气驱–水驱联合特征曲线在气顶边水油藏中的应用

气顶边水油藏进入开发中晚期后,面临着气窜与水侵的双重难题,需要评价开发效果,并基于评价结果调整开发策略,但无法直接应用气驱特征曲线或水驱特征曲线评价该类油藏的开发效果.因此,基于稳定渗流理论,推导了气驱特征曲线关系式,并与水驱特征曲线关系式联立,建立了计算不同阶段气驱产油量占总产油量比例的方法;利用该方法可计算出气顶边...     

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。     

气顶边水油藏水平井开发可行性分析及产能评价

气顶边水油藏作为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及边底水过早锥进,造成油井气窜、水窜,严重影响了油井产能。以渤海JZ25-1s油田某油藏为研究对象,根据区域类似油藏开发先导性试验结果及油藏数值模拟技术对比分析该类油藏应用水平井与直井的开采效果,论证了气顶边水窄油环油藏应用水平井开发的可行性。同时根据油田的地质特征,应用比采油指数法、修正公式法及油藏数值模拟法进行水平井产能分析,确定水平井开发初期合理产能。根据油田投产后的实际生产动态数据分析表明,水平井对深层、带气顶边水特征的窄油环状油藏具有较好的适应性,水平井产能的确定结果可信,计算方法可行。     

下二门油田边水气顶油藏开发特征及调整对策

下二门油田Ⅰ断块核二段边水气顶油藏自1978年投入开发,已进入高含水开发期,早期开发气窜,边水能量较强,油气水界面的差异及开采过程中的变化,使得油气水分布状况异常复杂,井网适应性变差,储量控制程度降低,针对后期剩余油的分布状况,为提高储量控制程度,控制含水、改善开发效果,通过对油井开采特征研究,分析影响开发效果的主要因素,提出了重构开发单元、井网调整,充分发挥水平井在提高储量控制程度、增加单井产量的技术思路,并在应用中取得了很好的开发效果。     

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。     

国外边水气顶油藏开采方式调查

古城油田是我局的开发新区，今年在其南部的泌123断块发现了气顶。为了能在采油的同时开采气顶供给蒸汽锅炉燃料，局领导要求用可行的方式同时开采油和气。然而开发这样的油藏在我局是一项新课题，在国内外其它油田也不多见，为此，我们对国外1933－1965年间投入开发的11个边水气顶油藏的开采方式进行了详细调查，以求获得适合于古城油田泌123断块的最佳开采方式。     

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。     

边水气顶油藏开发方式物理模拟——以伊拉克哈法亚油田Khasib油藏为例

基于伊拉克哈法亚油田Khasib油藏油气水分布特征,设计岩心驱替实验,评价不同驱替方式、驱替参数对驱油效率的影响规律。研究表明,边部注水驱替时,先期衰竭开采有利于气顶弹性膨胀,形成“上压下顶”的立体驱替作用,驱油效果较好;顶部注气、边部注水气水协同驱替时,注入时机对高、低部位驱油效果的影响规律不同,考虑整体驱油效率,注入压力应大于原油饱和压力;推荐两种驱替方式合理注入时机为20～25 MPa。注入速度对不同注入介质影响规律一致,适当降低注入速度,有利于驱替前缘稳定,延缓注入介质突破,改善驱油效果,实验条件下水驱合理注入速度为0.075mL/min,气水协同驱替合理注水速度0.15mL/min、注气速度0.10mL/min。气水协同驱替有利于高部位原油产出,原油采收率比边部水驱方式高5.0～14.8个百分点,推荐为Khasib油藏中后期合理开发方式。     

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。     

气顶边水油藏开发策略研究与实践

气顶边水油藏在开发过程中容易引起气窜和水窜，造成不可挽回的储量损失。B区块具有一定的气顶规模和油环宽度，弱边水，根据这些特点，通过研究其储层的渗流特征，制定了气顶注水障+边外注水+内部点状注水的方法，指出了影响开发效果的主要因素。同时，配合注水，采取了一些油藏和工程方法，包括合理的生产压差，合理的流压界限，合理注采比以及避水、避气射孔。通过这些开发策略的制定，B区块的开发取得了良好的效果。区块含水和气油比保持相对稳定，各项指标均表现出良性开发的特征，为此类油藏的开发提供了借鉴。     

水驱气藏动态储量和水侵量计算新方法

为了解决由于水侵量未知导致水驱气藏储量计算困难的问题,基于气藏压力下降引起水体压力下降、水体孔隙收缩和水体中水的弹性膨胀导致水侵的机理,应用物质平衡原理,推导出了水侵量计算模型,建立了水驱气藏动态储量和水侵量计算新方法,该方法可同时计算出气藏的动态储量和水侵量.在此基础上,应用理论数值模型和实例验证了本文方法的可靠性....     

确定水驱气藏废弃压力与可采储量的简便方法

水驱气藏的废弃压力和可采储量是确定采收率的关键参数,它们的大小直接影响到气藏采收率的高低,因此如何准确计算水驱气藏废弃压力与可采储量的大小显得非常重要。引入虚拟曲线法,根据容积法地质储量计算公式,推导出水驱气藏的视废弃地层压力与可采储量关系式。应用生产动态数据绘制水驱气藏压降储量曲线与虚拟曲线于同一图中,压降储量曲线延长线和虚拟曲线的交点即是水驱气藏的废弃压力点。该点对应的压力即是水驱气藏的废弃压力,对应的累计产气量为可采储量。     

水驱曲线法在油田开发评价中的应用

为了保持地层压力、提高油井产能和提高油田的采收率,国内大多数油田都实施早期或中期人工注水开发方案。随着水的注入和油井见水,油田的开发动态会发生明显变化。在拥有大量开发动态资料的基础上,适时地进行开发评价是非常必要的,例如检验油田的原始地质储量,确定油田的原始可采储量、可动油储量和采收率,预测水驱油的驱油效率和注入水的体积波及系数。这些指标对于制定油田的开发调整方案是非常重要的。文中综合利用甲型和丙型水驱曲线法,有效地解决了油田开发评价问题。实例应用表明,这些方法既简便又实用。     

天然气驱油藏开发动态评价及可采储量预测新方法

天然气驱油藏在中国油气藏开发类型中占有重要比例。目前针对气驱油藏的研究多集中于气窜规律分析,矿场缺乏针对性的生产动态监测与评价方法。从油-气两相渗流规律和物质平衡方程出发,推导了适用于气驱油藏开发指标评价及预测的气驱特征曲线。同时,通过引入经济极限气/油比及初始与边界条件,推导并绘制了无因次气体分流量与采出程度之间的理论图版,利用该图版可以快速、直观地评价油田开发效果。应用数值模拟方法,分析讨论了井网加密、工作制度调整及油井措施对气驱特征曲线形态的影响,论证了新型气驱特征曲线的适用性。实际应用结果表明,新方法预测气驱油藏开发动态与数值模拟法及产量衰减法计算结果吻合较好,对气驱油藏开发指标预测具有一定的实用性。     

预测油气田可采储量方法的优选

对于新老油气田，基于所处的阶段和拥有的资料，优选了几种预测油气田可采储量的方法。这些方法包括：相关经验公式法、驱替效率法、压降法、物质平衡法、产量递减法和数学模型法     

涩北气田弱水驱气藏水侵早期识别方法

弱水驱气藏开发早期的水侵特征不明显,识别起来比较困难。现场多采用水样监测和对水气比曲线进行分析等方法对气藏的水侵特征进行识别,但这些方法都是在地层水进入气井之后才能进行判断,不利于提前采取预防措施。以涩北二号气田边水能量较弱的A气藏为例,通过引入生产指示曲线法、存水体积系数法和视地质储量法对气藏早期的水侵特征进行识别,并通过不同采出程度下的曲线特征进行了对比。结果表明：视地质储量法对气藏水侵作用敏感性强,曲线发生上翘拐点时对应的采出程度最低,比现场经验法低20%;视地质储量法水侵识别结果可靠性高,能更早地发现气藏的水侵特征。该研究成果对于无裂缝发育、孔隙性相对均质的弱水驱气藏进行早期的水侵特征识别具有指导意义。     

确定水驱油藏水侵量和经济可采储量的新方法

为了更加准确、简便地预测水驱油藏水侵量和经济可采储量,通过对其计算方法的研究,基于张金庆水驱特征曲线和Welge方程,结合实际生产动态资料,利用经济极限产量推导出油水渗流特征及经济可采储量与经济极限含水率的关系式,再结合水侵量的物质平衡原理,确立计算水驱油藏水侵量和经济可采储量的新方法。不同综合含水率阶段的水侵量变化规律表明:水驱油藏的综合含水率越大,水侵量越大;当综合含水率小于60%时,水侵量随综合含水率呈线性增长;当综合含水率为60%~80%时,水侵量增幅变大;当综合含水率大于80%时,水侵量随综合含水率呈"上翘"式增长,水驱油藏水淹程度加快。     

一种判别油气田产量递减类型的水驱特征曲线的新方法

产量递减曲线是油田进入递减期动态分析的重要方法,是一种非常重要而又常用的预测油田产量递减规律的方法;水驱曲线是水驱开发油田固有的特征曲线,用于预测水驱开发油田的开采储量和采收率,水驱曲线法是预测油田开发未来动态和采收率的重要方法之一。本方法是将水驱曲线法和产量递减法相结合,得到了在水驱油藏进入递减阶段之后,判断递减类型的新方法。     

底水锥进油藏油水同采技术研究

在底水油藏生产中后期,油井不可避免出现见水现象,如不采取合理有效的控水措施,将造成产量迅速递减,采收率下降,开发效果变差.对红南油藏开发现状及生产动态的分析,提出了综合治理方案,并提出了油井油水同采技术,见到了一定的效果.该研究为含水油田的综合治理拓展了思路.     

低渗透高含水砂岩气藏产能评价

针对目前低渗透气藏气水同产井产能评价时遇到的问题,依据渗流力学中气水两相不稳定渗流的基本方程,采用气藏工程方法和改进的修正等时试井方法及热力学原理,并考虑井下油嘴节流及气体高速非达西和滑脱效应的影响,提出了低渗透高含水气藏的产能评价方法。该方法在理论推导的基础上,对气水两相广义拟压力和修正等时试井方法进行了改进,最后结合井下油嘴节流原理和气体通过油嘴时的滑脱效应方程,利用热力学方法和数值分析方法,求出气水同产井的产气能力及最大携液流量。根据模拟井数据,分别用传统产能评价方法和上述方法进行了计算,计算结果表明：传统方法的计算值偏高,而上方法的计算结果比较符合实际。这为低渗透高含水气藏下入井下节流器的气井的产能评价提供了新的思路。