稠油油藏热化学驱油体系扩散规律

针对稠油油藏在蒸汽驱过程中易发生汽窜,导致波及系数减小、采收率降低等问题,使用化学剂辅助蒸汽驱的热化学驱油技术得到发展。针对热化学驱油体系内化学剂扩散规律不明确、矿场应用效果存在差异的问题,在物理模拟实验基础上,建立机理模型,通过定性、定量研究降黏剂和泡沫在不同体系下的扩散规律,并考虑压力影响,得以明确化学剂扩散规律。研究表明:降黏剂段塞主要沿优势通道扩散,加剧汽窜,泡沫段塞在扩散中起到封堵调剖作用,促进蒸汽腔均匀扩展;两者间存在相互影响,降黏剂段塞应置于泡沫段塞后,可使主流线方向汽窜速度降低8%,泡沫物质的量浓度提高30.0%;同时应保证一定驱替压差,压力可使化学剂波及范围、平均物质的量浓度分别提高2.3、1.0倍。研究结果对稠油油藏热化学驱方案设计具有参考价值。

浅薄层稠油蒸汽驱中后期过渡注汽方式优化——以春风油田排612区块为例

为解决稠油油藏开发过程中,连续汽驱转间歇汽驱过渡期出现的热利用率不高、蒸汽带不饱满等问题,基于油藏工程理论,采用数值模拟的方法对蒸汽驱中后期的过渡注汽方式进行对比计算。结果表明,脉冲注汽和变速注汽相较于连续注汽的热利用率更高,可有效驱替残余油。根据新疆春风油田排612区块实际地质情况,建立数值模型,对蒸汽驱生产前期的部分高汽窜井进行控关调控,研究中后期2种过渡注汽方式的最佳注汽参数,得到脉冲注汽的周期为注汽5 d停注1 d、注汽速度100 m^(3)/d时开发效果最好,变速注汽的变速时间50 d、每个变速周期的注汽速度分别为50、80、110 m^(3)/d时区块开发效果最佳,对比后得出变速注汽为目标区块过渡注汽方式的最优选择。该方式不仅可有效改善储层动用程度,同时能有效恢复底层压力,为后续间歇注汽提供能量,从而进一步提高目标区块采出程度。

特稠油油藏注氮气可行性分析

蒸汽吞吐是特稠油油藏开采的主要方法,但随着吞吐轮次增加,地层能量下降,周期产油减少,开采效果变差。结合新疆九7+8区地质特征,建立理论模型,通过数值模拟对蒸汽吞吐后期采取注氮气改善吞吐效果进行可行性分析,对混氮比、注入时机、注入方式、注入速度等注氮参数进行优选。模拟结果表明,注氮气后单井周期产油量平均提高6146.9t,含水率平均降低15%。注汽过程中注氮气的方法可在很大程度上改善超稠油的开发效果,为有效开发此类难动用储量提供借鉴。

薄层边底水油藏水淹模式——以陆梁油田陆9井区呼二三油藏为例

薄层边底水油藏生产井来水关系复杂,投产后含水率迅速上升,无水采收率低,产量递减快,最终采收率低。以陆梁油田陆9井区呼二三油藏为例,在对全区历史拟合的基础上,建立了概念模型,采用正交试验方法研究了薄层边底水油藏水淹模式的参数敏感性及油水分布特征,结合全区数值模拟结果及动态资料,将该类油藏水淹模式分为注入水加强底水水淹型、注入水窜进水淹型、底水锥进水淹型、边水侵入水淹型和复合水淹型5类,并分析了各种水淹模式的指标界限。应用水淹模式指标界限对研究区50口生产井进行水淹分析,经现场分析及数值模拟验证,准确率达84.8%。

超稠油油藏水平井开发优化设计

随着钻井技术的发展，水平井在超稠油油藏开发中的应用逐渐增加，地质设计及注采参数是决定其开发效果的主要因素。利用数值模拟技术，优化了具底水的厚层超稠油油藏水平井的垂向位置、井距、水平段长度；结合矿场生产动态、井筒热损失计算，优选了水平井的注汽速度、初期注汽量、注汽递增幅度、放喷排液量等注采参数。在辽河油田曙一区杜84块的现场应用表明，水平井方案设计合理，开发效果显著。

稠油热采开发效果的模糊综合评价模型

从国内典型稠油油藏热采开发实例出发,对影响开发效果的因素进行逻辑分析和相关性分析,优选出10项具有较强分类特征且影响开发效果明显的指标,并根据现场统计数据各指标的变化范围及规律,对指标进行了量化分级。基于模糊综合评判原理和层次分析法建立适用于稠油热采开发效果评价的多因素模糊综合评价模型。对王庄油田的热采区块进行了模糊评价,结果表明,该模型能综合反映多方面的开发因素,可用于指导稠油油藏热采开发效果的正确评价。

低渗透油藏直井水平井联合井网产能公式!

低渗透油藏具有渗透率小、存在启动压力梯度等特点,采用常规井网开采最终采收率低且开发效果差,而采用直井水平井联合井网开采该类油藏具有独特的优势,但对考虑启动压力梯度的低渗透直井水平井联合井网产能公式的论述较少。首先,根据低渗透油藏渗流特征,考虑启动压力梯度,确定了水平均质等厚地层中心1口生产井径向渗流时的产能公式;然后,利用等值渗流阻力法,将渗流阻力分成3部分:井网中心水平井在垂直方向上的渗流阻力、从生产坑道到水平井的渗流阻力以及从供给边缘到生产坑道的渗流阻力,推导出常规油藏直井水平井五点法、七点法及九点法联合井网的产能公式;最后,以低渗透直井产能公式和常规油藏联合井网产能公式为基础,将两者结合,得到了低渗透油藏直井水平井五点法、七点法以及九点法联合井网产能公式。矿场实例证实,所建产能公式简单易用、准确有效。

砂体叠置关系与剩余油分布规律

针对不同砂体叠置类型下水驱流线及剩余油分布规律不明确的问题,以孤东油田七区西区块的地质条件为基础建立概念模型,利用流线数值模拟方法,对储层内部砂体叠置构型进行深入分析,模拟不同空间叠置类型下的油水渗流状态,观察流线的分布及变化,剖析剩余油的分布规律。研究结果表明:砂体叠置对流线分布、剩余油的驱替有重要影响作用,剩余油分布呈现叠置区域上部高于下部,边缘区域高于中心区域的规律。流线趋向于保持在原砂体内渗流,泥岩及叠置面的存在改变了流线的方向,造成泥岩、泥岩附近和叠置交界面处易形成剩余油富集区。该研究对认识层内剩余油的分布规律、提高流线驱替效率及油藏开发后期的方案调整具有重要指导意义。

超稠油油藏水平井产量的预测方法

水平井产量的预测工作越来越受到人们的重视,应用基于误差反向传播算法的人工神经网络和数学统计2种方法对超稠油油藏水平井产量进行了研究。第1种方法综合考虑地质、生产、人为等因素对水平井产量的影响,在对原有水平井产量数据拟合的基础上,利用基于误差反向传播算法的人工神经网络,对超稠油油藏水平井未来周期的产量进行预测;第2种方法是回归出水平井截至某周期的累积产量与第1周期产量的关系,在已知第1个周期产量的前提下,用此关系来预测后几个周期的产量。结果表明,2种方法得到的预测产量与实际产量的相对误差均小于5%。

页岩气渗流机理研究进展及发展趋势

页岩气在复杂孔渗空间的流动属典型的多尺度多场耦合流动。开展页岩气渗流机理研究,有助于揭示页岩气藏中流体运移机制,为后期建立数学模型、开展数值模拟研究及产能评价与预测奠定理论基础。在调研国内外相关文献的基础上,并结合近期已开展的工作,从页岩孔隙结构特征、吸附解吸规律、含气量测试、应力敏感性、储层流体运移等实验内容以及分子动力学方法、直接蒙特卡洛方法和格子Boltzmann方法等微观流动机理模拟方法两方面进行归纳总结,阐述了页岩气渗流机理的研究进展,指出气体吸附程度对渗流规律的影响研究、页岩气多尺度介质流动机理实验评价装置研制、页岩气藏气水两相流动实验与理论研究是未来的发展方向。

利用甲型水驱特征曲线计算相对渗透率曲线

以甲型水驱特征曲线为基础,直接利用生产数据求取油水相对渗透率曲线,完善了水驱特征曲线计算相渗曲线理论。研究结果表明,与传统实验法相比,该方法求得的相渗曲线可以综合反映裂缝和基质的渗流特征,对于实验法较难获取理想相渗曲线的低渗透油藏,该方法也可有效求取。经验证,所得相渗曲线可以满足较高的精度要求,具有很强的实用性。

乐安油田注汽后火烧油层开发参数敏感性研究

火烧油层开发效果的影响因素很多 ,但在油藏条件一定的情况下 ,可通过分析开发参数的敏感性并设计其合理值来提高火驱的经济效益。以乐安油田火烧试验区为例 ,在注蒸汽热采历史拟合及蒸汽驱预测的基础上 ,利用工程计算及数值模拟方法 ,研究了射孔层位、射开厚度、注气速度、燃烧方式、转湿烧时机、湿烧水气比等参数对火烧效果的影响 ,分析了火烧前缘推进速度 ,优选了开发参数。结果表明 ,底层射孔可减轻火线超覆 ,射开厚度大可提高地层吸气能力。由空气油比和采收率来确定分阶段变速率注气开采效果较好 ,最大注气速度为 80 0 0 0m3 /d。湿式燃烧能提高采收率 ,降低空气油比 ,其合理的转湿时机为燃烧距离达到 2 5 % ,水气比为 2 .0kg/m3 。预测结果与实际结果吻合较好 ,为火驱试验的现场实施提供了理论依据。

特超稠油油藏蒸汽吞吐筛选标准的探讨

蒸汽吞吐是目前开采稠油油藏最主要的技术,但对原油粘度远大于5×104mPa·s的特超稠油油藏仍存在着筛选条件不明确的问题。根据目前油价,基于投入与产出平衡原理,研究确定了单井周期极限油汽比、单井极限产油量等经济指标。在此基础上,应用数值模拟技术,对特超稠油油藏吞吐的筛选标准进行了探讨,确定了油藏条件下原油粘度不超过50×104mPa·s,油层有效厚度大于8.5m,净总厚比大于0.4,含油饱和度大于50%,孔隙度大于20%,渗透率大于500×10-3μm2,最佳的垂向与水平渗透率比值为0.1～0.5.该筛选条件的确定对特超稠油油藏蒸汽吞吐开采具有重要的指导意义。

基于层间热干扰的多层稠油油藏蒸汽驱热效率计算模型

根据传热学理论,考虑注汽层间热干扰的影响,建立用于描述多层油藏双层注汽时层间热干扰的热传递数学模型,在Mandl-Volek单层油藏蒸汽驱热效率计算方法的基础上推导多层油藏的热效率计算公式,运用拉普拉斯变换和Stehfest数值反演方法进行求解,分析隔层厚度对层间热干扰和注汽热效率的影响。结果表明:增加井底蒸汽的潜热比有利于提高注汽层的热效率;与单层油藏相比,由于层间热干扰作用,多层油藏双层注汽的热效率有明显提高;隔层厚度越小,层间热干扰作用越强,注汽热效率越高。

底水油藏采水消锥复合工艺优化设计

底水油藏在开发中后期底水锥进问题突出,为取得较好的开发效果,必须采取合理有效的控水消锥措施。人工隔板、采水消锥等技术的应用存在有效期短、液量控制难等不足。提出采水消锥与人工隔板复合的控水方法,在室内岩心实验的基础上利用数值模拟进行了采水消锥与人工隔板复合工艺参数优化设计。结合A66-41井已高含水的现状,建立单井模型,优化了隔板位置及半径;采水点汇射开位置及产液量;分析了单一工艺与复合工艺的控水消锥效果。结果表明,采水消锥与冻胶隔板复合工艺效果明显好于单一工艺,能有效抑制底水锥进、降低油井含水、提高原油产量及经济效益,对底水油藏的控水稳油效果明显。

底水油藏采水消锥与冻胶隔板复合控水方法

底水油藏中后期容易出现底水锥进现象，为了取得较好的开发效果，必须采取合理有效的控水消锥措施。因此，提出了采水消锥与冻胶隔板复合控水的方法。通过室内岩心实验对聚合物冻胶堵剂的强度、抗剪切、封堵、耐冲刷等性能进行了评价；结合实际单井优化了采水点汇射开位置、产液量，隔板位置及半径。结果表明所选堵剂具有较强的堵塞和耐冲刷性能，形成冻胶强度高；采水消锥与冻胶隔板复合工艺能有效控制底水锥进，降低油井含水，提高原油产量。该方法对底水油藏的综合治理有积极的指导意义。

胜利油区典型气藏开发参数的数值模拟研究

该文选择了三个不同开发阶段、不同构造类型的典型气藏 ,核实了气藏储量及边底水强弱程度 ;研究了气田潜力及剩余储量分布 ;分析了井网、开采速度对采收率的影响 ,预测了气藏动态 ,并优化了开发方案。为三个典型气藏进一步开采及同类型气藏的开发提供了理论依据和研究方法。

薄层底水油藏注入水存水率影响因素——以陆梁油田为例

薄层底水油藏注入水易沿垂向高渗透部位进入底水层造成存水率偏低。结合陆梁油田薄层底水油藏注水开发的生产特征,给出了该类油藏注入水存水率的计算公式;在试验区历史拟合的基础上,应用典型的一注一采非均质模型研究了注入水存水率的影响因素,主要包括非均质性、沉积韵律、水平与垂直渗透率比和注水速度等;提出了调整注水速度、建立层内及底水隔板提高注入水存水率的方法。隔板半径优化结果表明,其值为20m左右效果明显,试验区注入水存水率和采出程度可分别提高20.46%和4.14%。

反九点联合井网水平井蒸汽驱产能公式

针对联合井网水平井蒸汽驱产能公式研究较少的问题,基于新疆风城油田典型区块建立油藏数值模拟模型,运用数值模拟方法分析蒸汽驱综合系数与主要影响因素的关系,通过正交设计与多元非线性回归方法得到蒸汽驱综合系数经验模型,并推导出反九点联合井网水平井蒸汽驱产能公式。研究表明,该公式与数值模拟、人工神经网络计算结果误差率约为10%,满足工程要求。实例表明,某油田Z区块公式计算得到日产油为133.41 m^3/d,与实际数据误差为6.42%。该研究为风城油田稠油油藏蒸汽驱产能的预测提供了借鉴。

稠油热裂解改质行为

为探讨稠油火烧驱油降黏机制,对乐安油田草南稠油在火驱过程中的热裂解改质行为进行试验研究。在380℃条件下,分析稠油在水蒸气、CO2和N2介质中高温热裂解产物及其组成,讨论不同体系的高温反应机制。试验结果表明:高温下稠油中的胶质、沥青质发生热裂解反应,分子链断裂后生成饱和烃和芳烃,产生气相、油相和焦沥青;CO2、水蒸气和N2中稠油热裂解气相产物和焦沥青产量明显降低,油相产物增加;水蒸气介质中,稠油热裂解主要是水热裂解反应,在CO2和N2环境下高温裂解为催化热裂解。