用于稠油热采井的耐温凝胶堵剂研制与评价——以春光油田为例

针对河南春光油田稠油热采水平井水窜严重的问题,通过耐高温凝胶堵剂配方研究及性能评价,配套双封定位封堵工艺,实现了水平井不同水窜位置的有效封堵。所研制的耐高温凝胶堵剂,具有耐温耐盐性能好和封堵强度高的特点,耐盐1.00×10^(5)mg/L,耐温达到350℃,高温60 h后突破真空度仍保持在0.065 MPa以上,现场实施后有效延缓了稠油水平井水窜速度,改善了稠油热采水平井开发效果。

热采水平井出砂段套管变形及屈曲风险分析

针对储层出砂对热采井套管变形及稳定性影响的问题,开展了高温蒸汽对稠油储层岩石性质的影响试验;结合传热及热-固耦合理论,建立二维套管-水泥环-地层和三维套管屈曲模型,分析了注热过程中储层出砂对套管变形及屈曲的作用机理,并对比了不同出砂程度对套管变形和屈曲的影响规律。分析结果表明:储层出砂时,套管同时受热应力及周向非均匀地应力作用而产生内壁屈服,随着出砂区域增大,塑性变形逐渐增大;当出砂加剧导致地层亏空时,出砂段套管受储层岩石支撑作用减弱,注热形成的轴向热应力存在导致套管屈曲的风险;注入蒸汽温度为350℃条件下,地层亏空段小于3 m时套管没有屈曲风险;地层亏空段为4 m时,注热过程中套管轴向力达到临界屈曲载荷4 876.9 kN,对应临界屈曲温度为304.9℃,存在屈曲风险,且随着地层亏空段长度的增加,出砂段套管发生屈曲的临界载荷和对应温度均明显降低,屈曲风险加剧。研究结果可为热采井防砂设计及套管选型提供理论指导。

多轮次蒸汽吞吐水平井套管射孔参数优选方法研究

针对多轮次蒸汽吞吐水平井在确保套管安全寿命前提下,有利实现储层产能最大化释放的套管射孔参数优选问题,开展了射孔参数对产能影响和对套管安全性影响研究,建立了水平套管井表皮因子计算模型及产能预测模型。在此基础上提出了在满足储层产能最大化释放的射孔参数范围内,结合套管安全性校核结果优选射孔参数的方法。通过该方法设计的渤海某稠油油田的射孔参数可知,该井目前已完成超3轮次蒸汽吞吐过程,产能达到配产的同时,套管处于安全服役的状态。该方法可为多轮次蒸汽吞吐水平井套管射孔参数优选提供依据。

稠油油藏水平井热采吸汽能力模型

目前在利用水平井进行稠油注蒸汽热采时,都认为蒸汽在注入过程中是均匀扩散到地层中的,简单的利用Max-Langenheim公式计算加热区面积。通过对地层的吸汽能力进行研究,得出了稠油油藏水平井热采的吸汽能力模型,该模型不仅考虑了热传递的影响,还考虑了蒸汽内能和摩擦损失能量的影响,并利用该模型开发了一套稠油油藏水平井热采分析软件(HHTS)。用所开发的软件对辽河油田冷42块油藏进行了计算,为稠油热采和水平井热采参数设计提供了理论参考依据。实际研究表明,蒸汽在注入过程中并不是均匀扩散到地层中,而是呈现某种数学分布,注汽速度与油藏参数、地层的吸汽能力和蒸汽的物性参数有关,即蒸汽的注入压力和注入流量并不是相互独立的变量,两者之间存在着一种数学关系。

热采水平井变质量流与油藏渗流的耦合数值模拟

为真实反映水平井及近井地带的流体流动情况,需要将水平井井筒内的流动与在油藏中的渗流耦合进行油藏数值模拟。假设"微元段",引用"交错网格"和"等效渗透率"概念,建立了热采水平井井筒变质量流的等效渗流模型;在此基础上提出耦合井筒变质量流与油藏渗流的水平井产量公式,建立了井筒变质量流与油藏渗流耦合的数学模型。利用该模型进行热采水平井开采机理研究,认为:水平井井筒内的压降影响水平井生产动态,忽略压降将使计算的产油量和油汽比偏高;水平井所产油主要来自水平井筒的始端,在一定的油藏条件、水平井参数等情况下,每口水平井都有最优水平段长度。

孤岛油田特高含水期提高采收率技术措施及效果

孤岛油田进入特高含水期后,面临产量递减大、含水上升快和剩余油挖潜难度大等难题,通过应用化学驱和稠油热采技术,使油田采收率大幅度提高,形成了砂岩稠油油藏长期高效开发的技术系列。针对二类油藏油层发育差、原油粘度高的特点,通过深化储层认识、优化注聚合物参数、强化注聚合物全过程动态跟踪治理等措施,单元采收率提高了6%～12%,而且降水增油达到一类油藏效果。针对油水过渡带的稠油油藏,根据其井间剩余油富集、水驱效率低和水侵影响大的特点,实施井网加密、低效水驱转热采和水侵治理等技术,使采收率提高了13.8%。同时,发展了河道砂储层构型和空间剩余油描述技术,配套形成了水平井挖潜提高采收率技术,在后续水驱阶段又提高单元采收率3%～5%,使单元采收率达到55%～60%。

高压环境双水平井SAGD三维物理模拟实验

针对原始地层压力较高且难于在短期内降压的特稠油油藏,为了研究双水平井SAGD在高压环境下的开发效果,利用高温、高压三维物理模拟系统进行了SAGD物理模拟实验,并分析了在原始地层压力较高的特稠油油藏中进行SAGD生产的各项特征。研究结果表明:与低压环境下的SAGD生产过程相比,在高压环境下蒸汽腔发育过程虽然也分为3个阶段,但是蒸汽腔体积小,横向扩展范围有限;生产过程中没有出现稳产阶段,产油速率和油汽比在达到最大值以后迅速降低,大量原油在高含水和低油汽比阶段被产出;生产过程中热损失速率先缓慢、后迅速增加,最后保持稳定,与蒸汽腔发育的3个阶段相对应。根据实验研究结果可知,在高压环境下进行SAGD生产难以取得较为理想的开发效果,低压环境下SAGD开发的采收率远高于高压环境下SAGD的采收率。因此,高压环境下实施SAGD不能有效释放蒸汽潜热从而提高稠油油藏采收率,在能降低油藏压力的条件下,应首先利用适当工艺措施降低油藏平均压力,再实施SAGD开发。

水平井、氮气及降黏剂辅助蒸汽吞吐技术——以准噶尔盆地春风油田浅薄层超稠油为例

针对准噶尔盆地春风油田埋藏浅(400～570 m)、地层温度低(22～28℃)、储集层薄(2～6 m,平均3.5 m)、地下原油黏度高(50 000～90 000 mPa.s)但热敏性好、适合热采的特点,提出了综合水平井、降黏剂、氮气、蒸汽的复合开发稠油方式(HDNS),并在排601砂体北部实施了HDNS开发先导试验。结果表明:油套环空注氮气,可起到隔热作用;利用氮气膨胀性高的特点,补充地层能量;地层内氮气向上超覆,对地层有保温作用。HDNS各要素的综合作用显著提高了蒸汽波及体积、驱油效率和原油流动能力,降低了原油黏度。春风油田应用HDNS技术已经建成产能40×104t,采油速度3.0%,实现了低品位浅薄层超稠油的高速高效开发。

SAGD平行水平井和直井连通钻井技术

为了解决SAGD平行水平井在后期采油过程中遇到的采油泵下入困难、抽油杆磨损以及沉没度不够等问题,提出了SAGD平行水平井和直井连通的钻井试验方案,即下方的采油水平井与直井连通,利用直井采油,从而有利于简化有杆泵举升工艺。在试验中,采用了大尺寸套管段铣、连通井段扩孔、水平井与直井的连通以及井下砾石充填等技术,均获得圆满成功,为新疆油田浅层超稠油的有效开发提供了新的技术途径。

改善水平井吸汽剖面的计算模型

保证水平射孔段均匀吸汽,形成均衡合理的吸汽剖面,是水平井注蒸汽开采的关键技术之一。为此,根据沿注汽管柱长度方向流量分配均衡原则设计配注器+油管组合型注汽管柱,通过调节配注器的泄流孔密度,保证油套环空内各段的压力和流量相等,以达到均匀注汽的目的。建立了水平注汽管柱内汽、液两相流热动力学模型、配注器节流模型及储层吸汽模型,并将注汽段流量均匀分布作为目标函数,对注汽管柱的配注器数量、配注器泄流孔个数及布置形式等进行了数值仿真优化。该注汽管柱参数优化方法在胜利油田滨南采油厂进行了初步应用,达到了预期效果。

水平井高效开采Class 3天然气水合物研究

中国目前所发现的水合物藏缺乏下伏流动层,比较接近有上、下盖层的Class 3水合物,业内对其开采的经济性和能效比有质疑且相关研究成果鲜见。为此,采用HydrateResSim模拟水平井加热减压联合开采Class 3水合物,研究了其开采的能效比、气水比、采收率等参数。首先定义水合物开采所获得的天然气的热值和水合物开采过程输入物藏热量之比为水合物开采的能效比(EER),采用能效比对水合物开采过程进行评价;然后,设定开采井的温度为42℃,在0.2 p0(p0为水合物藏初始压力,1.383×107Pa)、0.5 p0、0.8 p03种压力条件下进行水平井加热减压联合开采模拟。结果发现:①开采前期能量消耗大,产水量多;②只有在0.2 p0、42℃条件下,气水比长期大于100,采收率在50%左右,同时,EER达到188;③而0.5 p0和0.8 p0条件下的开采指标较0.2 p0小很多。进一步分析0.2 p0、42℃条件下水合物开采过程中井内热流数据,得到加热只分解了5.28%的水合物,其他大量水合物由减压驱动力分解,因而能效比较高。结论认为:水平井加热减压联合的方法能够高效开采Class 3水合物。

薄浅层稠油油藏热采水平井合理井网形式研究

针对薄浅层稠油油藏,以某实际油藏为基础进行合理水平井井网形式研究。运用典型地质模型和数值模拟方法,对比分析水平井正对井网、水平井交错井网及直井水平井混合井网在不同井距排距、转驱时机及井网形式下的热采效果,优选合理井网形式。研究结果表明,该薄浅层稠油油藏热采开发合理井距排距为100 m;合理转驱时机为蒸汽吞吐8周期;应用水平井正对井网可以取得较好的开发效果。该研究对薄浅层稠油油藏热采开发井网形式的选择具有一定的理论和实际意义。

稠油热采单井蒸汽分配计量技术

针对注汽井的单井蒸汽流量分配计量问题,讨论了一种注汽井蒸汽分配计量方法和实施工艺。现场试验表明,各项技术指标达到了设计要求,该项技术的应用实现了1炉2井,或管网供汽的单井在线实时计量,为准确掌握每口井的注汽速度,了解和认识油藏,分析油藏的注采效果,提供了科学的依据。

稠油油藏水平井与直井组合布井方式数模式研究

通过水平井与直井组合布并热采数值模拟研究，提出了水平并与立并组合布并的原则，推荐了两套最佳实施井网．这两套并网与全直井井网相比，采收率提高３％～７％，油汽比提高０．０５～０．１５ｔ／ｔ．目前，两套井网已全面投产，并取得了良好的开采效果。

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。

沾18块Ng_下 1砂组稠油热采鱼骨状分支水平井优化研究

根据沾18块的地质条件建立了三维网格模型,采用CMG热采软件的STARS模块对沾18-支平1井的主支长度、分支数、分支角度、分支长度、纵向位置、注采参数等进行了优化研究,确定的最佳优化结果是:主支长度450m,分支数4个,分支夹角20°～30°,分支长度100～130m,纵向上位于油层中部,注汽强度7.5～10t/m,最大排液量100～120t/d。预测沾18-支平1井比常规水平井提高采收率2.6%。

热采水平井新型套管热力补偿器

现有热采水平井套管补偿器开启压力若设置过大,套管会因补偿器开启不及时而损坏,若开启压力设置过小,又易在完井过程中提前开启。为此,开发了SCYRB型热力补偿器。该补偿器采用温敏式材料来做补偿器的开启装置,常温时补偿器处于锁死状态,管柱在轴向无法伸缩;当温度达到设定值时,补偿器为开启状态释放管柱,使补偿器两端管柱处于可以自由伸长状态,通过补偿管柱轴向伸长量的方式达到降低应力集中、保护管柱的目的。目前,该补偿器已推广应用40～50套,工作正常,尚未发生完井管柱破损事故,成功率达到100%。

稠油油藏热采水平井均衡采油新方法

热采水平井技术在稠油油藏开发中已得到广泛应用,但由于储层的非均质性,导致水平段流量剖面不均匀,影响了稠油油藏热采水平井的开发效果。为此,提出了采用中心管变密度打孔以实现稠油油藏热采水平井均衡采油的新方法。通过对实际储层渗流压降、泄油孔节流压降、中心管管流压降进行耦合,建立了稠油油藏热采水平井均衡采油数学模型,确定了模型的求解方法,并结合实例进行了优化设计。结果表明,通过优化热采水平井中心管泄油孔密度分布,可有效调节水平段流量剖面,从而实现热采水平井的均衡采油,改善稠油油藏储量动用程度。

热采水平井注蒸汽过程中温度场扩展规律

水平井注蒸汽开采技术是稠油油藏开采的重要技术,因水平段长度大及油藏非均质性,会导致实际配汽效果较差等问题。使用Fluent软件模拟了不同注汽井结构下的油藏温度变化及油藏吸汽量,并设计搭建水平井配汽三维物模实验平台,分析了均质储层条件下使用不同管柱的油藏温度场变化。结果表明:均匀射孔管柱所得油藏温度和油藏分段吸汽量由注汽井跟端到趾端逐渐降低,而通过加密趾端射孔,油藏温度和分段吸汽量较为均匀。割缝管和均匀射孔管柱温度场发育主要集中在注汽井跟端,趾端发育缓慢甚至不发育,对趾端射孔加密,温度场基本平行于注汽井,均衡向前推进,配汽较为均匀,与数值模拟结果形成对应。