带气顶油藏气顶油环协同开发适应性研究——以A南油(气)藏为例

带气顶油藏主要依靠气顶膨胀能量开采油环,油井生产使油环压力降低容易发生气窜,造成油气资源损失。考虑合理开采气顶,并实现油气协同开发,运用油藏数值模拟方法进行了相关开发适应性研究。基于正交实验分析,影响带气顶油藏开发效果的主控因素为气顶指数、凝析油含量、地层厚度、地层倾角、垂直渗透率与水平渗透率的比值;通过对不同地质条件下不同开发方式进行全面数值模拟试验,分析各地层参数对带气顶油藏开发效果的影响规律。结果表明:随着气顶指数增加,合理开发方式由衰竭开发逐渐变为注水开发,且气顶指数增大,开发方式逐渐由面积注水转为屏障注水;高凝析油、高倾角厚层油藏宜采用注水开发方式。

气顶油环油藏后期挖潜研究应用

本文介绍了开发后期气顶油环油藏在开发中存在的主要问题,针对问题通过油藏精细描述研究、剩余油气分布研究分析了剩余油气分布规律及潜力。通过综合挖潜达到改善油藏开发效果的目的。

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。

带凝析气顶油藏气顶油环协同开发技术政策的探寻

带凝析气顶油藏管理工作中,不仅仅要对开发气顶和油环的采收率予以分析以及研究,也要从根本上践行资源保护机制,规避油气资源的过度浪费,这就使得整体开发项目的难度增大。我国带凝析气顶油藏资源较少,运行开采油环协同开发的技术,就需要借鉴国外先进的经验,在整合要求后完善具体措施。本文以某地区带凝析气顶油藏气顶油环协同开发案例为依据,对具体的基础政策予以分析,旨在为研究人员开展评估提供依据。

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。

卫2块气顶油藏油气界面研究

卫2块气顶油藏的气顶和油环带是一个统一的压力系统,开发前处在一种压力平衡状态。自开发以来,由于气藏开发需要,部分井上返采气,随着低部位注水开发的进行,油气界面发生变化,原始油气过渡带范围扩大,在油侵区形成较为富集的剩余油潜力。 本次主要以下面两个方方法推算目前油气界面位置。