薄互层稠油油藏二次防砂井工艺及应用

薄互层稠油油藏热采过程中防砂体系易失效,在对失效井扶躺时,需要分析二次防砂后油井产能,同时优化防砂筛管参数以确保油井二次防砂措施的有效性。通过精细描述Cinco-Ley产能模型中机械防砂的表皮系数,使之适用于薄互层油藏二次防砂油井;同时,在应用产能公式的过程中,提出了筛管拟渗透率的概念,以量化描述筛管渗透性。在Moriche油田二次防砂筛管设计中,优选渗透性更好的φ101.6 mm割缝筛管作为防砂筛管;基于杆管强度理论和热应力影响,优化了割缝长度和割缝密度。将二次防砂优化结果运用于Moriche油田的MKT-13井,取得了MTK-13井产能降低幅度小于5%的效果。该研究对薄互层稠油油藏二次防砂井具有重要意义。

复杂条件下疏松砂岩油藏动态出砂预测研究

静态出砂预测没有考虑地层压力、含水饱和度和地层温度等变化对出砂临界条件的影响,导致开发过程中出砂预测结果与实际偏差较大。为了研究动态因素对出砂条件的影响规律,根据试验结果拟合岩石强度含水饱和度的变化规律,含水饱和度由0.15变为0.50时,储层岩石强度下降幅度可达60%左右;考虑地层压力下降对近井地应力的影响,以及温度变化导致的储层热应力改变,建立了稠油热采储层动态出砂临界条件的预测方法。渤海油田注多元热流体油井数据分析表明,储层出砂临界压差随着地层压力下降和温度升高以类似于指数式规律降低,在早期变化较快,然后下降速度逐步变缓;出砂临界压差随含水饱和度和含水率的升高以接近线性的规律降低。研究表明,注热开采稠油油藏出砂风险最大的时期为注热—焖井—生产的转换阶段,即转生产的初期,此时应逐步缓慢提高产量到正常产量。

稠油热采井固井用铝酸盐水泥浆体系的研究及应用

稠油热采井对固井水泥浆的要求是在低温下能快速凝结,在高温生产中具有长期耐高温性能.铝酸盐水泥具有快硬、高强、耐高温等特点,因此考虑将铝酸盐水泥在热采井固井中应用.通过进行以铝酸盐水泥为主要材料的矿物熟料优选复配,配制出了与铝酸盐水泥相配套的降失水剂J73S和缓凝剂SR,设计出了一套适用密度范围为1.70～1.90 g/cm3,温度区间为30～80℃的新型铝酸盐水泥浆体系.实验结果表明：该水泥浆体系具有优良的工程性能,水泥浆密度差小于0.02 g/cm3,失水量小于50 mL,稠化时间在60～300 min范围内可调,24 h抗压强度可达14 MPa,且经过2轮高温之后水泥石抗压强度仍能达到25 MPa在齐40-18-38C2稠油热采井的侧钻尾管固井中进行了现场应用,施工过程顺利,固井质量优质率为79％,合格率达95％,说明该体系可满足稠油热采井固井施工的要求.

可动凝胶深部调驱动态预测方法研究

针对目前只能借助于数值模拟才能进行可动凝胶深部调驱动态预测的问题,依据水驱动态预测方法,结合可动凝胶深部调驱的作用机理,采用体积加权法校正驱替体系地下的等效粘度,并根据残余阻力系数校正地层的非均质性,建立了可动凝胶深部调驱的动态预测模型。该模型可用于预测可动凝胶深部调驱的含水率、产油量、产水量等指标的变化规律,还可预测其提高采收率幅度和增油降水等指标,为可动凝胶深部调驱方案设计和效果预测提供了依据。另外,对模型的参数进行了敏感性分析,对一个实际井组的调驱效果进行了测试。

火烧油层的室内实验研究

在一维燃烧管室内模拟实验装置平台上分别对火烧油层热力采油过程的干式向前和湿式向前燃烧工艺进行了研究 ,确定了在这两种工艺条件下油样的燃烧特性参数 (燃料消耗量、视氢碳原子比和空气需要量等 )、燃烧前缘推进速度和原油采收率等 ,计算了空气 /原油比、氧气利用率等指标。将两种工艺结果进行对比 ,研究了注入水和空气的体积比 (WAR)对火烧油层性能的影响 ,确定了合适的注水时机与WAR值。实验结果表明 ,采用湿式向前燃烧法能够有效地回收留在已燃区的热量 ,提高燃烧反应生成热量的利用率。湿式燃烧工艺能显著地降低燃料消耗量与空气需要量 ,加快了燃烧前缘推进速度 ,提高了采收率。湿式燃烧的水与空气的比例不应小于 0 .0 0 3m3 /m3 。湿式燃烧的注水时机选择在稳定燃烧建立后、燃烧前缘推进到燃烧管长的 2 5 %左右时较为适宜。

朝阳沟油田热采可行性研究

针对朝阳沟油田原油性质、粘度敏感性和油层物性等情况 ,建立了地质模型和数学模型 ,在历史拟合基础上对热采吞吐参数进行了优选和热采吞吐生产动态预测 。

预测稠油热采动态的注采曲线法

稠油热采矿场实例分析研究结果表明，当稠油注蒸汽开来进行到一定程度时，累积产油量对数的平方与累积注汽量的双对数之间以及累积产液量的对数与累积注汽量对数的平方之间均呈现出较好的线性关系。据此可以推导出各项开发指标的计算关系式，从而达到预测稠油热采动态的目的。

GH-高温调剖剂的研制与应用

针对稠油热采井汽窜问题 ,通过室内及现场试验研制出一种新型的高温调剖剂。它是由热固性PF树脂做为成胶骨架与无机物复合 ,在地层温度下反应形成凝胶体 ,具有工作液粘度低 ( 80mPa·s)、便于注入、可在地层温度成胶、成胶时间可调、耐温性能好、封堵强度高、有效期长的特点。通过室内和现场试验证明 ,GH 高温调剖剂适用于稠油热采井高温调剖。

封隔器胶筒高温高压密封性能检测试验研究

设计研制一种封隔器胶筒密封性能试验装置。该装置可模拟油井下350℃高温、20 MPa高压恶劣工况,能够模拟封隔器胶筒坐封过程,能够对封隔器胶筒的密封性能进行检测。借助试验装置对不同形式的胶筒进行环空密闭试验,测试了不同形式封隔器胶筒在不同介质下环空腔内压力变化规律,得到了试验后胶筒的形变状态、腐蚀破损情况,检验了各形式胶筒在高温高压工况下的密封性能,为封隔器胶筒的设计和改进提供可靠的试验依据。

改性呋喃树脂固砂剂用于热采稠油井防砂

本文报道了改性呋喃树脂固砂剂的组成及各种配方变量、固化温度、热老化、岩芯原始渗透率、介质浸泡、蒸汽冲刷等对固结砂岩芯抗压强度和渗透率的影响。这种固砂剂可用于40-350℃温度，形成的人工井壁抗压5-15MPa，渗透率＞0.3μm2，可阻隔粒径＞0．06mm的砂粒。用这种固砂剂在辽河油田锦7、锦45等区块20口热采稠油井和稀油井进行防砂，效果良好。介绍了施工工艺。

稠油热采三区复合油藏水平井试井解释模型及压力响应特征

针对稠油水平井热采过程中注入蒸汽向外扩散造成的地层岩石及流体性质差异,建立了稠油热采三区复合油藏水平井试井解释模型。通过Laplace变换和Fourier有限余弦积分变换进行降维和齐次化处理求得相应的垂直线源解,再沿水平井方向对此线源解进行压降叠加(积分)得到水平井的条带源解,然后通过取极限得到水平井在拉氏空间的等效线源解,最后经过Stefest数值反演可得到水平井在真实空间的井底压力解。对稠油热采水平井的压力响应特征和参数敏感性进行了分析,结果表明:在测试时间足够长的情况下,稠油热采水平井的压力导数曲线一般具有多个水平段、过渡段和"凸起"等特征,水平段是压力在不同渗流区域传播时的径向流反映,过渡段是压力传播到两区界面时区域流体或地层物性差异的反映,"凸起"是不同渗流区域间弹性储容能力差异的反映。

新型油管高保温热力补偿器

用于稠油热采的传统油管补偿器一般不具有隔热功能,虽然现有部分补偿器采取了隔热措施,但也只是采取了局部隔热措施,补偿器接箍等部位仍不具有隔热功能。为此,开发了GRBCQ型油管高保温热力补偿器。该型补偿器本体部分及接箍均采用复合隔热结构,以真空层加绝热材料的方式保温,提高了补偿器的整体隔热性能,可有效减少注汽过程中的热损失,提高注汽效果。现场试验结果表明,该热力补偿器在常温和350℃高温下均能自由伸缩,并能承受20MPa的压差,表现出良好的隔热性能。现场5井次的应用结果表明,该补偿器启动压力（2.4~2.8 MPa）平稳,补偿效果明显,隔热效果好,具有较高的推广应用价值。

非均衡开采在陕甘宁盆地中部气田中的应用

给出了定容气藏动态预测新的数学模型：气水同产两区物质平衡模型，它考虑了气藏开采中高产区与低产区之间区域性压力差异和区域间的气量补给，是对传统物质平衡的一种修正．在很大程度上克服了传统物质平衡法动态预测时忽略地层的非均质性以及由此造成的储层各处地层压力以及流动阻力的不同．利用新的数学模型研究陕甘宁盆地中部气田南、北区在不同井网和开发指标下的生产动态，说明对于低渗透气田，在满足一定稳产年限和总产量水平的条件下，利用非均衡开采方式，充分发挥高产区的井采低产区的气的作用，可减少打井井数，节约钻井费用，提高经济效益．

耐高温改性酚醛树脂复合堵剂体系的研制及性能评价

研制了耐高温改性酚醛树脂复合堵剂体系,并对其性能进行了评价。确定了可满足现场油田污水配制要求的复合堵剂体系最佳配方:3 000 mg/L HPAM+4.5%改性酚醛树脂+0.08%膨润土。性能评价结果表明,复合堵剂体系的耐温抗盐性能良好,可用于200℃的稠油热采井的调剖堵水作业;封堵性能良好,封堵率高达98.6%,80℃放置20 d进行后续水驱,封堵率变化不大,稳定性好。

基于IA-SVM模型的热采井套管寿命预测

为解决稠油开采过程中热采井套管因高温高压、泥沙磨损等原因导致变形、破损以及泄漏的问题,提出一种基于免疫算法(IA)优化支持向量机(SVM)的套管寿命预测模型。首先,应用免疫算法得到影响支持向量机预测精度的三个参数的精确值;其次,将5个影响套管寿命的因素作为支持向量机的输入变量,套管寿命作为目标输出,建立寿命预测模型;最后以辽河油田运行的套管为例,验证模型预测热采井套管寿命的效果。结果表明,该模型能够很好地预测热采井套管的寿命,误差小、吻合度高,为套管的维护和维修提供了参考依据。

稠油热采储层高温选择性堵剂的研究与应用

针对鲁胜公司林樊家油田、尚店油田稠油热采区块随着吞吐轮次的增加,采出程度不断提高,汽窜及水窜通道逐渐形成,造成蒸汽热利用率大幅度降低,致使油井见油前排水期长、排水量变大、综合含水升高、热采效率低、周期效益变差等问题,研制了低成本高温选择性封窜堵水剂,对其高温后强度、稳定性、选择性等主要性能进行实验研究,并在稠油热采井进行现场应用。现场试验5井次,结果表明,与常规高温堵剂相比,单井平均节约费用约5万元,排水期平均单井缩短7 d,见油前排水量大幅度缩减,单井日油水平增加1.5 t/d。现场水窜、汽窜渗透层封堵率高,在提高区块整体产能的同时降低了封堵成本,具有较强的推广应用价值。

稠油热采高含水水平井水淹动态和水淹模式

目前稠油油藏开发普遍采用热采方式，热采水平井在提高稠油油藏产量方面发挥着重要作用，但水平井高含水问题也日益突出，成为影响热采水平井开发效果的主要问题。以某稠油油田某区块高含水水平井为例，根据其生产动态数据和蒸汽吞吐开发过程中遇到的主要问题，分析了水平井水淹动态变化规律，提出了高含水期热采水平井的4种水淹模式，即边水内侵水淹、钻遇水层水淹、同层汽窜水淹和层间汽窜水淹。该认识成果对水平井新井设计、完井方式选择、后期水平井治理提供了参考依据。

稠油油藏蒸汽吞吐加热半径及产能预测新模型

蒸汽吞吐加热半径的确定是产能评价和动态预测的基础。常规加热半径计算方法均假设加热区为等温区,且等于蒸汽温度,而实际上加热区内地层温度是由蒸汽温度逐渐降低到原始地层温度。针对加热区内地层温度为非等温分布的这一实际情况,通过引入热水区前沿温度,构建了地层温度非等温分布模型,并在此基础上根据Marx-Langenheim加热理论建立了蒸汽吞吐加热半径计算模型和产能预测模型。利用所建立的模型对加热半径和产能进行计算的结果表明,Marx-Langenheim加热半径计算公式是该加热半径计算模型的一种特殊情况,新加热半径计算模型更具普适性;同时,产能预测模型计算结果与数值模拟计算结果基本一致,从而验证了模型的正确性。

稠油油藏热采动态监测技术

稠油热采动态监测技术能提供热采过程中的各种动态参数 ,监测注汽质量 ,以确定下一步工艺措施或进行热采方案调整。该技术是利用各种专用解释软件 ,将井下仪器所测得的原始资料进行转换 ,直观地显示温度、压力、流量、干度、热损失、吸汽量等参数 ,定性、定量地了解各油层的吸气状况 ,判断注汽效果。辽河油田热采动态监测已形成配套技术 ,在稠油生产中发挥了重要作用 ,现已在现场应用 6 0 0多井次 ,均取得了合格资料 。

海上热采井高效注汽及监测工艺研究与应用

渤海油田采用现有热采注汽管柱注汽时井底蒸汽干度低,达不到方案设计要求,同时注汽管柱自身无长效测试功能。为进一步提升海上油田注汽工艺管柱性能,开展了高效注汽及监测工艺管柱研究。通过模拟计算,明确了影响注汽管柱隔热效果的影响因素,研制了气凝胶隔热管+隔热接箍组合管柱,提升了注汽效果;以高温光纤测试技术为基础,结合海上热采井特点和测试需求,优化设计了长效测试工艺。现场试验表明,高温光纤测试工艺首次成功实现了海上热采井全井筒长效测试,可满足海上热采井长效测试技术需求;通过高温监测数据进行拟合计算,应用高效注汽工艺后,井底干度可达0. 50以上,注汽效果大幅提升。配套形成的高效注汽及监测工艺管柱将进一步提高海上稠油规模化热采开发效果。