海上多轮次蒸汽吞吐后期开发特征及方案优化研究

渤海海域稠油储量比较丰富,蒸汽吞吐是稠油热采的主要方式,LD油田是中国海上油田第一次开展蒸汽吞吐先导试验的稠油油田,探索海上地下原油黏度在350 mPa·s以上稠油油田的有效开发方式,2口热采试验井随着吞吐轮次的增加,高峰日产油逐渐下降、地下存水量逐渐增加,见油前排液时间及累产液增加。由于海上稠油蒸汽吞吐开发仍处于试验阶段,目前缺乏海上蒸汽吞吐开发特征和规律的总结,需要开展海上多轮次蒸汽吞吐后期开发特征和开发规律的研究。随着吞吐周期的增加,2口热采试验井出现地层能量不足、低产低效、递减快的问题,主要原因是2口蒸汽吞吐井的加热半径仅40余米,而且加热范围外的原油因流度低、启动压力梯度大而导致有效动用半径小。因此,有必要开展蒸汽吞吐方案优化研究,扩大加热半径,改善热采开发效果,研究成果用于指导渤海稠油油田蒸汽吞吐开发。

齐40块蒸汽吞吐后转蒸汽驱开发研究

齐40块莲花油藏1987年投入蒸汽吞吐开发,截至2005年底,采出程度已经高达30.3%,区块年递减率达到13.3%,转换开发方式势在必行。针对齐40块油藏特点,开展了转蒸汽驱方式开发的可行性研究。研究结果表明,齐40块油藏适合进行蒸汽驱开发,可提高采收率24.58～26.9个百分点(理论值);根据油藏工程研究结果,可以利用现有井网,在主体部位分莲Ⅰ、莲Ⅱ2套层系,边部采取1套层系进行蒸汽驱开发,并对汽驱注采参数进行了优化。共部署汽驱井组139个,预测阶段采出程度22.93%,全块蒸汽吞吐+汽驱采收率51.9%。2006年底在齐40块转蒸汽驱65个井组,已经见到初步效果。

薄互层稠油油藏蒸汽吞吐后期二次开发方式研究

针对曙一区薄互层稠油油藏蒸汽吞吐开发后期所面临的矛盾和问题,在重构地质模型、充分认识油藏特点和剩余油分布规律的基础上,就该类油藏水平井井位部署、井网井距选择、钻井轨迹及其他参数设计等进行研究和优化。实施后取得较好的开发效果,初步形成了薄互层稠油油藏水平井二次开发的总体思路和关键技术。

稠油油藏蒸汽吞吐后转驱方式研究

从C油藏的地质因素出发探讨该稠油油藏经过若干轮次蒸汽吞吐后,最适宜的转驱方式,通过数值模拟的方法,比较蒸汽吞吐后转接的不同温度的热水驱、蒸汽驱与常规水驱的开发效果,对比得出了320℃的蒸汽驱为最佳转驱方式。利用油藏工程论证及数值模拟法,确立了该区块最佳井网形式为反九点法井网,井距90 m,最优注采参数为:注汽速度50 t/d,采注比1.2,井底蒸汽干度0.5。

稠油油藏蒸汽吞吐后转注CO_2吞吐开采研究

利用物理模拟技术,对蒸汽吞吐后期的稠油油藏转注CO2 吞吐技术以改善其开采效果的机理进行了研究,结果表明,蒸汽吞吐后期油藏转注CO2 吞吐开采:①增加了弹性驱能量;②CO2 溶解于稠油中,使原油粘度降低;③乳化液破乳:高轮次吞吐使原油物性变差,粘度大幅度增高;而CO2 溶解于稠油和水中降低了油水界面张力,使原油粘度大幅度下降;④油水相对渗透率曲线特征得到改善,残余油饱和度降低。实验研究及现场试验结果表明,稠油油藏蒸汽吞吐后期转注CO2 吞吐开采在技术上和经济上都是可行的。该技术改善了稠油油藏蒸汽吞吐后期的开发效果。

浅薄层特、超稠油注蒸汽吞吐后剩余油分布研究

河南油田的浅薄层特、超稠油油藏注蒸汽吞吐后,采收率只有15%～18%,要进一步提高资源利用程度,关键是查明蒸汽吞吐后浅薄层稠油剩余油分布规律.蒸汽吞吐后水淹层岩心和电性特征变化明显,根据岩电关系的研究,建立了一套快速、直观的声波时差-深侧向电阻率图版水淹层测井解释方法,有效结合矿场测试、动态分析、油藏数值模拟技术和地质综合分析方法,揭示了剩余油分布特征.超稠油油层纵向有3种水淹模式:中厚层均匀韵律油层顶部水淹,薄互层复合韵律油层中部水淹,薄互层正韵律油层底部水淹;平面上剩余油富集区有4种类型:低井网控制程度的剩余油富集区,低采出程度的剩余油富集区,不同微相控制的剩余油富集区,地层倾角影响造成的剩余油富集区.

稠油油藏蒸汽吞吐后蒸汽驱提高采收率实验

针对高轮次蒸汽吞吐后稠油油藏采出程度不高的实际情况,蒸汽吞吐后在室内进行了蒸汽驱实验,将耐高温的表面活性剂按一定比例随蒸汽注入,结果表明,表面活性剂与蒸汽的比例太大(3:1),蒸汽降粘效果不能达到最佳,较单纯蒸汽驱提高采收率0.55%;表面活性剂与蒸汽的比例太小(0.25:1),起不到降低界面张力和改变润湿性的作用,较单纯的蒸汽驱提高采收率5.43%;表面活性剂和蒸汽比例为0.5:1时,能达到最好的驱油效果,较单纯的蒸汽驱提高采收率9.61%。研究了一个长型油滴在毛细管中的运动,当有表面活性剂存在时,油滴的前后压差和毛细管准数的1/3次方成正比,油滴受到的驱动压力将提高2个数量级,能够很好地保证油滴的运移。

蒸汽吞吐后期近井地带储层的变化及其对油田开发效果的影响

针对蒸汽吞吐超过5～6个周期之后稠油油藏开发效果明显变差的问题,以距原开发井仅13m的侧钻取心井为依据,研究了近井地带储层性质变化规律及其对开发效果的影响。结果表明:在开发后期,近井地带储层及流体性质变化较大,颗粒溶蚀破碎现象严重,超大管状孔发育;油层动用程度高,含油饱和度接近甚至低于实验室确定的残余油饱和度;存在不可逆的沥青积淀现象。近井地带储层性质的一系列变化是造成钻井液漏失、固井质量差、油层污染严重并最终导致加密调整井开发效果不佳的主要原因,近井地带存水量的增加降低了吞吐后期的热效率;高渗透性大孔道使蒸汽在储层中发生窜流;原油中的硫化物在高温蒸汽作用下所发生的脱硫反应使热采稠油管柱严重腐蚀。虽然近井地带储层性质的一系列变化会对开发效果造成不利影响,但是孔隙结构的改善及亲水性的增强对于提高采收率也具有一定的积极作用。

风城超稠油蒸汽吞吐后期转蒸汽驱开发方式研究

在新疆风城油田超稠油油藏注蒸汽吞吐开发后期,蒸汽驱开发方式是提高采收率的有效途径。研究表明,蒸汽驱过程体现了驱泄复合作用,即蒸汽超覆在油层上部形成蒸汽腔,加热原油在驱动力和重力双重作用下从生产井采出,由此可形成直井小井距蒸汽驱、直井与水平井组合蒸汽驱、水平井与水平井组合蒸汽驱3种吞吐后期接替方式,先导试验达到了预期效果,进一步拓展了蒸汽驱适用的地质条件和组合方式,对同类超稠油油藏的开发具有借鉴意义。

稠油油藏蒸汽吞吐后转火烧油层适应性研究

结合火驱特点分析了稠油油藏蒸汽吞吐后的温度、压力、流体及储集层特征及其对火驱的利弊,重点对蒸汽吞吐后火驱油藏的筛选以及火驱过程决策控制问题进行了探讨,提出了考虑相关特点的油藏筛选函数,讨论了注蒸汽后水平井火驱的动态特点。利用能量守恒研究了含水饱和度与火驱前缘温度之间的关系,得出蒸汽吞吐后转火驱开发方式不需要转入湿式燃烧的重要结论。结合火驱试验数据讨论了蒸汽吞吐后的复杂气窜通道对火驱前缘推进的影响及其控制因素。研究认为,蒸汽吞吐后期油藏转火烧油层开采是可行的。

稠油油藏蒸汽吞吐后转蒸汽驱驱油效率影响因素——以孤岛油田中二北稠油油藏为例

为了研究稠油油藏蒸汽吞吐后转蒸汽驱驱油效果及影响因素,分析蒸汽吞吐后转蒸汽驱提高稠油油藏采收率的潜力及有效开发方式,以胜利油区孤岛油田中二北稠油油藏蒸汽吞吐后密闭取心岩心为实验对象,开展了在原始油水饱和度状态下的驱替实验,对不同驱替介质、不同介质温度及不同驱替方式下的剩余油驱油效率进行了研究。结果表明:驱替介质类型、介质温度及驱替方式是影响转驱效果的主要因素,相同温度下蒸汽驱的驱油效率要好于热水驱,250℃蒸汽驱比同温度热水驱可提高采收率5%以上,驱替介质温度与采收率提高幅度之间存在良好的对数关系,研究区块蒸汽吞吐后直接转蒸汽驱可提高采收率30%左右。

超稠油多轮次蒸汽吞吐后残余油组分分析

针对辽河油田杜84块超稠油油藏多轮次蒸汽吞吐开采的生产现状,对所取的馆陶组和兴隆台组残余油进行了族组分、全烃色谱分析。分析结果表明,馆陶组原油中沥青质含量高达57.34%,非烃为14.28%,芳烃为14.34%,饱和烃为14.04%;兴隆台组原油中沥青质含量高达51.78%,非烃为26.99%,芳烃为8.78%,饱和烃为12.47%。兴隆台组原油含有少量的芳烃,正构烷烃基本上被生物降解,最后峰值为甾萜生物标志物;馆陶组原油色谱图与兴隆台组原油基本一样,但中间多了2个峰值,这是微量异构烷烃的显示。

陈家庄油田陈373块蒸汽吞吐后转CO_2—化学剂复合吞吐研究

针对胜利油区陈家庄油田陈373块油层有效厚度小、纯总比低、蒸汽吞吐生产效果差的问题,实验研究了CO2—化学剂复合对该区块原油物性的作用效果,并利用CMG油藏数值模拟软件,研究了蒸汽吞吐后转CO2—化学剂复合吞吐的生产效果。结果表明,在化学剂实现有效降粘的基础上,气体溶解有一定的降粘辅助作用,两者复合对原油有良好的协同降粘效果,在油藏温度和压力条件下,对原油的降粘率达到98.97%,原油粘度为化学剂单独作用时的18.4%;CO2—化学剂复合吞吐能补充地层能量,扩大原油粘度的降低范围,提高生产效果,蒸汽吞吐6周期后转复合吞吐4个周期的平均周期产油量为480.5 t,比蒸汽吞吐高252.4 t,总产出投入比为1.64。该结果为陈373块薄层特稠油油藏蒸汽吞吐后转换开发方式提供了依据。

注氮气改善稠油蒸汽吞吐后期开采效果

蒸汽吞吐后期随着地层能量枯竭和井筒周围含油饱和度减少 ,周期含水升高 ,油气比下降 ,开采效益变差。注氮气是改善稠油蒸汽吞吐后期开采效果的有效途径 ,其主要增产机理是增加蒸汽波及体积 ,补充驱动能量 ,进一步降低残余油饱和度和提高回采水率。模拟研究表明 ,在吞吐后期宜采取先注氮气、后注蒸汽的注入方式 ,并且存在一个优化的周期注氮量。

稠油油藏多轮次蒸汽吞吐后注CO_2的可行性

针对我国稠油油田的许多区块或油藏已进入多轮次蒸汽吞吐后期,开发效果逐渐变差的实际情况,运用数值模拟及油藏工程的方法,以辽河冷家堡油田的几个典型的稠油区块为例,进行了蒸汽吞吐之后注CO2开采的可行性研究,并对数模和矿场先导试验的结果进行了经济评价,给出了不同原油粘度的稠油油藏在注蒸汽吞吐之后注CO2吞吐的可行性。对于前期进行过多轮次蒸汽吞吐的普通稠油,随原油粘度增大,注CO2吞吐的换油率增大,可行性增加;对于特稠油和超稠油,前期必须进行1～3轮次以上的蒸汽吞吐,之后实施CO2吞吐工艺才能获得良好的效益,所得的结论对现场生产具有一定的指导意义。

井楼油田零区稠油蒸汽吞吐后资源二次利用研究

用动态分析法，对已整体报废、蒸汽吞吐后采收率小于２０％的河南油区井楼油田零区剩余油分布进行了研究，认为蒸汽波及半径平均为３１．２ｍ，汽窜通道宽度平均为１５ｍ。利用井网加密，进行二次蒸汽吞吐，可使其采出程度提高１５％。

井楼油田中区稠油油藏蒸汽吞吐后期开发潜力分析

井楼油田中区属于典型的互层状稠油油藏,采用蒸汽吞吐开发至今已25年,已进入高周期吞吐开发后期,开发效果变差。为改善开发效果,提高采收率,开展了储量动用状况、井网状况等分析,指出下一步开发措施,即加大水平井开发力度、重新组合开发层系、重构注汽井网、开展热化学辅助蒸汽驱等。

克拉玛依油田九区蒸汽吞吐后开采方式优化研究

克拉玛依九区稠油油藏具有整装、构造简单、开发时间长、经历蒸汽吞吐、蒸汽驱等多个开发过程。应用数值模拟方法对其开发历史进行精细数值模拟,在对储量动用状况、剩余油分布规律和影响因素分析的基础上,利用修正后的预测模型进行多井组、多种开发方式、多注采参数优化调整及预测,确定了研究区在蒸汽驱阶段合理的间歇汽驱周期、注汽速度及调整时机等。研究表明,在蒸汽吞吐之后采用间歇汽驱、变速汽驱、热水驱相组合的开发方式的开发指标优于其它方案。开发方式在现场是可行的,优化研究方法可供同类油田借鉴。

蒸汽吞吐后期剩余油分布规律研究

河南油田蒸汽吞吐油藏均为特、超稠油和普通稠油,储层胶结疏松,难以通过取心井定量分析剩余油饱和度,主要通过岩心观察定性描述水淹级别。稠油油藏注蒸汽后,储层岩电关系更为复杂,常规测井解释方法已不适用。为此,经过不断探索和深入研究,应用油藏工程方法、数值模拟方法和测井分析等多种方法,结合稠油数值模拟结果,能够快速地判断蒸汽吞吐后油层水淹程度,定量预测蒸汽吞吐泄油半径。

准噶尔盆地西北缘稠油油藏蒸汽吞吐后期提高开发效果的方法

准噶尔盆地西北缘浅层稠油油藏自1984年进行蒸汽吞吐试验以来,已陆续动用了六区、九区、红浅区等三个油田18个层块,截止1996年底共动用含油面积41.9Km2,地质储量9086×104t。通过近十年的开采,大部分区块已到了吞吐末期,吞吐阶段累积产油1308×104t,油汽比0.33,采出程度约20%左右,动用程度很低。本文就是利用油藏工程及数模方法,提出了在吞吐后期转换开采方式、加密调整、优化调整注采参数、改善采油工艺技术、层位上返、注添加剂等提高蒸汽吞吐后期开发效果的方法,通过这些方法,使稠油老区产量持续在稳定水平。