稠油热采不同开发技术潜力评价

为评价中国石化不同稠油热采开发技术的潜力,针对蒸汽吞吐加密和蒸汽驱2种提高采收率技术,利用财务净现值、油藏数值模拟和成本分析法,绘制蒸汽吞吐单井经济极限产油量和蒸汽驱经济极限油汽比图版,建立了2种油藏埋深、2种井型蒸汽吞吐加密潜力评价标准,修订了蒸汽驱潜力评价标准,并以中国石化W油田为例开展实例应用。研究结果表明:当油藏埋深一定时,随着油价下降,无论是直井还是水平井,蒸汽吞吐单井经济极限产油量均呈指数增加;在油价为60美元/bbl时,中国石化稠油油藏蒸汽驱经济极限油汽比为0.096 t/t,W油田蒸汽吞吐加密和蒸汽吞吐直接转蒸汽驱新增可采储量分别为32.4×10~4和71.1×10~4t,总潜力为103.5×10~4t,当油价为80美元/bbl时,W油田总潜力为426.5×10~4t。同时,建议将水平井蒸汽驱潜力作为技术攻关潜力进行评价。

稠油蒸汽吞吐过程中加热半径与井网关系的新理论

综合评价了稠油蒸汽吞吐过程中加热半径计算的3种经典模型,并推导出了稠油蒸汽吞吐过程中最大加热半径计算公式,首次采用Buckley-Leverret方程计算了热水带的加热半径,其结果与油田开发实际符合较好.同时,首次提出了稠油蒸汽吞吐在多轮次加热过程中的一种新理论：在1～4周期蒸汽起到了扩大加热半径的作用,随着周期增多而加热前缘向外扩展作用减小,蒸汽主要起重复加热油层的作用.本文导出的新模型公式及提出的新理论,对于不同类型稠油油藏蒸汽吞吐的井距设计具有一定的借鉴意义.

水平井蒸汽吞吐加热半径和地层参数计算模型

蒸汽吞吐水平井加热半径和焖井后地层温度和压力的计算是水平井产能评价和动态预测的基础。由于蒸汽沿着水平段流动有摩擦损失,因而蒸汽的压力、温度和干度沿着水平段的分布是不均匀的。根据水平井变质量流和传热学原理,基于质量守恒、动量定理和能量守恒及镜像反映和势叠加原理,建立了水平井蒸汽吞吐加热半径和焖井后温度压力计算模型。以某油藏参数为基础,对该模型计算结果与数值模拟结果进行的比较发现,二者基本吻合,从而验证了模型的正确性。

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。

影响水平井蒸汽驱效果地质因素分析

以辽河油田某区块稠油油藏为例,通过数值模拟方法,系统研究了各种地质因素(地层倾角、渗透率、初始含油饱和度、油层厚度、油层深度和原油黏度)对水平井蒸汽吞吐转蒸汽驱的转驱时机以及对水平井蒸汽驱开发效果的影响。分析结果表明,影响较大的因素是初始含油饱和度、油层厚度以及原油黏度。该研究可为筛选稠油油藏水平井蒸汽驱开发的地质条件提供可靠的理论依据。

超稠油油藏水平井蒸汽吞吐开发合理界限研究

为在经济、技术允许的条件下 ,合理地开发超稠油油藏 ,增加可利用的储量资源 ,本文应用物理模拟、数值模拟方法 ,研究了达 9块超稠油的流体组成、粘温关系和油藏渗流特征 ,以及超稠油水平井蒸汽吞吐注汽工艺参数对开采效果的影响。考虑经济因素的影响 ,建立蒸汽吞吐开采目标优化函数 ,提出开发超稠油油藏的合理工作制度和技术经济界限。研究认为 ,在实施超稠油水平井蒸汽吞吐时 ,应采取注高温、高干度、高强度的蒸汽和短周期、多周次的工作制度 ,同时在完井方式和注采工艺等方面采取配套措施 ,才能取得一定的效益。研究结果为该类油藏的热采开发提供了可靠的依据。

热采水平井整体开发草13块砂砾岩薄层特稠油

热采水平井技术是科学有效开发稠油油藏的重要手段。以胜利油田草 13块为例 ,系统论述了利用热采水平井整体开发具有边底水的砂砾岩薄层特稠油油藏的开发程序和研究方法。在油藏精细描述的基础上 ,通过热采筛选、产能评价、直井和水平井数值模拟、开发方式优化及指标预测等油藏工程研究技术方法 ,综合论证了利用热采水平井整体开发草 13块的必要性和可行性 ,总结了砂砾岩薄层特稠油油藏水平井油藏工程设计中应遵循的原则 ,并在生产实践中见到明显效果 。

多井整体蒸汽吞吐在超稠油开采中的初步应用

以曙一区杜84断块曙1-38-7030井组为例,系统地论述了利用多共整体蒸汽吞吐技术改善超稠油开发效果的原理及开发程序。通过对多井整体蒸汽吞吐机理的研究,综合分析了该项技术在超稠油开发中的可行性和必要性,提出实施的前提条件和具体的操作程序,在生产实践中见到了明显效果。实践证明,多井整体蒸汽吞吐是改善超稠油中、高轮次吞吐效果的主要手段之一,为辽河油区超稠油油藏以及其它地区类似油藏的开发提供了借鉴。

储层流体非均质性对加拿大油砂热采的影响

加拿大是世界上油砂资源最为丰富的国家,其中约80%的资源需要通过热采方式采出,目前应用比较广泛的热采技术包括蒸汽辅助重力泄油和蒸汽吞吐等。油砂热采的油藏模拟结果与生产历史难以拟合是面临的主要难题之一。分析发现,西加拿大沉积盆地范围内原油物性在横向和垂向上变化较大,油藏底部和顶部原油物性完全不同。重点对原油粘度垂向梯度变化对热采开发效果的影响进行油藏模拟研究,发现粘度梯度变化是造成油藏模拟结果与生产历史难以拟合的主要原因,采用变粘度模型模拟的累积产油量与实际生产数据吻合较好,采用定粘度模型的模拟结果偏高。利用变粘度模型对研究区的生产井位置优化结果显示,将蒸汽辅助重力泄油生产井部署在油水界面之上8 m处油层的动用程度和经济效益最大。将储层流体非均质性(特别是粘度非均质性)与储层岩石非均质性相结合,并应用于油藏描述和数值模拟中,能够准确预测油砂热采的生产动态及开发效果,优化生产管理,确保采收率和经济效益的最优化。

稠油油藏蒸汽吞吐采收率确定方法

通过研究稠油油藏有关参数及井网密度与蒸汽吞吐采收率的关系 ,利用回归方法及多种公式对比 ,确定出一种新的蒸汽吞吐方式下的采收率预测公式。与其它公式相比 ,该公式考虑到井网密度对采收率的影响程度 。

井筒电加热改善水平井蒸汽吞吐效果机理实验

针对稠油水平井蒸汽吞吐面临入井渗流阻力大、产量水平低、吞吐递减率高、采收率偏低等问题,提出了电加热辅助水平井蒸汽吞吐方法。首先根据水平井蒸汽吞吐过程中的电加热与蒸汽复合传热特征,建立了电加热辅助蒸汽吞吐三个阶段的(注汽阶段、焖井阶段、生产阶段)储层升温解析模型,在此基础上,设计并开展了电加热辅助蒸汽吞吐和常规水平井吞吐的宏观比例物理模拟对比实验,通过实验验证了解析公式,揭示电加热改善水平井吞吐效果关键机理,并利用实际典型井模型进行了潜力预测。结果表明:电加热协同蒸汽吞吐,具有注蒸汽阶段实现水平段均匀加热升温、焖井阶段持续热补偿加热近井地带、生产阶段降低原油入井渗流阻力并提高吞吐产量的关键机理。典型井组预测电加热辅助水平井吞吐可提高吞吐采收率9.4%,油汽比从0.14提高到0.23,在水平井蒸汽吞吐油藏具有重要应用潜力。

常温螺杆泵举升工艺在热采井中的初步应用

螺杆泵作为一种新型的机械举升工艺,具有节能、投资少、管理方便等诸多优点,但由于螺杆泵定子橡胶耐温的局限性,不适用于井底温度高蒸汽吞吐开发的油井。针对这一问题,开展了常温橡胶螺杆泵耐温性的研究与试验。在苏丹6区FNE38井注汽结束后直接采用PCM螺杆泵生产,获得阶段性成功。试验证明,在蒸汽吞吐井中控制温度,可采用常温螺杆泵进行举升,特别是在地层可能出砂的区块采用该技术可免去各种防砂措施,节省了大量的防砂费用,最大限度发挥油井产能,使常温螺杆泵可在温度较高的稠油油井中使用,拓宽了螺杆泵在稠油开采上的应用范围。

杜84断块超稠油开发中后期稳产对策研究

对杜84断块超稠油生产中后期暴露的主要矛盾,即随着轮次升高,周期吞吐效果变差、井下技术状况日益变差、油层动用不均、汽窜加剧等问题进行了分析,并提出了相应的稳产对策——实施多井整体吞吐、大修复产、调剖等措施。现场应用证明,这些措施基本能够确保杜84断块超稠油中后期的稳产。

孤岛油田中二中Ng5薄层稠油环蒸汽吞吐中后期调整技术

为了进一步提高孤岛油田薄层稠油环蒸汽吞吐的采收率,针对高轮次吞吐中后期剩余油分布特点,应用油藏工程方法、数值模拟技术和动态分析方法,开展了井网加密调整研究,将200m×283m反九点法基础井网加密成141m×200m五点法井网;该优化方案实施后取得了显著效果,单井产油量平均达到13.5t/d,是周围热采老井产量的2～3倍,含水率稳定在70%左右,比周围老井含水率低10%.该技术对于同类稠油油藏高轮次蒸汽吞吐中后期进一步提高采收率有较大的参考意义.

水平井技术在超稠油挖潜中的应用

以曙一区杜84块兴隆台油层为例,探讨了水平井技术在超稠油油藏挖潜中的应用。研究结果表明,在块状超稠油油藏,直井小井距蒸汽吞吐开发方式下,利用水平井技术加密挖潜可以获得较好的效果,既可以提高采收率,又可以提高经济效益,为同类油藏的挖潜提供了一定的借鉴。

水平井在杜84断块超稠油开发中的优势研究

运用油藏开发动态分析手段,结合矿场试验,并与直井在完全投资、操作成本、完井方式、生产效果等方面进行对比表明,水平井在杜84块的应用具有一定的优势。应用水平井蒸汽吞吐开采技术,可以优选超稠油的开发方式,为超稠油开发方式的转换提供了理论依据。同时在条件具备的区域选用该项技术,对提高超稠油储量动用程度、提高最终采收率也有着积极的意义。

水平井在齐604块薄层稠油热采中的应用

齐604块为薄层稠油油藏,论述了油层中水平井钻进的地质设计方法,利用数模手段、优化注采参数结果,对钻井过程中水平井井身轨迹进行精确控制,并对水平井的实际生产动态、效果与直井进行了对比分析。实践证明,利用水平井对齐604块薄层稠油注蒸汽吞吐开采技术可行,可以取得较好的开发效果。

正交试验法优化超稠油水平井界限参数

辽河油区D块为超稠油油藏,具有埋藏浅、油层薄、原油黏度高等特点,只有采用水平井蒸汽吞吐,才能取得一定的较好开发效果。由于油井开发效果受诸多储层条件的交互影响,在使用数值模拟手段评价时,传统的作法只能建立在对单一指标对开发效果影响分析的基础上,无法知道因素间的交互作用给开发指标造成的影响。文中运用正交试验法,针对影响水平井吞吐产量的油藏地质参数进行了多因素交互分析,找出影响因素的主次顺序,给出了水平井主要设计参数的界限图版,在提高开发井产能方面取得了明显效果。

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。

超稠油水平井吞吐生产参数优化研究

水平井蒸汽吞吐技术在超稠油油藏开发中的应用越来越广泛。注蒸汽结束后,如何更好地优化生产参数,对超稠油油藏的开发效果影响很大。首先对不同生产周期的注汽递增幅度进行了优化。然后根据不同周期注汽量对水平井焖井时间进行了系统研究。同时利用数值模拟方法对排液量、井网井距等参数进行了优化。利用优选的参数在辽河油田杜84块进行了现场应用,取得了较好的开发效果。