1262023年第2期随着开发时间延长，AN油藏状况和生产动态都发生了明显的变化，导致配产配注量不能最大限度的快速采油，为提高目标区块采收率，满足生产效益最大化，本文通过利用MBAL模块的油藏注水开发分析以及PROPER模块的单井井筒模型气举优化研究对AN油田进行了注水量以及气举量的优化研究，实现目标区块开发整体经济效益的提升。图2当前条件含水率随时间变化曲线�引言AN油田位于尼日尔三角洲盆地，所在区块为海洋性季风气候，终年湿热，平均气温25℃左右，包含两个带气顶底水油藏33AN-P0.5和AN-P1。油田综合含水52%，平均气油比为635m/m，采用“井口平台+生产平台+FPSO”的生产模式。油藏开发采取注水进行能力补充，在增加原油流动性、提高洗油效率的同时，可使油水重新分布，进而提高波及体积和微观剩余油动用[1]程度，但油藏开发不能采取单一的开发对策，需针对油藏特征[2]图3当前条件气油比随时间变化曲线和开发矛盾，优化注采系统，优选注采参数，因此本文综合考虑FPSO的油气水处理集输和原油储存能力以及注水和气举等设计能力，并根据生产实际，进行优化设计。�生产状况AN-P0.5是带气顶底水注水开发油藏，含水率为39.41%，AN-P1也是气顶底水注水开发油藏，含水率为70.27%。图4当前条件气举量随时间变化曲线�注水量优化注水对维持地层压力，提高单井产量具有较大意义，在中含水区，储层物性发生轻微的变化，中等压力注水即可满足其表1油藏基本参数需要，同时随着油井的含水上升，到高含水期之后，主力的吸维持当前生产制度，气举日气举量约为5.4MMscf/day，水层经反复的水洗，物性发生了根本的变化，其吸水性将明显AN油田从2016年1月1日起，生产至2022年底，累计产油量约为增强，甚至在个别的注水井可形成较大孔道的吸水层，此时低23.2MMSTB。当前含水率为44%，含水率呈现上升趋势，在压力注水即可满足开采需要。所以降低和减少无效注水制定的2017年底综合含水率达到62%。气油比上升幅度较小，从173上[3-4]合理注水量是延长开采时间和增大驱油效率的有效手段。升至190。表2AN-P0.5注水量优化表工区生产设备可使用最大注入压力为3000psi，当注入压力图1当前条件累产油量随时间变化曲线提高至3000psi时通过控制单井注水量，确定各区块最佳注入参AN油田注水量及气举量优化分析◇西南石油大学王成思127学术研讨数。通过MBAL模块的油藏注水开发分析，随着注水量的增加，ANDH-P0.5油藏每1000STB/day注水量累产油量增加量平均约为0.39MMSTB（见...
