超稠油直井水平井组合蒸汽驱参数优化

针对风城油田重32井区蒸汽吞吐轮次高、周期产油量低、油汽比低等突出问题,建立直井水平井组合蒸汽驱典型井组的数值模拟模型,通过设置不同的参数组合方案,运用单因素法和正交实验法研究井网井距、转驱时机、注采参数等对生产效果的影响。分析结果表明,直井水平井组合蒸汽驱合理的开发技术参数为:直井与水平井井距为35 m;水平段位于直井井排中间;直井蒸汽吞吐8周期、水平井蒸汽吞吐2周期后转蒸汽驱;注汽速度为70 t/d;采注比为1.2;井底蒸汽干度大于0.7;井口Sub-cool(井口压力对应的饱和蒸汽温度与流体实际温度的差值)为10~20℃;直井连续注汽200 d后可转轮换注汽,注3个月停1个月。试验区转蒸汽驱后,日产油由63 t/d升至117 t/d,阶段油汽比由0.08升至0.19。研究成果可有效指导超稠油蒸汽驱现场动态调控,为后续技术推广提供理论支持与经验借鉴。

隔夹层对直井水平井蒸汽辅助重力泄油开发效果的影响

辽河油田兴VI组SGAD先导试验区储层中由于隔夹层的存在,使得直井水平井SAGD蒸汽腔扩展以及开发效果受到影响。在分析试验区地质特征的基础上,通过建立理论模型的方法,研究了SAGD过程中夹隔层对蒸汽腔的扩展规律、含水率以及开采程度的影响。研究结果表明:隔夹层仅在SAGD开发初期对蒸汽腔的扩展产生一定的影响,导致井组含水高、产量低,蒸汽腔的斜面比较粗糙,使得其泄油面增长。但总体上不会影响蒸汽腔的形成以及SAGD开发的最终采收率,只是在刚形成蒸汽腔时对其局部的扩展起到了一定的减缓作用,导致各阶段的生产时间不一样。采用在直井与水平井之间以重力泄油为主,在直井与直井之间是以蒸汽驱为主的复合开发方式,在注汽井隔夹层上下同射,直井辅助生产,实现SAGD与蒸汽驱联合驱开采的方式,可以有效地降低隔夹层在SAGD开发中的影响。

辽河油田双水平井和直井水平井SAGD试验

本文简要介绍了辽河油田已试验的双水平井SAGD和正在实施的直井、水平井SAGD现场实施情况,对两种SAGD在辽河油田现场适应性做出了对比、分析和评价,并提出了辽河油田发展SAGD技术的思路及建议。

直井-水平井SAGD低物性段酸压对提高采收率幅度研究

在辽河油田超稠油油藏SAGD开发后期,受低物性段隔夹层阻挡作用,蒸汽腔发育迟缓、纵向扩展受限导致产量下降。针对这一问题,可采用直井辅助水平井SAGD开发和对低物性段酸压等手段改善渗透率、促使蒸汽突破低物性段从而进一步提高采收率。本文结合现场数据建立数值模型,采用正交设计法分析不同裂缝参数对产能的影响顺序,依次为裂缝长度、裂缝数量、裂缝宽度、裂缝间距。同时采用控制变量法分析不同裂缝参数对产能的影响并优选出适合目标区块的最佳裂缝参数,裂缝长度160 m,裂缝数量5条,裂缝宽度9 mm,裂缝间距90 m。并对优化方案进行了模拟预测,结果表明:目标区块累计产油量增加5 928.6 t,采收率提高12.2%,累计油气比达到0.228,含水率平均降低8%~12%,研究成果对直井辅助水平井SAGD低物性段开发和提高后期采收率提供了理论指导。

CO2辅助直井与水平井组合蒸汽驱技术研究

利用物理模拟及数值模拟方法，研究了在蒸汽中添加CO2改善直井与水平井组合蒸汽驱开发效果的生产机理，主要包括降低原油黏度、使原油体积膨胀、降低油水界面张力等。优选出了CO2与蒸汽的合理注入方式、注入比例和注入量。模拟结果表明：CO2辅助直井与水平井组合蒸汽驱是深层稠油油藏高轮次吞吐后进一步提高采收率的有效技术。对于埋深为1300-1700m的稠油油藏，由于井筒热损失大，使井底蒸汽干度降低。而在注蒸汽的同时添加CO2，不仅可以有效地弥补蒸汽干度低，难以达到蒸汽驱要求的不足，而且还可以缩短蒸汽驱初期的低产期，提高采油速度。

直井与水平井组合的蒸汽辅助重力泄油产量预测

蒸汽辅助重力泄油(SAGD)是一种利用液体自身重力作为主要驱动力的热采方式。国外的SAGD先导实验,大多数是利用双水平井的组合方式进行,注入井和采出井都是水平井,而在辽河油田进行的先导实验,是利用直井作为注入井、水平井作为生产井的组合方式。针对辽河油田先导实验的注采方式,利用保角变换,将水平井转化为像平面上一口环形生产井的一部分;垂直注汽井变成像平面上的原点。对直井与水平井组合的SAGD井组,按照直井划定流动单元,分别计算叠加,可以得到水平井的产量,提供了直井和水平井组合的重力泄油产量预测方法。依据辽河油田杜84块SAGD先导实验区实际生产数据,利用文中提供的方法进行计算,预测的产量结果与油田实际数据非常吻合,证明文中推导的直井与水平井组合的SAGD预测方法是可靠的。

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%。

低渗透储层水平井-直井联合布井极限注采井距研究

低渗透储层水平井—直井联合布井技术具有广泛的应用前景,其布井方式至关重要。首先利用劈分流场的方法直观地给出常规储层水平井—直井联合布井的产能评价方法;然后针对低渗透储层的渗流特点,在考虑启动压力梯度条件下建立新的井网渗流物理模型并求解得到产能评价公式;最后经分析计算给出启动压力梯度影响的面积井网极限注采井距关系曲线。研究结果为低渗透储层部署水平井—直井联合井网提供理论依据。

考虑启动压力梯度计算直井-水平井联合布井时注采极限井距

由于低渗透储层具有低孔、低渗特征,其孔隙结构异常复杂,表现出非达西渗流,存在启动压力梯度。水平井技术作为开发低渗透储层的有效技术之一,具有泄油面积大、单井产量高、穿透度大、储量动用程度高等优点。本文采用拟三维思想,利用积分法推导了水平井在水平面上的流函数和势函数。并针对低渗透储层存在启动压力梯度,计算直井-水平井联合布井时的极限井距,结合等产量一源一汇典型解,对比联合布井与纯直井布井时极限井距的差异。并得到不同水平井段长度下,极限井距与启动压力梯度之间的关系。经实例验证,此方法对直井-水平井联合布井确定合理井距开发低渗透储层具有一定的指导意义。

直井与水平井组合SAGD试井解释方法研究

SAGD技术是蒸汽辅助重力泄油技术。根据辽河油区地质特点及开发方式,在复合油藏模型和各向异性水平井试井模型的研究成果基础上,采用叠加原理,建立了直井与水平井组合方式下试井解释模型,研究了典型曲线拟合方法。将研究成果应用于辽河油区的试井资料解释之中,得到的分析结果符合油田实际,对指导水平井与直井组合方式下的稠油合理高效开发及制定油田开发技术政策具有一定的理论和现实意义。

百口泉油田水平井与直井组合蒸汽驱先导试验研究——以百重7井区克上组油藏为例

针对百重7井区水平井与直井的组合区域采出程度高、产量递减加大,吞吐效益日益变差的矛盾,在蒸汽驱先导试验可行性分析的基础上,建立了先导试验区中心封闭井组单元模型及7井组汽驱模型。通过对两模型的汽驱注采方式、注采参数、汽驱开发指标预测及敏感性等方面的数值模拟和油藏工程研究,得出了百重7井区水平井与直井组合汽驱是可行的,其汽驱油层有效厚度下限是5.0 m;百重7井区水平井与直井组合汽驱的最优方式是直井注汽、水平井采油;汽驱方式为注汽井先连续注汽3个月后转为间歇轮注方式,以瞬时油汽比0.1为经济下限,汽驱采收率可达33.2%。

直井-水平井组合SAGD物理模拟研究

蒸汽辅助重力泄油（SAGD）技术是一种开发超稠油的经济有效方式，国内油藏在直井吞吐后普遍采用直井一水平井组合SAGD开发。以曙一区杜84块兴VI组油层油藏地质参数、流体性质为基础，采用高温、高压三维比例物理模拟系统模型来描述超稠油油藏蒸汽吞吐后转蒸汽辅助重力泄油的开发过程，并对实验过程中蒸汽腔变化进行监测分析，根据蒸汽腔发育特征将蒸汽腔的形成和发育过程分为汽腔形成、汽腔扩展和汽腔下降等3个阶段，同时结合温场发育状况及产油量、含水率等实验数据，可以将直井一水平井组合SAGD生产阶段划分为吞吐预热阶段、汽腔形成（SAGD驱替阶段）阶段、汽腔扩展阶段和汽腔下降阶段。物理模拟直井一水平井平组合SAGD实验表明，最终注入倍数为2．8时．阶段采出程度可以达到58．5％，物理模型平均剩余油饱和度为19．40％。

S断块稠油油藏直井与水平井组合蒸汽吞吐工艺参数优化设计

S断块为一中低孔、中低渗、深层稠油油藏,蒸汽吞吐先导试验表明,该断块适于应用蒸汽吞吐技术开采。应用数值模拟方法对蒸汽吞吐开发方式、注采工艺参数进行了优化,结果表明,直井与水平井组合蒸汽吞吐+蒸汽驱技术较其他方式开发效果好,具体优化参数为:水平井段长为300 m,注采井排距、直井井距均为100 m,井底蒸汽干度须大于40%,注汽速度在360 m3/d左右,直井、水平井一周期注汽强度为60 t/m、10 t/m,注汽量为1 800 m3,3 000 m3,注汽压力在18 MPa以上,焖井时间6天左右。

水平井、直井联合开发压力场及流线分布研究

针对目前大庆长垣外围低产低效水平井比例较高,亟待开展水平井井组剩余油分布特征规律研究等问题,开展了水平井、直井联合开发注采井网流线和压力分布特征研究。应用源汇理论及压力叠加原理,建立直井、水平井、压裂水平井以及直井与水平井联合开发压力场模型,采用Euler方法对模型进行了求解,模拟了二注、三注和四注3种井网形式的压力场和流线分布。研究表明,不同完井方式水平井组压力场和流线分布特征主要规律一致;水井位于正对水平井的边井位置处,水井与水平井之间易形成线性推进;水井位于非正对水平井的角井位置处,不易形成线性推进,形成大面积的低压力区域;压裂水平井特别之处在于,水井非正对水平井时外侧裂缝压力梯度场大于内侧裂缝。通过与实际井组数值模拟研究的剩余油结果对比,进一步验证了研究结论的准确性,最终达到指导水平井组剩余油分布特征研究及开发调整的目的。

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。

直井-水平井组合吞吐和蒸汽驱效果地质因素分析

斋桑油田北区为一中孔、中渗稠油油藏,数值模拟研究认为,使用直井-水平井组合吞吐+蒸汽驱技术可以获得较好的开发效果。系统研究了各种地质因素(油层厚度、孔隙度、平面及纵向渗透率、含油饱和度)对直井-水平井组合吞吐+蒸汽驱开发效果的影响,研究结果表明,含油饱和度和孔隙度是影响斋桑油田北区开发效果的主要因素,其它参数在给定变化浮动范围内影响不大。

水平井–直井联合开发井网压裂水平井参数优化

由于水平井钻井技术的飞速发展,水平井–直井联合开发技术已经逐渐成熟,然而在设计油田开发方案和油藏工程计算时,对于压裂水平井–直井联合开发井网压裂水平井参数的优化还比较少。本文依据大庆某外围低渗透薄层水平井–直井联合开发油田的地质特征和开发特征,应用油藏数值模拟Eclipse软件并采用LGR局部加密网格技术建立了具有代表性的机理模型,从而对水平井–直井联合开发井网压裂水平井的参数进行优化,研究结果为类似水平井–直井联合开发油田压裂水平井参数优选提供了指导。

肇州油田直井—水平井联合开发区块合理注水强度

大庆长垣东部三肇凹陷肇州油田直井—水平井联合开发区已逐步进入中高含水期,为实现精细注水调整需要进行合理注水强度研究。依据数值模拟计算出的开发指标,建立了9类连通关系下4种注水强度的综合含水率与采出程度关系曲线、采油速度与综合含水率关系曲线。通过设定水平井开发效果和经济效益界限,可以从2类曲线组中求取水平井的合理注水强度范围。水平井合理注水强度与连通情况关系较大:"薄注厚采"合理注水强度为3.8~18.0 m^3/m;"注采相当"合理注水强度在3.8 m^3/m以上;"厚注薄采"无法满足开发效果和经济效益界限要求,需措施改造。将此方法应用于肇5区块的注水调整,有效改善了区块开发效果。

直井与水平井组合吞吐转汽驱操作参数优选

S断块为一中低孔、中低渗稠油油藏。利用数值模拟方法系统优选了该断块稠油油藏直井与水平井组合吞吐转入蒸汽驱的操作参数。结果表明:直井射孔位置与水平井垂向距离15m、水平井射孔位置与油层底界垂向距离7.0m,直井吞吐8周期、水平井吞吐6周期,地层压力降至5MPa左右,注汽速度84m3/d,井底蒸汽干度>40%,采注比1.2,为吞吐转汽驱的最佳操作参数。上述操作参数能使S断块吞吐转汽驱有效运作,提高原油采收率,也为同类型油藏直井与水平井组合吞吐转汽驱的操作参数优选提供了可靠的理论依据,具有一定的借鉴意义。

特浅层超稠油油藏直井和水平井组合蒸汽驱技术研究

井楼油田一区核桃园组三段Ⅲ油组5、6层（以下用符号表示为Ehi3^3（5）、Eh3^3（6））浅层超稠油油藏已进入采出程度高达24．3％的高周期吞吐阶段，针对原油产量递减加快、纵向上油层动用不均、边水区域剩余储量难动用等开发矛盾，开展以精细油藏描述、提高剩余油动用程度为基础的提高采收率技术研究。研究认为，平面上剩余油主要分布在主河道砂体侧缘以及井网不完善、储层物性差和井间蒸汽未波及到的区域。纵向上剩余油主要受沉积韵律和蒸汽超覆的影响，Eh3^3（6）层的2小层剩余油相对富集。同时针对蒸汽窜流与超覆现象研究氮气泡沫调驱技术，优化了楼J1830井区的直井与水平井组合蒸汽驱先导性试验方案，应用该技术可提高采收率13．5％，最终达到31．5％的采收率。