逐步增加,对于粘度低于50mPa.s的稀油油藏,其水平井部署下限厚度可降至8m左右,同时水平井应尽量部署在油层的顶部;过大的生产压差同样可导致油井快速水淹,在水平井的生产过程中应适当控制其排液速度,其最大排液量建议不宜超过30t/d。     

气顶底水油藏注水开发影响因素——以韦8断块为例

采用油藏生产动态分析和数值模拟相结合的方法,考虑到气顶底水锥进和水力压裂的实际情况,对韦8断块油藏注水开发的影响因素进行了研究。首先,在油藏描述模型的基础上建立全油藏的数值模型,应用该模型对油藏的开发生产历史进行拟合,分析油藏开发生产特点。并利用典型井组研究开发层系组合、水平井-直井组合井网和注水条件对开发效果的影响,通过对渗透率、原油黏度、有效厚度、井排比、穿透比、注水温度、注水速度、注采井距进行动态优化调整,得出了韦8断块开发矛盾最小化、效益最大化的合理化建议。     

陆梁油田薄层底水油藏控制水锥技术研究

提出了一种不重新射孔建立底水隔板封堵底水层的新方法,该方法充分利用了水基堵剂的选择性封堵作用和由工作液与原油的密度差而形成的重力分异作用,通过在油水交界面附近形成底水隔板来控制水锥发展。该方法主要使用了高密度盐水、隔板液和过顶替液3种工作液。对不同工作液的使用性能进行了试验研究和理论分析,确定了施工工艺。采用这种新方法在陆梁油田薄层底水油藏试验了8口井,有效率达到100%,截至2005年8月底,累积增油2 622t,降水4 968m³,含水率下降幅度为11.3%~38.4%。直接投入产出比为1:2.350 8。现场试验结果说明,该方法是一种值得推广的新技术。     

气顶边水油藏水平井注水可行性研究

JZ油田沙河街组为高倾角构造层状油气藏,属于辫状三角洲前缘沉积,具有储层砂体厚度小,横向变化大的特点。油田顶部存在气顶,底部具有边底水,目前采用水平井平面穿透多个砂体分油组衰竭开发,适当时期转为注水开发。如何注水开发是油田开发面临选择的问题。利用油藏数值模拟对JZ油田6井区Ⅲ油组的注水井井型、注水井平面位置、注水井纵向位置对水平油井在不同的纵向位置水驱效果对比分析,优选出适应本油田高效开发的水平井注水开发模式。     

提高薄层底水油藏注入水存水率室内研究

针对薄层底水油藏的注入水沿水平高渗透孔道易窜至油井和沿垂直高渗透部位进入底水层的问题,提出了提高薄层底水油藏注入水存水率的方法.该方法的原理是沿高渗透层建立层内隔板和沿油层与底水层界面建立底水隔板.为了建立层内隔板和底水隔板,研究了清洗液、密度调整液、隔板液和过顶替液4种工作液.并设计了清洗隔板液通道、局部提高底水密度、注入隔板液、过顶替和关井侯凝等施工工艺.通过合理选择工作液和建立施工工艺,可使层内隔板和底水隔板在一次施工中同时完成.隔板的建立由可视化物理模拟形象证实.     

小断块边底水油藏开发实践与认识

江苏油田陈堡、安丰、周宋等复杂小断块边底水砂岩油藏,油藏规模小、含油带窄、隔夹层复杂,在早期开发中都是采取一套井网控制,逐层上返的开发模式,油井投入开发后普遍呈现含水上升快,产量递减迅速等问题、在剩余油研究的基础上,根据油藏形态、隔夹层分布、边底水能量及油水粘度比等,有针对性地采取不同的调整策略,转变油藏开发模式,调整层系井网,充分挖掘各类剩余油潜力,大大改善了油藏开发效果。     

气顶边水油藏剩余油分布模式及挖潜对策

针对国外某气顶边水油藏地质特征和开发状况,开展了剩余油分布规律研究,分析了影响剩余油分布的主控因素,即隔夹层、气顶、构造高点、井网和井型。在此基础上,总结出剩余油的分布模式,纵向分布模式为屋脊油、屋檐油、屋顶油和屋内油4种,平面分布模式为朵状和火山锥状剩余油2种。针对不同模式剩余油提出了相应的挖潜对策:屋脊油可以在顶部钻水平井挖潜,屋檐油宜采用水平井底部挖潜,屋顶油建议采用过路井补孔,屋内油采用水平井或直井加密挖潜;开发朵状剩余油应进一步完善井网,采用水平井挖潜底部剩余油,而火山锥状剩余油宜采用局部直井加密开发。     

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。     

薄层底水油藏排水采油技术影响因素研究

系统研究了油藏地质参数与排采工艺参数对薄层底水油藏排水采油技术的影响,定量分析了各因素的作用机理及影响规律.研究表明,排水采油技术对于垂直水平渗透率比较小、底水能量较弱的薄层底水油藏适用性较强;隔夹层从距离油水界面-7.5～7.5m变化时,排水采油累计产油量呈现缓慢增加-迅速减少-逐渐增加的变化规律,而累计增油量则呈现缓慢增加-迅速减少-迅速增加-逐渐降低的变化规律;当隔夹层中部位于排水井射孔位置时,隔夹层半径的增加有利于排水采油井控水产油,但位于排水井射孔位置以上时,累计产油量先减少后增加,排水采油增油量不断降低;采油井射孔位置越接近油水界面,排水采油增油量越大,产油量越小;最佳射孔打开程度为50％左右;排水层位距离油水界面不宜太远;排水速度与产液速度并非越大越好.研究结果可为现场合理实施排水采油技术提供参考依据.     

底水油藏多分支水平井水脊规律

多分支水平井技术在延缓底水和气顶的脊进速度、提高油气井产量等方面作用明显,但在底水油藏开发中水脊问题仍然不可避免。文中利用数值模拟方法,建立了底水油藏多分支水平井模型,并分析了底水突破位置与发展情况的变化规律。研究结果表明:分支水平井底水突破位置主要为主支跟端附近以及处于中间的汇点部位附近,具体位置主要取决于分支角度、分支位置以及避水高度。合理产量随着分支数目与分支长度的增加而增加,且两者的影响程度较大;而分支位置与分支角度对合理产量的影响程度较小,其中合理产量随分支角度的增大先增加后减少。     

水平井开采底水油藏采水控锥方法研究

采用数值模拟方法，分别研究用水平井开采底水油藏时井型、采水时机和采水量对控制底水锥进的影响。研究表明，对于垂向渗透率较低、油水界面之上存在夹层的储集层，采水控锥效果显著。水平井采水效果好于直井采水；采水越早，控锥效果越好；采水量越大，控锥作用越明显；采水时机和采水量存在最优值。对于适于采水控锥的油藏，应根据具体地质构造、储集层物性、水体大小等情况，结合经济分析，综合选择合适的采水井型、采水时机和采水量。男外，采水控锥并不是对所有水平井开采的底水油藏都有效，如果垂向渗透率大，油水界面之上无夹层、隔层的有效阻挡，或水体巨大，水平井的含水上升会很快，采水一般难以见效。图3表1参10