海上特超稠油油藏小井距蒸汽吞吐汽窜堵调工艺

渤海某大规模热采开发的特超稠油油藏在一轮次注热期间井间汽窜率超70%,严重影响油田产能。针对该情况,基于探井、测井认识,先后开展药剂性能评价、单/双管驱替实验及现场堵调应用,对高含水层物性得到了进一步认识,随后开展泡沫调剖、井组同注数值模拟及现场试验,井间汽窜得到有效控制。研究结果表明,局部高含水低渗储层经蒸汽冲刷后平均渗透率或高于探井阶段测量值,对于已汽窜井开展井组同注措施,对于未汽窜井及井组边部井采用强化泡沫调剖,该措施不仅可以有效控制和预防汽窜,同时可均匀动用储层,优势层段吸汽剖面级差降低46.8%。泡沫调剖辅助井组同注的工艺策略实施后单井产能提高12%~33%,对海上特超稠油高效开发具有指导意义。

模拟退火算法用于蒸汽吞吐井流入动态研究

随着油气田开发技术的发展,利用复杂结构井、体积压裂、多元及复杂热力法开采石油时,渗流过程越来越复杂,油井流入动态难以通过统一方程得到。本文提出利用非数值算法的模拟退火算法进行油井流入动态计算,以蒸汽吞吐井为实例,首先分析合理的工作制度,然后把模拟退火算法预测的产量结果与利用数值模拟所得的产量结果进行比较。结果表明,两种方法对比误差非常小,模拟退火算法不需要将单相流和多相流分开讨论,且无任何假设条件,适用范围广,利用该算法研究油井流入动态非常可行。

多轮次蒸汽吞吐水平井套管射孔参数优选方法研究

针对多轮次蒸汽吞吐水平井在确保套管安全寿命前提下,有利实现储层产能最大化释放的套管射孔参数优选问题,开展了射孔参数对产能影响和对套管安全性影响研究,建立了水平套管井表皮因子计算模型及产能预测模型。在此基础上提出了在满足储层产能最大化释放的射孔参数范围内,结合套管安全性校核结果优选射孔参数的方法。通过该方法设计的渤海某稠油油田的射孔参数可知,该井目前已完成超3轮次蒸汽吞吐过程,产能达到配产的同时,套管处于安全服役的状态。该方法可为多轮次蒸汽吞吐水平井套管射孔参数优选提供依据。

渤海稠油蒸汽吞吐井扩容降压增注机理研究与矿场实践

在渤海油田稠油的热采过程中,由于储层物性较差或井周堵塞,蒸汽吞吐井通常面临蒸汽注入困难的问题。岩石力学扩容作为一项新技术,能够有效解决常规增产措施存在的有效期短和作业成本高等问题。然而,目前针对储层水力扩容特性的实验研究仍然很少,特别是在考虑蒸汽吞吐开发初期或实际地层所处的真三轴应力环境下的实验。以渤海L稠油油田为例,对注蒸汽开发前的稠油油层岩心进行了粒径分析,以及电镜扫描与能谱分析等微观物理性质观测,并研究了真三轴应力条件下岩心的力学与高温水力扩容特性。实验结果表明,岩心粒径平均为225μm,属于细—中粒径;岩心微观结构较为松散,颗粒之间存在沥青胶结物,疏松程度高;岩心元素中Si含量与C含量最高。岩心在单轴应力下会迅速出现剪切膨胀现象,但在真三轴应力条件下由于水平应力的限制岩心体积持续被压缩,未出现扩容现象,且强度较低。真三轴高温水力扩容实验中岩心流体压力波动较大,说明在水力扩容阶段内部裂缝不断产生、发育及扩展,导致岩心体积膨胀,在到达破裂压力后岩心仍具有较强的承载能力。CT扫描表明,岩心在水力扩容后体积膨胀明显,在水平方向表现出了较大变形,内部出现了次生复杂缝网,扩容效果良好。最后,通过现场扩容施工实例展示了渤海稠油吞吐井扩容作业的效果,以期为水力扩容与安全连通高效开采稠油提供可行性分析。

超稠油氮气、溶剂辅助蒸汽吞吐开采技术研究

对辽河油田杜 3 2块超稠油油藏进行提高蒸汽吞吐开采效果的综合研究 ,从机理、室内实验、数值模拟等方面研究氮气、溶剂辅助蒸汽吞吐开采技术。筛选出高效溶剂 ,测试驱油效率 ,根据数值模拟结果 ,提出注 1 3溶剂段塞加氮气辅助蒸汽吞吐开采可以使采收率增加 4.0 %,增油成本为 43 6元 t ,为超稠油油藏的有效开发提供了理论依据。图 3表 3参 2

海上多轮次蒸汽吞吐后期开发特征及方案优化研究

渤海海域稠油储量比较丰富,蒸汽吞吐是稠油热采的主要方式,LD油田是中国海上油田第一次开展蒸汽吞吐先导试验的稠油油田,探索海上地下原油黏度在350 mPa·s以上稠油油田的有效开发方式,2口热采试验井随着吞吐轮次的增加,高峰日产油逐渐下降、地下存水量逐渐增加,见油前排液时间及累产液增加。由于海上稠油蒸汽吞吐开发仍处于试验阶段,目前缺乏海上蒸汽吞吐开发特征和规律的总结,需要开展海上多轮次蒸汽吞吐后期开发特征和开发规律的研究。随着吞吐周期的增加,2口热采试验井出现地层能量不足、低产低效、递减快的问题,主要原因是2口蒸汽吞吐井的加热半径仅40余米,而且加热范围外的原油因流度低、启动压力梯度大而导致有效动用半径小。因此,有必要开展蒸汽吞吐方案优化研究,扩大加热半径,改善热采开发效果,研究成果用于指导渤海稠油油田蒸汽吞吐开发。

渤海蒸汽吞吐稠油油田出砂预测方法研究

渤海A油田采用蒸汽吞吐开发方式,地层埋深浅、易出砂,但对于注热条件下出砂机理认识不清,缺少出砂预测模型。为此,基于调研注热物理模拟实验,总结注热条件对防砂失效的影响规律,研究稠油油田热采井出砂机理。结合探井资料,采用经验法分析A油田出砂风险,考虑注热造成的岩石强度弱化、热应力效应以及循环注采造成的岩石损伤,建立了热采井多轮次蒸汽吞吐出砂预测模型,研究注热对出砂压差的影响。综合分析结果表明,循环注采造成的损伤主要发生在前几个轮次,并导致低强度储层段发生破坏,后续轮次的损伤速率较小且相对平稳。高温热蒸汽导致的强度损伤对出砂压差影响最大,其次是循环注采损伤,热应力效应影响最小。研究成果为该油田开发提供理论依据,并为海上类似稠油油田方案设计提供借鉴意义。

普通稠油蒸汽吞吐转蒸汽驱技术优化研究

单83井区稠油于2001年开始试采开发,目前处于多轮次吞吐后期阶段,区块采出程度较高,地层压力较低,产量递减幅度加大,蒸汽吞吐采收率偏低。应用数值模拟软件和结合室内试验结果,对井区的合理注采井网、转蒸汽驱时机、合理注采参数等进行优化研究,为区块吞吐后期确定接替开发方式提供了有利的理论指导和技术支持,同时也为类似稠油油藏提供了可借鉴的经验。

D84块非凝析气体辅助蒸汽吞吐技术探讨

文章以LH油田D84块的X1012~X1011井组为研究工区,分析了蒸汽吞吐后的稠油油藏特征,研究发现经过多个周期的普通蒸汽吞吐后,油藏呈现加热半径小、压力下降快、动用程度低等特点。针对这些问题,开展了非凝析气体辅助蒸汽吞吐数值模拟研究,结果表明非凝析气体(CO_(2)、N_(2)、烟道气)辅助蒸汽吞吐能有效改善稠油油藏的开发效果,提高产油量和油气比,其中以CO_(2)效果最佳,值得应用推广。

渤海稠油多轮次蒸汽吞吐井开发后期接替技术研究

为提高多轮次蒸汽吞吐后期的油井产能和油田采收率,采用油藏工程方法和数值模拟法,总结了油田多轮次蒸汽吞吐的生产特征,并结合油藏特征开展了蒸汽吞吐接替方案研究。结果表明,蒸汽吞吐第1轮次的高峰产量和平均产量为冷采的2倍,油汽比为3.0,多周期间递减率平均为19.0%。与常规蒸汽吞吐相比,“化学药剂+气体辅助”增效可使采收率提高0.4%;侧钻吞吐可使采收率提高0.9%;蒸汽吞吐转蒸汽驱可使采收率提高8.7%;“化学增效+转蒸汽驱”可使采收率提高9.0%。

稠油蒸汽吞吐开采技术研究概述

利用蒸汽吞吐开采稠油最早出现在20世纪50年代,作为一种相对简单和成熟的注蒸汽开采技术,目前仍在委内瑞拉、美国和加拿大广泛应用。在研究大量文献的基础上,回顾了蒸汽吞吐开采技术的发展和现状,总结了蒸汽吞吐采油原理和开采特征,热力模型的发展,以及现阶段存在的问题,展望了未来的发展方向。研究认为:蒸汽吞吐在稠油开发中仍然将继续占有重要的地位;其采油原理复杂,是一项复杂、技术难度大的系统工程;进入开采中后期,必须运用各种手段改善吞吐效果并适时地转入合理的二次热采方式。

超稠油水平井CO_2与降黏剂辅助蒸汽吞吐技术

为了改善超稠油油藏蒸汽吞吐开采效果,通过室内驱油实验研究水平井CO2与降黏剂辅助蒸汽驱驱油效率,利用数值模拟方法研究水平井CO2与降黏剂辅助蒸汽吞吐的降黏机理。研究证实:CO2与降黏剂辅助蒸汽驱驱油效率(80.8%)明显高于常规蒸汽驱驱油效率(65.4%);水平井CO2与降黏剂辅助蒸汽吞吐技术实现了降黏剂、CO2与蒸汽协同降黏作用的滚动接替,从而有效降低了注汽压力,扩大了蒸汽波及范围即扩大了降黏区域,提高了产油速度。根据温度分布和降黏机理的不同可将降黏区分成4个复合降黏区,即蒸汽复合降黏区、热水复合降黏区、低温水复合降黏区和CO2-降黏剂复合降黏区。矿场应用表明,水平井CO2与降黏剂辅助蒸汽吞吐技术在深部薄层超稠油油藏、深部厚层超稠油油藏和浅部薄层超稠油油藏开发过程中取得了显著的降黏增油效果。

蒸汽吞吐汽窜调剖参数优化设计研究

对稠油油藏蒸汽吞吐的汽窜动态和汽窜方式进行了分析,根据汽窜通道内的蒸汽凝析特征,建立了窜流通道内的蒸汽驱非活塞驱替模型。并根据窜通井对应射孔段的油层物性差异,建立了井间平均连通程度和窜通角计算方法。利用该方法计算出井间窜汽量,然后由非活塞式驱替模型、注汽动态资料和窜通时间确定了井间窜通孔隙体积。注蒸汽油藏数值模拟研究表明,调剖段塞处于井间中部时,调剖效果较好;初次调剖段塞比率为10%-15%时,蒸汽波及系数达到最大。对L1833井进行了调剖参数设计,按照深部调剖原则选取堵剂颗粒粒径,调剖剂用量为32m3。实施调剖后注汽,邻井的汽窜通道得到了封堵,堵调效果较好。

稠油油藏蒸汽吞吐后转注CO_2吞吐开采研究

利用物理模拟技术,对蒸汽吞吐后期的稠油油藏转注CO2 吞吐技术以改善其开采效果的机理进行了研究,结果表明,蒸汽吞吐后期油藏转注CO2 吞吐开采:①增加了弹性驱能量;②CO2 溶解于稠油中,使原油粘度降低;③乳化液破乳:高轮次吞吐使原油物性变差,粘度大幅度增高;而CO2 溶解于稠油和水中降低了油水界面张力,使原油粘度大幅度下降;④油水相对渗透率曲线特征得到改善,残余油饱和度降低。实验研究及现场试验结果表明,稠油油藏蒸汽吞吐后期转注CO2 吞吐开采在技术上和经济上都是可行的。该技术改善了稠油油藏蒸汽吞吐后期的开发效果。

稠油蒸汽吞吐过程中加热半径与井网关系的新理论

综合评价了稠油蒸汽吞吐过程中加热半径计算的3种经典模型,并推导出了稠油蒸汽吞吐过程中最大加热半径计算公式,首次采用Buckley-Leverret方程计算了热水带的加热半径,其结果与油田开发实际符合较好.同时,首次提出了稠油蒸汽吞吐在多轮次加热过程中的一种新理论：在1～4周期蒸汽起到了扩大加热半径的作用,随着周期增多而加热前缘向外扩展作用减小,蒸汽主要起重复加热油层的作用.本文导出的新模型公式及提出的新理论,对于不同类型稠油油藏蒸汽吞吐的井距设计具有一定的借鉴意义.

浅薄层特、超稠油注蒸汽吞吐后剩余油分布研究

河南油田的浅薄层特、超稠油油藏注蒸汽吞吐后,采收率只有15%～18%,要进一步提高资源利用程度,关键是查明蒸汽吞吐后浅薄层稠油剩余油分布规律.蒸汽吞吐后水淹层岩心和电性特征变化明显,根据岩电关系的研究,建立了一套快速、直观的声波时差-深侧向电阻率图版水淹层测井解释方法,有效结合矿场测试、动态分析、油藏数值模拟技术和地质综合分析方法,揭示了剩余油分布特征.超稠油油层纵向有3种水淹模式:中厚层均匀韵律油层顶部水淹,薄互层复合韵律油层中部水淹,薄互层正韵律油层底部水淹;平面上剩余油富集区有4种类型:低井网控制程度的剩余油富集区,低采出程度的剩余油富集区,不同微相控制的剩余油富集区,地层倾角影响造成的剩余油富集区.

稠油油藏蒸汽吞吐井注采参数系统优化

蒸汽吞吐热力采油的效果取决于由注采参数决定的注入蒸汽的热能利用程度。将蒸汽在地面管线、井筒及地层中的流动作为一个整体系统 ,在地面、井筒管流及油藏数值模拟研究的基础上 ,基于节点分析技术 ,建立蒸汽吞吐注入系统组合模型 ,提出蒸汽吞吐井注采参数整体系统优化的设计方法。考虑蒸汽吞吐井的注入、采出费用建立经济评价模型 ,用模拟退火算法优化注采参数。应用结果表明 ,采用此方法优选出的参数进行生产 ,可提高蒸汽吞吐井的热能利用率和开采效果。图 2表 2参

水平井蒸汽吞吐加热半径和地层参数计算模型

蒸汽吞吐水平井加热半径和焖井后地层温度和压力的计算是水平井产能评价和动态预测的基础。由于蒸汽沿着水平段流动有摩擦损失,因而蒸汽的压力、温度和干度沿着水平段的分布是不均匀的。根据水平井变质量流和传热学原理,基于质量守恒、动量定理和能量守恒及镜像反映和势叠加原理,建立了水平井蒸汽吞吐加热半径和焖井后温度压力计算模型。以某油藏参数为基础,对该模型计算结果与数值模拟结果进行的比较发现,二者基本吻合,从而验证了模型的正确性。

稠油油藏蒸汽吞吐后蒸汽驱提高采收率实验

针对高轮次蒸汽吞吐后稠油油藏采出程度不高的实际情况,蒸汽吞吐后在室内进行了蒸汽驱实验,将耐高温的表面活性剂按一定比例随蒸汽注入,结果表明,表面活性剂与蒸汽的比例太大(3:1),蒸汽降粘效果不能达到最佳,较单纯蒸汽驱提高采收率0.55%;表面活性剂与蒸汽的比例太小(0.25:1),起不到降低界面张力和改变润湿性的作用,较单纯的蒸汽驱提高采收率5.43%;表面活性剂和蒸汽比例为0.5:1时,能达到最好的驱油效果,较单纯的蒸汽驱提高采收率9.61%。研究了一个长型油滴在毛细管中的运动,当有表面活性剂存在时,油滴的前后压差和毛细管准数的1/3次方成正比,油滴受到的驱动压力将提高2个数量级,能够很好地保证油滴的运移。

井筒重力热管传热技术在蒸汽吞吐井中的应用

为寻求经济节能、操作简单、维持稠油在井筒中正常举升的工艺,基于重力热管高效导热原理,提出了井筒热管传热技术。该技术是以热管传热机理为基础,耦合井筒传热原理而形成的复杂传热技术。它不需改变稠油热采油井现有的机抽系统,只是将空心抽油杆进行特殊工艺处理,再进行添加工质、抽空、密封连接制成超长重力热管,最后将重力热管连接在整个井筒机抽系统内,具有井结构简单、无需维护、自行运转等特性。在辽河油田杜84-55-85吞吐井上试验获得成功。结果表明,在无需外加能量前提下,热管依靠井筒深部流体热能,通过高效传热作用,平衡井筒流体温场,提高井筒上部流体温度,延缓了井筒流体温度下降速度,延长了吞吐井的生产时间。该项技术的研究和应用对稠油的节能低耗开采、增加产量具有重要意义。