重18井区J_3q_3层夹层分布对SAGD开发效果的影响

夹层的存在影响蒸汽腔的垂向扩展以及泄液,从而影响SAGD的开发效果。根据风城油田重18井区SAGD区J3q3储层夹层的电性、物性特征对其进行了划分,识别出夹层的物质组成,并进一步确定了夹层的分布范围。通过数模研究,分析了不同夹层位置和展布范围对SAGD生产的影响,注汽井上方夹层可导致蒸汽腔垂向发育减缓,注汽井和生产井井间夹层可导致无法形成有效泄液通道。与动态实例结合,证实了井间夹层对生产的影响大于注汽井上方夹层。该研究为SAGD效果分析、井位部署、措施制订等提供了技术支撑。

重32井区SAGD开发阶段生产参数优化

重32井区SAGD开发区为风城油田首个SAGD规模化推广区,目前各井组处于蒸汽腔上升阶段。为加速蒸汽腔扩展速度、提高油藏开发效果,需要对生产阶段进行生产参数优化。利用油藏数值模拟技术,通过确定生产阶段的目标函数及生产参数,对"两目标、三因素、三因子"进行敏感性分析,根据注采参数的影响结果进行生产参数优化。研究结果表明,生产阶段高压扩腔、增汽提液、均衡控液的调控思路可有效提高SAGD开发效果。该研究现场应用后,单井组日产油由16.4 t/d上升至21.6 t/d,油汽比由0.19上升至0.24,开发效果显著提升,为同类油藏提高SAGD开发效果提供了借鉴。

SAGD电加热启动技术油藏适应性研究

针对蒸汽辅助重力泄油(SAGD)启动阶段蒸汽耗量大、受储层非均质性影响严重等问题,利用物理模拟实验,明确了电加热启动SAGD机理及实现均衡预热的可行性,探索了SAGD井间储层内热传导特征及升温规律,并结合数值模拟研究了储层静态参数、井身条件等因素对电加热启动效果的影响,量化分析得到了油藏筛选标准。研究结果表明:油藏的导热系数和含油饱和度会直接影响电预热效果,两者可实施下限分别为1. 5和60%;油藏物性和原油黏度主要影响预热连通时间,不会造成最终的连通均匀性变化;同时,井轨迹的摆动也会影响预热均衡性,水平段上下摆动距离不应超过1. 0 m,平面摆动不超过2. 5 m。研究成果明确了SAGD电加热启动技术的适应性,有利于规避效果欠佳区域,实现经济高效开发。

准噶尔盆地玛湖凹陷西斜坡三叠系百口泉组扇三角洲优质储集层预测

针对准噶尔盆地玛湖凹陷西斜坡风南地区三叠系百口泉组扇三角洲砂岩物性空间变化大、优质储集层(孔隙度大于7.4%,渗透率大于0.05×10-3μm2)预测难的问题,在沉积岩石学、地震沉积学以及地震反演和解释理论指导下,综合利用测井、岩心和三维地震等资料开展了高精度层序地层划分、沉积微相描述和优质储集层地震反演研究。建立了风南井区四级层序地层格架,明确了扇三角洲多期水进水退的充填过程,指出SSQ3和SSQ5是优质储集层的发育层系;识别出扇三角洲平原分流河道、河道间和扇三角洲前缘水下分流水道、河口坝、席状砂等沉积微相,指出扇三角洲平原是优质储集层发育相带;通过应用高分辨层序地层纵向边界和沉积相横向边界约束,进行分层相控叠后地震波阻抗反演,提升储集层预测精度,在SSQ3和SSQ5预测5个优质储集层发育区,提出3口井的井位建议,钻探均获工业油流。

超稠油直井—水平井组合开发蒸汽腔演变规律研究

稠油油藏蒸汽吞吐开发中后期,转换开发方式是提高采收率的重要方法之一,F油田依据现有井网条件进行综合调整,借鉴其他油田成功经验,将直井与水平井组合驱泄复合(vertical well and horizontal well combined flooding and drainage, VHSD)开发成为吞吐后期接替有效开发的主要方式。利用数值模拟技术,开展VHSD开发蒸汽腔发育规律研究,跟踪流体流动轨迹,剖析剩余油变化规律。结果表明:多轮次蒸汽吞吐建立注采井间水动力连通时,油层的动用情况决定了蒸汽腔的初始形态,随着蒸汽持续注入,蒸汽腔经历了形成、横向扩展、向下扩展三个阶段,各阶段蒸汽腔扩展方向不同,对应着不同的剩余油分布规律和生产特征变化,其中蒸汽腔横向扩展阶段为主要产油期,阶段产出程度达28.8%,油藏最终采收率可达58.3%。

SAGD微压差泄油阶段启动压力优化研究

针对风城油田SAGD循环预热阶段连通程度低的问题，将循环预热分为井筒预热、均衡提压、稳压循环和微压差泄油4个阶段，运用参数回归法和油藏数值模拟法对微压差泄油阶段启动压力进行了研究。研究表明：微压差泄油阶段启动压力梯度与原油流度呈幂函数关系．流动速度与原油流度呈二次函数关系；微压差泄油阶段启动压力以0．15～0．20MPa为宜．经过12d，注采井间可形成均匀泄油通道，连通程度可达到70％以上。研究结果在重32井区进行了验证，循环预热结束后，井区平均连通程度达到84．6％，循环预热效果大幅提高。

风城油田SAGD循环预热采出液处理技术

风城油田SAGD循环预热采出液使用常规破乳药剂无法实现油水分离,进入稠油处理站后,易造成净化原油含水升高、脱出污水净化困难。通过物性分析、显微照相和Zeta电位测定等手段研究了循环预热采出液的稳定机理,认识了循环预热采出液的胶体分散特性,并研制出复合净水药剂进行破胶,结合工艺优化实现了循环预热采出液的油水分离、浮油脱水和污水净化,形成了"汽液分离+喷淋降温+油水分离+浮油回收"的循环预热采出液处理工艺技术。该技术为SAGD规模开发提供了技术保障,为同类油藏的开发提供了借鉴。

直井辅助SAGD扩容及地质力学-热采耦合数值模拟

针对非均质油藏双水平井SAGD扩容启动后水平段动用不均匀的问题,从改善渗流条件和优化驱动机理两方面出发,提出直井辅助SAGD水平井扩容启动的复合扩容新工艺。通过地质力学有限元方法与热采油藏数值模拟模型的耦合,分析了疏松砂岩地质力学扩容储层物性参数及流体流动行为变化,预测了采用新工艺扩容后注蒸汽热采开发效果。研究结果表明:直井辅助SAGD扩容应采用水平井先扩容、直井后扩容的实施顺序,避免直井先扩容情况下造成扩容位置局部窜通,利于形成均匀复合扩容带;直井扩容带宽度对于水平井轨迹与地应力方向的夹角敏感,水平井轨迹与最大水平应力平行时扩容带宽度最大;直井与水平井扩容带能否连接,和水平井轨迹与地应力方向的夹角无直接关系,直井和SAGD水平井之间的距离越大,扩容带的连接就越困难。与传统SAGD工艺相比,直井辅助扩容后,SAGD水平井重力泄油和直井蒸汽吞吐可发挥协同作用,增产效果显著。研究成果可为SAGD扩容启动现场实施提供指导。

油藏滚动勘探开发的实践与经验——以准噶尔盆地石南21井区为例

准噶尔盆地石南21井区头屯河组油藏继2004年建成产能56．49×10^4t以后，利用测井、三维地震、试油试采和动态分析等多种资料开展了为期4年的油藏地质研究。查明了砂体变化规律、断层产状，确定了物源方向，精确识别了沉积微相，精细刻画了储集层、隔夹层及流体的三维空间分布，评价了薄层生产能力，修正了油藏油水界面。经4年的油藏滚动勘探开发，使含油面积、石油地质储量有了大幅提高。

蒸汽辅助重力泄油循环预热启动标志研究

针对循环预热方式启动蒸汽辅助重力泄油标志认识不明确、主要影响因素分析不清等问题,通过井筒数值模拟等方法,研究井下温度、压力分布规律,得出温度法和压力法可准确判断循环预热启动标志。研究表明:注汽速度、井深、注汽稳定性是影响水平段见汽的主要因素,水平段见汽时间与注汽速度呈负相关,与井深呈正相关,循环预热井组水平段见汽时间在1周左右,研究成果为科学地确定注汽参数提供依据。

低渗高饱和岩性油藏高效开发技术——以石南21井区为例

准噶尔盆地石南21井区头屯河组油藏为低渗透率高饱和度岩性油藏,油层单一、储量丰度低、持续稳产基础差。在开发过程中利用油藏精细描述技术、数值模拟技术和油藏工程方法,逐步深化油藏地质认识和开发规律,不断优化开发方案及实施配套增产措施,提高水驱开发效果。油藏自2004年投入大规模开发,2005年产油量达到百万吨并连续稳产6年,截至2010年12月,区块采出程度达21.01%,采油速度在3%以上,实现了高速、高效开发。

考虑二次梯度的非线性双重介质渗流模型

古典渗流理论常被简化为简单的常规线性渗流,这与实际情况有很大误差。针对双重介质油藏,从质量守恒原理出发,详细地推导出了二次压力梯度非线性渗流偏微分方程,发现线性渗流是非线性渗流的近似、简化与处理;建立了考虑二次压力梯度的双重介质不稳定渗流试井数学模型;对其变量代换,最后利用Douglas-Jones预估-校正数值解法进行求解。绘制了该模型的试井样版曲线并对不同参数进行了敏感性分析、二次压力梯度引起的误差分析,结果表明考虑二次压力梯度的影响更符合实际油藏,不应被忽略。

风城油田SAGD循环预热采出液处理技术

在风城油田SAGD循环预热采出液处理中使用常规破乳药剂无法实现油水分离,采出液进入稠油处理站后,易造成净化原油含水升高、脱出污水净化困难。随着超稠油SAGD开发规模的不断扩大,亟待解决循环预热采出液的处理难题。通过物性分析、显微照相和Zeta电位测定等手段研究了循环预热采出液的稳定机理以及循环预热采出液的胶体分散特性,并研制出复合净水药剂进行破胶,结合工艺优化实现了循环预热采出液的油水分离、浮油脱水和污水净化,形成了"汽液分离+喷淋降温+油水分离+浮油回收"的循环预热采出液处理工艺技术。该技术为SAGD规模开发提供了技术保障,为同类油藏的开发提供了借鉴。

高黏稠油生物降黏驱替技术实验研究

为有效降低高黏区稠油黏度,改善开发效果,提高原油采收率,通过对微生物降解机理的分析与研究,在实验条件下模拟了生物驱油技术,筛选出高效菌种,探讨微生物驱油技术的菌种用量、处理时间、处理效果,筛选出适用于微生物降黏菌种的复配比例。实验表明:QY-1、QY-2、QY-3菌种降黏效果较强,降黏率大于65.00%;当菌种按照1∶1∶1的比例进行复配实验时,原油降黏率达到73.58%,降黏效果优于任意单一菌种;按照最优复配比例进行驱替,增产率平均值可达到24.8%。该研究对高黏稠油油田的可持续发展具有重要意义。

新疆风城Z32稠油油藏注气辅助蒸汽驱实验研究及矿场应用

稠油油藏注蒸汽开发后期,汽窜严重,开发效果逐年变差,急需探讨改善蒸汽驱效果的相关技术,针对新疆油田风城Z32齐古组油藏稠油特点,研究了注CO_(2)辅助蒸汽驱改善开发效果的可行性。在稠油油藏注蒸汽开采过程中,注入CO_(2)、N_(2)或烟道气,可以使原油体积膨胀,增加地层弹性能量,降低原油黏度,改善原油的流动能力。利用高温高压原油配样器和岩心流动实验装置,测定了不同类型注入气对稠油的膨胀、降黏效果:注入CO_(2)、N_(2)和模拟烟道气分别可使原油体积膨胀约10%~40%、2%~10%、4%~16%,黏度降低27.3%~82.9%、4.3%~18.5%、10.2%~45.8%,CO_(2)、N_(2)和模拟烟道气分别能够提高采收率5.83%、3.08%、3.75%,因此,推荐选用CO_(2)作为注入介质。现场应用实践表明,CO_(2)辅助蒸汽驱措施后,井组日产油由26.6 t上升至36.2 t,油汽比由0.174上升至0.206,增油1 158 t,取得了显著的经济效益,为该技术的规模应用提供了参考依据。

SAGD水平段动用程度判断方法及动用模式分析

在超稠油双水平井SAGD生产过程中,准确、快速判断水平段动用程度是井组生产措施参数制订和现场参数调控的基础。由于生产井趾端和非趾端井底温度受控因素不同,以温度为依据判断动用程度的常规方法存在局限性。从水平井热量补充和损失角度入手,明确了SAGD生产水平井趾端和非趾端温度的主要影响因素;通过数值模拟和理论公式解析方法,引入单位水平段无因次产能参数和水平井沿程温压耦合数学模型,分别对趾端和非趾端动用程度进行判断,进而提出SAGD水平段动用程度判断方法。在此基础上,对矿场正常生产阶段155个SAGD井组进行了动用程度研究,实例证实该方法可靠、便捷,易于操作。结合地质因素,建立了5种动用模式并分析了不同模式的生产特征,明确了影响SAGD生产效果主控因素为水平段动用程度,为矿场参数调控和措施调整奠定了基础。

石南21井区头屯河组油藏注采井网调整先导试验

石南21井区头屯河组油藏受构造、沉积微相、流体分布、注采井网和注采强度等因素的影响,不同区域开发效果差异较大,局部区域生产恶化。开展注采结构调整研究表明,对于油藏储量丰度低的区域调整为排式注采井网可取得较好的开发效果,采收率从39.2%提高至42.9%;而油藏丰度高的区域则采用加密调整的方式可取得较好开发效果,采收率从37.2%提高至43.6%.

一种确定蒸汽重力采油(SAGD)蒸汽腔前缘发育速度及范围的新方法

蒸汽腔发育程度是蒸汽重力采油(SAGD)开发的一个重要指标。及时掌握蒸汽腔发育方向及范围有助于提高SAGD生产管理,掌握稠油生产递减规律。利用温度监测资料建立一种移动边界的热传导模型,通过该模型可计算出蒸汽腔边界移动速度和范围。同时对影响地层温度分布及蒸汽腔边界移动的一些关键性因素(地层热传导系数、注汽温度、监测温度上升速率等)进行了敏感性分析。通过对新疆风城油田现场应用,该模型可快速准确地计算出蒸汽腔移动速度,确定蒸汽腔边界范围,为SAGD的高效开发提供决策依据。

风城油田蒸汽辅助重力泄油启动阶段注采参数优化

克拉玛依风城油田2012年开始规模化推广应用蒸汽辅助重力泄油（SAGD）开发技术,为保证循环预热效果、增加水平段连通程度、提高油藏开发效果,对启动阶段进行了注采参数优化研究。根据油藏数值模拟,确定了启动阶段的目标函数及注采参数,对＂两目标、三因素、三因子＂对比模拟进行敏感性分析,并对注采参数进行了优化。提出了启动阶段高压增温、低汽降耗的调控思路。启动阶段注采参数优化的结果为：预热压力应控制在低于油藏破裂压力0.5~1.0 MPa,水平段温度均匀后1~3 d增压,注汽速度在保证水平段温度均衡的条件下尽量降低。实例应用表明,该优化技术是实用有效的。

储层伤害试井评价新方法研究

针对传统储层伤害试井评价的污染带渗透率求取存在较大偏差,进而影响表皮系数准确分解的问题,建立了改进的麦金利图版试井分析新模型,利用拉普拉斯变换进行了求解,并编程绘制了新的分析理论图版(改进的麦金利图版),获得了新的拟合解释方法,可以非常准确地求取污染带渗透率。再利用Hawkins公式,优化计算真表皮系数和污染半径,从而利用污染带渗透率、污染半径和真表皮系数进行储层伤害试井评价。最后,进行了实例分析,结果符合现场实际,为改善储层、采取措施提供了依据。