Injection-production parameters optimization research SAGD production stage

Steam assisted gravity drainage （SAGD） technology has been industrialized popularization and application in our country, according to the characteristics of Xing group I SAGD experimental zone in liaohe oilfield, SAGD production stage injection-production parameters such as the operating pressure, Sub - Cool control, steam injection rate, steam dryness, production factor are studied and selected.

油藏注采参数实时优化研究--以滨南油田滨2断块沙二段油藏为例

滨南油田滨2断块处于中采出程度、低采油速度和中高含水开发阶段,为了优化滨2块整体注采结构,提高区块最终采收率,在精细三维地质模型基础上,开展了历史拟合及剩余油分布规律研究和注采参数实时优化。根据基于Eclipse数值模拟软件的生产优化控制模型,利用优化算法和数值模拟完成了目标区块油水井动态调控参数的5年优化方案,对比基础方案,提高采出程度3.01%,效果良好。

超稠油非均质油藏直井-水平井SAGD精细化调控研究

针对风城油田重32井区齐古组超稠油油藏吞吐后期开发效果变差,转直井-水平井SAGD阶段精细调控不合理等问题,建立了先导试验区非均质油藏数值模型,对转SAGD后注采参数进行了优化。模拟结果表明,直井-水平井SAGD合理开发技术参数为:注汽速度为50 t/d,井底蒸汽干度大于0.7,采注比为1.2,注汽方式为直井复合汽驱。将生产井分为见效井、见反应井、不见效井、汽窜井,对应治理措施为正常生产、调参提液、吞吐引效、控制关井。试验区转SAGD分类治理后,日产油量由69 t/d升至128 t/d,阶段油汽比由0.11升至0.21,大幅提高了开发效果。研究成果可有效指导超稠油非均质油藏开发现场精细化调控,对同类油藏直井-水平井SAGD开发具有重要的借鉴意义。

QHD32-6油田氮气泡沫调驱数值模拟研究

为改善QHD32-6稠油油田的水驱开发效果,开展了氮气泡沫调驱提高采收率数值模拟研究。根据该油田A9井组的地质油藏条件,建立三维地质模型。在历史拟合的基础上,对氮气泡沫调驱注采参数进行了优化设计,并进行指标预测和经济评价。研究结果表明,氮气泡沫调驱最佳注采参数为:气液比为1∶2,井组合理注液速度为800m3/d左右,最佳泡沫剂浓度为0.3%～0.5%(质量分数),最佳驱替体积为0.15PV左右,最佳氮气泡沫段塞为60d左右。经济评价表明,采用氮气泡沫调驱方案,其投入产出比为1∶5。该井组采用氮气泡沫调驱技术可以较好地改善注水开发效果,达到降水增油和提高原油采收率的目的。

水驱开发断块型油藏注采参数调整--以大庆油田北二西F断裂两侧断块为例

为了实现断块型油藏安全有效的水驱开发,需要保证断裂面两侧断块内现有注采关系下的平衡地层压力差小于断裂的最大静摩擦力。文中以断块为计算单位,把相同井网下注水井作为注液单元,采油井作为采液单元,求取断块内平衡地层压力。将断裂两侧断块内平衡地层压力差值与断裂最大静摩擦力进行比较,结果表明,F断裂两侧断块内现有注采条件下的平衡地层压力差满足安全生产的要求,但断块平衡地层压力比原始地层压力高,可以通过降低采油井的井底流压,使断块内平衡地层压力回落至原始地层压力。

LD27-2油田稠油油藏蒸汽吞吐中后期注采参数优化研究

蒸汽吞吐是稠油油藏开发的最有效措施之一,但是对于海上油田的特殊条件,在进行蒸汽吞吐3~4轮后,即意味着进入蒸汽吞吐中后期。此时,如何调整注采参数,是海上稠油油藏高效开发的关键。针对LD27-2油田稠油油藏的开发特点,在地质建模和高度历史拟合的情况下,对LD27-2油田稠油油藏开发状况进行多轮次预测;基于生产历史拟合的油藏数值模型,开展了不同蒸汽干度、注汽强度、注汽强度递增等条件下A22H井和A23H井蒸汽吞吐至开采至10年的油藏数值模拟,明确不同注采参数的影响规律,优化了LD27-2油田稠油油藏蒸汽吞吐中后期注采参数。

基于响应曲面法的二元复合驱注采参数优化方法——以孤东油田七区西Ng4~1-5~1区块为例

响应曲面法是一种运用PB试验进行主控因素筛选,然后基于最速上升法确定最优方案的优化方法。基于响应曲面法,建立二元复合驱注采参数优化方法,该方法克服了部分传统优化方法的缺点,具有快速准确获得全局最优方案的优点。以孤东油田七区西Ng4~1-5~1区块作为二元复合驱的典型区块,在历史拟合的基础上,采用PB试验筛选出影响二元复合驱开发效果的主控因素,然后根据BBD试验确定各主控因素的最优值及对开发效果的影响,将主控因素最优值作为生产参数代入Eclipse数值模拟软件,计算的吨聚增油值为21.894 m^3/t,与响应曲面法的相对误差为1.7%,二者的良好拟合证实了模型的有效性。将响应曲面法与正交设计法的优化结果进行对比,结果表明,利用响应曲面法优化的最佳吨聚增油值提高了5.9%,说明该方法准确有效。

含裂隙天然气水合物储层注热开采数值仿真

[目的]天然气水合物是一种极具开采价值的清洁能源,但水合物开采后期热量供给不足导致产气速率较低。储层改造能够显著增加水合物储层渗透率,提高热量传递效率。基于此,对压裂改造后含裂隙水合物储层注热开采方式下产气速率的影响机理进行分析。[方法]文章以压裂改造后的水合物储层为研究对象,建立了单裂隙水合物储层注热开采的温度-渗流-化学数值模型,仿真分析不同注热温度、裂隙开度、注热速度对水合物储层产气速率的影响,并进行注热参数正交设计分析。[结果]研究表明:裂隙注热开采水合物的过程中,注热温度、注热速度、裂隙开度对产气速率的影响规律均分为3个阶段,并且注热温度越高、注热速度越大、裂隙开度越大,水合物储层产气速率越大。对注热参数正交分析发现,注热温度对峰值产气速率有显著影响,注热速度次之,裂隙开度影响程度最小。[结论]文章明确了单裂隙水合物储层注热开采产气速率影响机理,定性评价水合物开采效率,为水合物现场开采提供一定思路。

断控缝洞型油藏注采井间油水界面预测方法

断控缝洞型碳酸盐岩油藏受大型克拉通内走滑断裂控制和改造,其纵向多发育为断裂复合储层体(裂缝-溶洞体),该储集体既是油气运移通道,又是储层空间,其空间及配置关系复杂.为实现注水开发过程中油水界面和见水规律的准确分类及预测,并提供后续开发方案和对策指导,以单一溶洞下的油水界面运移特征为基础,利用物质平衡方程建立一种新的断控缝洞型油藏多溶洞连通下的油水运移数学模型,基于稳态逐步替换法形成了注采井间动态油水界面实时追踪预测方法.与常规数值模拟方法相比,该模型构建简易,计算效率高,综合考虑了油水密度差异和井-裂缝-溶洞间的复杂纵向配置关系,能够较为准确预测生产井的见水规律、各溶洞油水界面运移位置及剩余油分布等各项开发指标.研究结果表明,多缝洞开发单元受生产制度和缝-洞储层参数影响,油井生产期将出现3个阶段(纯油、油水同产和纯水期);合理的采油速度与注水量可有效保持地层压力,兼顾采出程度和裂缝应力敏感效应;裂缝传导率越高,储层能量恢复越快,油水界面上升也变快;随着注采井间溶洞体积及裂缝传导率差异增大,油水同产期将变长.最后,对比Eclipse数值模拟器与本研究模型计算结果,分析溶洞体物性参数(渗透率和孔隙度)对油水界面运移速度的影响.鉴于目前断控缝洞型油藏地质构造及裂缝-溶洞体配置关系的多样性,开展多井生产动态与模型预测结果的实时拟合工作是目前油水界面评价与追踪的有效方法.本研究模型为断控缝洞型油藏见水预警、注采参数优化及剩余油挖潜对策制定提供了基础理论与方法.

海上低渗油藏CO_(2)混相驱可行性实验研究

海上珠江口盆地陆丰凹陷低渗、特低渗储量丰富,水驱开发难度大,注气开发需求迫切。CO_(2)驱是提高采收率的主要技术之一,但目前海上CO_(2)综合利用方面应用较少。以陆丰凹陷L油藏为例,开展了目标油藏原油注CO_(2)驱油机理实验和长岩心CO_(2)驱油效果评价实验,重点对比CO_(2)注入前后原油相态特征的变化,并对不同开发方式驱油效果进行了对比优化研究,为目标油田CO_(2)驱可行性提供依据。实验结果表明,CO_(2)可以有效提高低渗油藏的开发效果,提高采收率幅度可以在水驱的基础上提高11.75%,交替驱可以作为后期注CO_(2)防窜和进一步提高采收率的技术手段。实验研究结果对海上低渗油藏CO_(2)注气开发提供技术支持。

致密油藏CO_(2)吞吐驱油和封存注采参数敏感性分析——以鄂尔多斯盆地延长组长7段致密油藏典型储集层为例

致密油藏CO_(2)吞吐开发具有提高原油采收率和封存CO_(2)的双重效果。目前,对致密油藏CO_(2)吞吐驱油和封存研究中,鲜有学者将CO_(2)封存量相关参数作为评价指标。以鄂尔多斯盆地延长组长7段某致密油藏典型储集层为例,利用数值模拟技术分别选取吞吐时机、注气速度、注气时间、焖井时间、生产时间和吞吐轮次为注采参数,以换油率、CO_(2)滞留系数及驱油-封存协同综合系数为评价指标,采用单因素控制变量法和多因素正交试验设计,结合极差分析方法,分析了6个注采参数对3个评价指标的敏感性。结果表明:当注重CO_(2)驱油时,建议注气时间为30~60 d,注气速度为0.001 0~0.003 0 PV/d,吞吐时机小于0.5年;当注重CO_(2)封存时,建议生产时间为30~230 d,注气速度为0.0075~0.010 0 PV/d,注气时间为145~180 d;当CO_(2)驱油和封存协同优化时,建议注气时间为30~65 d,吞吐时机为6个月前,焖井时间为10~20 d。

工艺参数对微结构注塑制品重量和复制精度的影响

微结构注塑制品的重量重复精度及微结构复制精度是衡量微结构注塑制品成型质量的重要指标。通过实验研究了熔体温度、模具温度、注射压力、保压压力和保压时间等重要工艺参数对制品重量及微结构复制精度的影响。实验结果表明,各个工艺参数均对微结构注塑制品存在不同程度的影响,熔体温度和注射压力是影响制品重量的主要因素,保压时间是影响微结构复制精度的主要因素。当熔体温度从270℃增大至310℃时,制品平均重量从4.9406 g提高到5.4431 g,当注射压力从110 MPa增大至150 MPa时,制品重量重复精度从1.6494%提高到0.1240%,当保压时间从5 s增大至8 s时,微结构复制精度从89.771%提高至96.188%。

海上高温气藏CO_(2)羽流地热系统注采参数影响规律

CO_(2)羽流地热系统(CO_(2) plume geothermal system,CPGS)在减少碳排放、推动地热开发方面发挥重要作用。目前的研究主要集中在高温咸水层或废弃高温油藏,针对海上高温枯竭气藏储层的井筒-储层耦合研究较少。以莺歌海盆地黄流组高温气藏为研究对象,利用COMSOL软件构建了理想的井筒-储层耦合CPGS模型,分析了CPGS运行过程中热能传输规律,并对注采参数进行了敏感性研究。模拟结果表明:过大的注采流量会导致温度下降加快,建议在不同阶段调整注入流量。缩短注采井距会加快热突破,适当增加井间距可以延长系统寿命。注入温度对采热影响较小,提高注入温度可增加出口温度但减少取热功率,在开发中需要平衡这两个因素。

考虑启动压力梯度和应力敏感的超低渗透油藏注采参数优化

目标区块L油藏是一个典型的低孔超低渗透油藏,其非线性渗流特征明显,储层应力敏感性强,注采井间难以建立有效驱替,且由于储层隔夹层发育,注采参数与井网系统匹配不够合理,进一步加剧了油藏开发难度。针对上述问题,建立了隔夹层发育的精细油藏数值模型,在考虑启动压力梯度和应力敏感的基础上,量化了其对产能的不利影响,同时优化得到了1套与井网系统匹配性更好的注采参数。研究结果表明:1)开发初期启动压力梯度与应力敏感对产能的影响较大,且启动压力梯度对产能的影响程度大于应力敏感,而在开发后期,油井含水率上升成为了影响产能的主要因素。2)对于井网系统,当注水强度为1.94 m^(3)/d·m,超前注入时机为9个月,合理单井超前注水量约为5600 m^(3),超前注水压力保持水平为132%时,目标油藏可以达到较好的开发效果。该研究成果为L油藏及同类型油藏改善注水开发效果提供了方法技术借鉴。

基于控制水驱前缘速度的注采井组参数优化方法研究与应用

低渗致密油藏注水开发与中高渗油藏不同,井组见效极其不均衡导致无效注水是造成水驱采收率低的主要原因,有必要形成1套以油井同步见水为目标的注采参数调整方法来指导现场注水调整。结合延长油田低渗致密且油水混储的实际情况,建立了考虑毛细管力作用的平面分区径向流水驱前缘推进数学模型;通过优化注水强度与注采压差,形成了两端注采结构调整方法;定量研究了影响井组均衡水驱的3个关键因素。结果表明:通过调整注采井距和注采压差可有效解决渗透率级差导致的平面水驱不均衡的问题;当f w<60%时注采井距比对井组采出程度的影响较大,渗透率级差为20时对应的最佳注采井距比为1.5~2.0。对于注采井网固定的开发老区,主要通过控制各油井方向的生产压差来控制水驱前缘速度。基于两端注采参数调整方法,将D4430-8井组内注水井注水强度从1.87 m^(3)/(d·m)提高到2.50 m^(3)/(d·m),并通过调整3口油井的泵挂来改变注采压差。调整之后D4430-8井组综合含水由37.80%下降至25.29%,单井平均日产油量增加0.53 t,水驱开发效果明显改善。研究结果对低渗致密油藏注水开发老区改善平面波及效率具有重要指导意义。

稠油热采方法研究进展及应用效果评价

热采是提高稠油采收率的主要方法之一,主要通过降低原油黏度,增大稠油流动性,提高最终采收率。目前我国稠油热采方法主要有蒸汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽辅助重力泄油、火烧油层4种,由于单一热采方法提高采收率受限,于是在常规热采方法的基础上又发展起来了多元复合热采技术。在常规稠油热采方法及生产实际的基础上,分析得出稠油热采指标界限,并形成热采效果评价流程。得到以下认识:蒸汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽辅助重力泄油、火烧油层是常规稠油油藏的主要热采方法,多元复合热采是超深稠油、薄层稠油开采的接替方法。在实际使用过程中,各种方法都存在一定的局限性,需要根据稠油特点、流体参数、地质参数等技术指标优选最佳热采方法。今后需进一步加强注采参数对采收率的影响、热量传导规律、热采效果评价以及与“双碳”目标关联性等方面的研究。

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

气藏型储气库建库评价关键技术

从储气库与气藏在开采方式和运行规律方面的差异性出发,考虑气藏型储气库建库评价技术的特殊性和复杂性,提出了储气库特色建库评价关键技术,并进行了矿场应用实例分析。通过总结国内第1批商业储气库建设运行经验,深入研究储气库短期大流量往复注采的内在机理,提出圈闭动态密封性、建库有效孔隙空间、高速不稳定渗流有限供给等理念,创建了圈闭密封性评价、库容参数设计、注采井网优化和监测方案设计4项储气库特色关键技术,分别解决储气库保存条件、容量大小、高效注采、安全运行方面的技术瓶颈,丰富和完善了气藏型储气库建库地质方案设计技术体系。这些技术成功指导了某气藏建库地质方案设计和现场工程实施,扩容达产效果好,实际动态与方案设计指标吻合程度高。

注采井网对水驱采收率的影响

在深入研究前人对水驱采收率影响的基础上，导出了并网密度、江采井数比、并网参数、油层非均质系数与水驱采收率的关系，从而建立了一种考虑因素较多而又便于计算的水驱非均质油藏采收率和波及系数的计算模型。该模型在一定的假设条件下即可转化为谢尔卡乔夫、范江、杨凤波等人分别提出的或推导的水驱采收车模型，因此很具通用性，值得推广和应用。

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。