气顶油藏

摘要： 针对注水油田开发过程中注采井间连通性认识不清、注采结构调整难度大,气顶油田开发过程中气顶气和溶解气渗流关系复杂,常规方法无法认识气顶油田开发特征等问题,为此采用示踪剂监测技术认识油气水流动特征。通过示踪剂监测技术,明确了注水油藏W井组的注采连通关系,根据产出曲线拟合求解得到注采井间高渗通道的物性参数,并调整注采结构,调整后W井组含水率降低,开发效果得到改善。通过示踪剂模拟技术,定量表征了低渗小气顶油藏N的气顶气产出量,明确了开发过程中存在气窜和油侵气顶两个生产阶段。

摘要： 气顶油藏是渤海黄河口凹陷常见的一类油气藏,该类油气藏具有典型的一砂一藏特征,单砂体储层薄,储量规模小.早期主要是采用"避气开发"、"油气同采"的开发模式.进入"双高"阶段后,随着气顶的"消失",气顶区内水淹规律异常复杂,使得该类气顶油藏在高含水阶段后的调整挖潜面临巨大的挑战.通过"多因素耦合"的数值模拟研究,系统开展了中小气顶油藏高含水阶段气顶区内剩余油富集机理研究,形成了气顶区不同剩余油模式下调整挖潜的策略.研究结果表明:天然能量开发或注水开发(油水黏度差异小)条件下,气顶区主要发生油侵;注水开发(油水黏度差异大)条件下,气顶区主要发生水侵.气顶区油侵模式下,采用水平井靠近气顶挖潜;气顶区水侵模式下,剩余油厚度要求大于6m～8m,垂向位置上距气顶2m～4m布井,同时远离气顶低部位注水,并控制注水强度.研究成果指导渤海"双高"阶段气顶区内调整挖潜取得了较好效果,调整井初期日产油50 m3～160 m3,对类似中小气顶油藏"双高"阶段气顶区内调整挖潜具有一定的指导意义.

摘要： 地层边界条件不同,建立的水平井产能公式也不同.传统的气顶底水油藏、气顶油藏和底水油藏水平井产能公式都是在地层无限大情况下建立,并未考虑地层两边是封闭边界情况下的产能,因此,用镜像反映法将水平井映射成无限大平面内的无穷井排,再用势的叠加原理得到平面上任意一点的势,利用马斯凯特公式化简势函数,通过建立供给边界和井壁上的势,得到考虑左右封闭边界条件下水平井的产能公式,对水平井的开发有一定的指导意义.

摘要： 气顶油藏在开采过程中,由于原有的压力平衡被打破,所以储层内的气体会侵入油藏.气体侵入油藏后会严重影响油的渗流能力,油井的产油量急剧下降.目前屏障注水较多地应用在渤海气顶油藏的开发中,但是对注水方式研究的内容较少.基于B油田的特点建立机理模型,对气顶油藏屏障注水运移规律及作用机理进行分析.研究结果表明:早期注水可以有效地抑制油井气窜;周期性屏障注水既能利用气顶膨胀的能量,又能有效地利用屏障注水控制油井气窜,使得油井见气后生产油气比处于较低的水平,提高油井开发效果.

摘要： 气顶油藏在开采过程中,由于原有的压力平衡被打破,所以储层内的气体会侵入油藏。气体侵入油藏后会严重影响油的渗流能力,油井的产油量急剧下降。目前屏障注水较多地应用在渤海气顶油藏的开发中,但是对注水方式研究的内容较少。基于B油田的特点建立机理模型,对气顶油藏屏障注水运移规律及作用机理进行分析。研究结果表明:早期注水可以有效地抑制油井气窜;周期性屏障注水既能利用气顶膨胀的能量,又能有效地利用屏障注水控制油井气窜,使得油井见气后生产油气比处于较低的水平,提高油井开发效果。

摘要： To better understand the influence of draw-down pressure control strategy on the development result of gas-cap/edge water narrow oil rim, and to improve the recovery percentage of such reservoirs, a large-scale threedimensional physical model was designed by taking an offshore gas-cap/edge water narrow oil rim as the prototype on the basis of similarity criteria. Production experiments on the different adjustment timing and adjustment modes of horizontal well draw-down pressure were conducted, and the influence of those adjustments on the development results of gas-cap/edge water narrow oil rim was analyzed. The results showed that the draw-down pressure increased after gas channeling in the horizontal wells, and the recovery percentage increased from 28.32％ to about 40.00％. When gas channeling lasts for a period of time, the recovery percentage from draw-down pressure increase was better than that when gas channeling occurs instantly, and the recovery percentage can increase by 2.09％; In addition, the development result from draw-down pressure increase in single step mode is better than that in multi-step mode, and the recovery percent can increase by 2.47％. The research results showed that draw-down pressure increase in single step after gas channeling lasts for a period of time is the best strategy to improve the recovery percentage of this type of reservoir. This pressure draw-down adjustment strategy has been applied in an offshore gas-cap/edge water narrow oil rim, and oil production increase is remarkable.%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.

摘要： 薄层边水气顶砂岩油藏能否高效开发,关键取决于能否根据实际地下油藏特征选取适当的开采方式.如何避免气窜与水锥是面临的难题.通过理论研究评价气顶、边水天然能量大小,尝试先期充分利用天然能量,东侧气顶内注气补充地层能量,西侧油环采油的开发模式,视地层压力情况后期增加新注水井点.实践证明该油藏开发效果显著,这为类似气顶油藏开发提供较好借鉴经验.

摘要： 为了制订高含CO2高含凝析油气顶低油柱窄油环油藏的合理开发方式、提高凝析油和油环油采收率,需要了解高含CO2高含凝析油的凝析气顶在开发过程中的复杂相变行为和不同开发方式对开发指标的影响.基于高含CO2高含凝析油气体样品的室内PVT实验结果,利用Eclipse数值模拟软件进行了模拟注CO2和CH4膨胀对凝析气相态的影响,同时对该油田进行了合理开发方式和开发井型井位优选,研究发现CO2和CH4均能使凝析气体系的弹性膨胀能力增强、最大反凝析压力降低及最大反凝析油量减少;循环回注采出气开发比衰竭开发提高油环油采收率约11.0％、提高凝析油采收率约45.0％;水平井开发效果好于直井,形成了一套此类气顶油藏高效开发的模式.结果表明:循环回注采出气对于高含CO2高含凝析油的凝析气顶,一方面可以保持凝析气顶的压力,另一方面CO2和CH4可以降低凝析气体系的露点压力、抑制凝析油的反凝析,从而提高凝析油采收率,同时CO2和CH4较强的弹性膨胀能有利于气顶对油环油的驱替,提高油环油采收率,是最为合理的开发方式;水平井平行气油界面布井对于小跨度、低油柱高度的油环可以有效延缓气水锥进,提高油环油采收率,是最为合理的开发井型和井位.

摘要： 在气藏开发方案设计中，气井合理产能是气藏经济开采的重要依据.垦东34块馆陶组上段气顶油藏位于胜利油气区极浅海水域，矿场无稳定试井资料.为合理确定气井产能，采用经济极限初产、临界携液产量、绝对无阻流量和数值模拟方法进行了优化研究.结果表明，气井合理产能控制在1.5×104 m3/d时，可实现气井在不出砂条件下长期稳产，并能提高气顶油藏开发效果.方案实施后气井生产效果理想，为无稳定试井资料条件下确定气井合理产能提供了一套操作性强的方法.

摘要： 比较传统的观点认为气顶油藏是饱和平衡的，但根据研究发现也有一些特殊未饱和油藏，到底气顶油藏有些什么类型？由于取样和生产数据代表性的影响，怎样判断是属于哪一类气顶藏是一类气顶油藏是一个难。虾雇地气顶油藏种类进行了分析和总结，分为饱和平衡和特殊未饱和类型，而特殊未饱和又分：1)气顶和油环之一饱和，而另一相未饱和；2)气顶和油环均为未饱和；3)饱和压力和流体性质随深度变化而变化。以某气顶油藏RES（饱和平衡）和RES（特殊未饱和型）为例，说明了如何判断气顶油藏的类型，并分析了各类气顶油藏的相态特征。在实例分析中，采用了相态恢复理论和相平衡原理，选 用Landmark公司Desktop-PVT软件进行分析计算。

摘要： 本发明提供一种断块油藏人工气顶‑边水双向驱开发油藏筛选评价方法，该方法包括：步骤1，开展候选断块油藏精细地层对比和构造解释，建立油藏地质模型，落实油藏参数；步骤2，建立油藏数值模型，开展开发历史拟合，修正油藏地质模型和油藏参数；步骤3，分析双向驱提高油藏采收率潜力，论证开展双向驱开发的必要性；以及步骤4，根据修正的油藏参数，判断该候选断块油藏是否适合双向驱开发。该断块油藏人工气顶‑边水双向驱开发油藏筛选评价方法解决了特高含水期断块油藏双向驱开发单元筛选与潜力评价方法不明确、不规范的问题，有效提高了断块油藏开发后期开展双向驱提高采收率技术应用效果与开发调整方案编制水平。

摘要： 本发明提供一种断块油藏注气形成人工气顶合理注气量预测方法，该断块油藏注气形成人工气顶合理注气量预测方法包括：步骤1，获取油藏的物性参数；步骤2，计算能够产生有效运移的连续气相最小尺寸，即临界气相长度；步骤3，计算满足有效体积比条件下的最小对应角；步骤4，计算满足设计要求的注入气体在地面温度和压力条件下的体积。该断块油藏注气形成人工气顶合理注气量预测方法通过注气开采高部位剩余油的方案设计中，避免无效、低效的注入方案，降低开发风险提高经济效益。

摘要： 本发明公开了一种顶气边水油藏可采储量预测及开发效果评价方法。该方法首先从油藏特征和开发模式出发，建立了顶气边水油藏的油藏工程方法模型；其次从渗流理论出发，推导建立了顶气边水油藏的气、水驱产量贡献评价方法，评价得出该类油藏气驱部分和水驱部分的累计产油量；最后，基于产量贡献评价结果，利用气驱特征曲线和水驱特征曲线，分气驱部分和水驱部分两个方面，建立了顶气边水油藏的可采储量预测和开发效果评价方法。本发明方法为顶气边水油藏开发中后期的可采储量预测和开发效果评价提供了一种便捷的方法，为油田措施优选、剩余油识别提供了依据。

摘要： 本发明公开了一种有气顶稠油油藏的组合热采方法，该有气顶稠油油藏的组合热采方法通过点燃气顶的方式实现油层顶部进行加热，利用顶部气层燃烧的热量加热了整个油层，降低了气顶与稠油油层接触面上原油粘度，实现了直井与水平井的井间联通。同时，燃烧后产生的烟道气进一步的降低了稠油的粘度，又给整个油藏提供了能量。该方法不仅实现了这种带气顶稠油油藏的开采，还通过气顶的燃烧节约了蒸汽注入量，整体提高直井水平井汽驱阶段稠油开采综合效益。

摘要： 本发明提供一种断块油藏人工气顶-边水双向驱开发油藏筛选评价方法，该方法包括：步骤1，开展候选断块油藏精细地层对比和构造解释，建立油藏地质模型，落实油藏参数；步骤2，建立油藏数值模型，开展开发历史拟合，修正油藏地质模型和油藏参数；步骤3，分析双向驱提高油藏采收率潜力，论证开展双向驱开发的必要性；以及步骤4，根据修正的油藏参数，判断该候选断块油藏是否适合双向驱开发。该断块油藏人工气顶-边水双向驱开发油藏筛选评价方法解决了特高含水期断块油藏双向驱开发单元筛选与潜力评价方法不明确、不规范的问题，有效提高了断块油藏开发后期开展双向驱提高采收率技术应用效果与开发调整方案编制水平。

摘要： 本发明提供一种断块油藏注气形成人工气顶合理注气量预测方法，该断块油藏注气形成人工气顶合理注气量预测方法包括：步骤1，获取油藏的物性参数；步骤2，计算能够产生有效运移的连续气相最小尺寸，即临界气相长度；步骤3，计算满足有效体积比条件下的最小对应角；步骤4，计算满足设计要求的注入气体在地面温度和压力条件下的体积。该断块油藏注气形成人工气顶合理注气量预测方法通过注气开采高部位剩余油的方案设计中，避免无效、低效的注入方案，降低开发风险提高经济效益。

摘要： 本发明提供了一种油藏顶翼联动阶梯式立体注气开发方法，其包括(1)根据筛选标准判断目标油藏是否适用采用所述油藏顶翼联动阶梯式立体注气开发方法进行开发；(2)利用理论方法和/或室内实验方法对注气可行性进行评价，确定目标油藏所需要的最佳注气介质；(3)开展目标油藏精细化三维地质建模和精细化数值模拟；(4)采用顶翼联动阶梯式立体注气开发方式对所述目标油藏进行注气开发。本发明所提供的方法可达到见效快、油气界面运移均匀以及开发经济性好的目的，为注气提高采收率技术能够在实际中更好的应用和发展提供支撑。

摘要： 一种三维气顶底水油藏开发模拟装置。它是由压盖、壳体、可调渗透性隔板、注入井、釆出井一号、釆出井二号、釆出井三号、釆出井四号、气体流量计一号、气体流量计二号、液体流量计、阀门、气源、注入口、出气口、气液分离装置、出油口、量筒、进水口和储水罐组成的，该实用新型可以通过测量水锥高度，从而计算出气顶锥进高度和油藏临界产量，探究底水锥进和气顶锥进变化规律，优化气顶底水油藏开发管理，指导气顶底水油藏开发方案设计，减少开采成本，提高开发效益。该实用新型结构简单明了，方便操作。

摘要： 本发明涉及气顶油藏开发渗流测试方法，包括：配制模拟油、地层水，实验采用氮气；获得岩心长度L、横截面积A、体积V、孔隙度

摘要： 本发明涉及一种气顶油藏开发方式优选方法，包括以下步骤：1)气顶油藏不同开发方式统计：针对已开发气顶油藏开展统计，得到气顶油藏分别采用衰竭开发和注水开发时在不同参数条件下的采收率结果；2)开发方式界限预测模型的建立：根据步骤1)统计得到的气顶油藏分别采用衰竭开发和注水开发时的采收率结果，利用交替条件期望法作回归分析，得到变换后的采出率与变换后的各参数的相应回归关系；3)开发方式界限预测模型的应用：给定孔隙度、原油粘度、渗透率、气顶指数和水体积倍数，利用步骤2)的回归关系得到采收率预测结果，从而指导油藏开发方式的选择。本发明考虑气顶油藏个体差异，利用ACE法回归计算结果，能够快速优选得到气顶油藏最佳开发方式。