不同气顶指数油藏注采策略研究及应用

渤海黄河口凹陷气顶边水油藏具有一砂一藏、储层薄,储量规模小、气顶指数差异大等特点,单砂体水平井注水开发存在巨大挑战。通过分析不同气顶指数油藏合理地层压力水平、注水策略、提液界限等发现,对于小气顶油藏,应早期注水,合理地层压力水平在90%~95%左右,位于饱和压力附近,提液时机在气顶气采出程度大于25%后;中等气顶油藏,早期注水不考虑气亏空影响,压力维持水平在70%~80%左右油气采收率最高,提液时机在气顶气采出程度大于40%后;大气顶油藏,合理地层压力水平在60%左右,初期依靠天然气顶能量开采,后期结合人工注水适当提液采油。通过研究成果的应用,渤中26-3油田带气顶砂体开发效果得到了明显改善,砂体采收率平均提高1.5%。该成果对类似气顶油藏在"油气同采"模式下注水开发具有重要的指导意义。

气顶油藏水侵预测与动用储量计算新方法

针对有限水体气顶油藏缺乏合适的水侵预测与动储量计算方法的问题,提出了一种新的动储量计算方法——水侵常数优化拟合法。该方法结合物质平衡方程与Fetkovich非稳态有限水域模型,以求取气顶指数为目标构建线性化方程,通过调节水侵常数B使线性关系达到最佳,从而有效解决天然水驱气顶油藏线性物质平衡方程中存在3个未知量的求解问题。东海NX气顶油藏应用表明,该方法使用简单,适用于有限水体,计算得到的水域参数和动储量与实际动态数据吻合较好。该方法对气顶油藏开发技术政策的制订具有重要意义。

渤海S油田小气顶油藏水平井开发策略研究

针对渤海S油田发现的一些小气顶油藏,在开发过程中出现油气界面会下移,产生气锥,油井表现为投产初期即见气,或投产一段时间后产气量增大,气油比居高不下,产液产油量下降,降低了气顶驱油效率等现象,结合油藏数值模拟技术,利用物质平衡和状态方程,研究了水平井垂向位置、合理采油速度及注水时机对开发效果的影响,得出了水平井垂向位置与气顶指数的关系,合理采油速度及最佳注水时机,做到初期防止气窜,中期控压差,后期补充能量生产,使采出程度达到最大化,并指导调整井布井。