深层特稠油油藏蒸汽驱井网优化研究与应用

W38块深层特稠油油藏蒸汽驱面临井底干度低、产液能力低等问题,采用常规的反九点井网采注比难以达标,开发效果不理想。为此,设计了回字形蒸汽驱井网,即内线反五点、外线反九点的嵌套式井网架构,利用数值模拟技术对反九点井网和回字形井网的采收率进行了预测对比,并对回字形井网注采井对应关系进行了优化。结果表明,回字形井网比反九点井网蒸汽驱采收率提高4.9%。当注汽井射开程度为50%（由下往上）,内线采油井射开程度为30%~50%（由下往上）,外线采油井全井段射开时,蒸汽腔推进更均匀。现场试验2个井组增油效果明显,蒸汽驱油汽比同比反九点井网提高36%。研究结果对改善深层特稠油蒸汽驱开发效果具有参考意义。

中深层特稠油重力泄油模拟实验

针对原始地层压力较高的中深层特稠油油藏,为了研究重力泄油开采效果,利用高温高压三维物理模拟系统开展了重力泄油模拟实验。研究了不同压力下SAGD生产过程蒸汽腔发育特征和生产动态特征,优选出中深层特稠油开展SAGD的合理压力范围;对比了SAGD和MFAGD的开采效果,研究了气水比对MFAGD开采效果的影响。在此基础上,提出了高效开采高压稠油油藏的重力泄油方法,即SAGD转MFAGD,并对MFAGD开采阶段的气水比进行了优化。研究结果表明:SAGD生产压力对蒸汽腔扩展和开采动态具有明显的影响。生产压力高时,蒸汽腔扩展慢,开采初期蒸汽腔呈椭圆状、产油量上升较慢。蒸汽腔升至油藏顶部后,蒸汽腔上部向两侧扩展速度加快,蒸汽腔呈"漏斗"形。生产压力越高,蒸汽腔温度越高,蒸汽腔内残余油饱和度越低,SAGD开采采收率越高。但是,生产压力越高,采出液温度也越高,对采油设备的要求越高。结合油田现场条件,推荐SAGD生产阶段的生产压力为5~7 MPa。MFAGD开采初期产量上升快,开采后期产量递减较慢,瞬时产油量和瞬时油汽较高。随着气水比的增加,MFAGD阶段采油量和累积油汽比均上升。但气水比超过50后,阶段采油量和累积油汽比上升幅度减缓。在生产压力5 MPa条件下,MFAGD推荐气水比为50。在相同生产压力下,SAGD后期转MFAGD开采可提高采收率5%左右。SAGD转MFAGD开采的初期建议采用较高的气水比,后期逐渐降低。

中深层特稠油薄层油藏水平井吞吐效果研究

本文阐述了洼38块边部中深层特稠油薄层油藏地质特征,分析影响中深层特稠油薄层油藏水平井吞吐效果的因素,结合洼38块中深层特稠油薄层油藏水平井开发实践,提出了最优的注汽管柱结构及注汽参数,为同类型稠油油藏开发提供了借鉴和指导。

深层特稠油蒸汽驱影响因素及对策研究

该文以辽河小洼油田洼38块东三段深层状特稠油蒸汽驱试验为例,从油藏地质条件、油藏工程参数设计、注采工艺技术等方面系统分析了影响深层特稠油蒸汽驱开发效果的主要因素。提出了回字型注采井网设计,注汽干度、注汽速度等注入参数优化设计,地面管网保温、分层注汽、泡沫调制等注入方式优化设计,井筒隔热、井筒环空排干、井筒环空注氮气等控制系统热损失设计,高温泵、无接箍泵等适合蒸汽驱举升工艺设计,形成了改善蒸汽驱开发效果的系列技术对策。

中深层特稠油薄层油藏水平井钻采工艺技术分析

文章对难以开采中深层特稠油藏水平井的原因进行探讨,以开发中深层特稠油薄油藏难题为中心,为降低原油粘度、对油层进行合理改造和保护、确保钻遇率,提出水平井可采取钻采工艺辅助开发的思路。

洼38块蒸汽驱开发技术研究

以小洼油田洼38块东三段油层蒸汽驱先导试验为例,分析了深层特稠油油藏蒸汽驱采用常规反九点井网开发存在的技术瓶颈,提出高干度注汽、"以采定注"、"回字型"井网设计等改善深层特稠油蒸汽驱开发效果的新思路,对于同类油藏开发有参考价值。