水平井蒸汽驱影响因素及作用机理

胜利油田部分稠油油藏单元已进入水平井蒸汽驱开采阶段,但水平井蒸汽驱驱油机理尚未十分明确。通过建立水平井蒸汽驱高温高压二维比例物理模型,系统研究了稠油油藏驱油机理及注采参数对水平井蒸汽驱的影响。结果表明:水平井蒸汽驱驱油机理为"驱替为主,泄油为辅";油层压力、蒸汽干度和注汽强度是影响水平井蒸汽驱的3大要素,油层压力越低、井底蒸汽干度越高、注汽强度适中,水平井蒸汽驱蒸汽腔发育就更加充分,汽驱驱替效果最佳。     

稠油蒸汽驱阶段最佳采注比和最佳注汽速度确定方法的探讨

利用辽河油区稠油蒸汽驱数值模拟结果,总结出蒸汽驱阶段油汽比和采出程度随采注比的变化规律,并给出了满足经济界限前提下的最佳注汽速度和最佳采注比的确定方法,可供现场应用参考。     

稠油热采开发中后期提高注入蒸汽效果的探讨

稠油油田热采进入中后期开发 ,吞吐周期高 ,地层压力保持水平低 ,地下存水多 ,导致注蒸汽开采时油汽比低 ,采注比低 ,吞吐转汽驱后达不到经济油汽比 ,进一步提高采收率困难。为此 ,提出了进一步提高稠油热采采收率、蒸汽热能利用率和稠油开发综合效益的新型高效蒸汽增效技术。通过扩大蒸汽波及体积和提高蒸汽驱油效率来提高采收率 ,通过提高油汽比和采注比来提高蒸汽热能利用率 ,而且一周期实施 ,多周期受效 ,特别适应高周期吞吐的油藏。     

水平井蒸汽驱开采稠油数值模拟研究

方法利用数值模拟方法,研究了水平井蒸汽驱过程中注汽速度、蒸汽干度及水平注采井距对蒸汽驱效果的影响。目的提高水平井蒸汽驱开采稠油的开发效果。结果注汽速度越高,相同时间内采出程度越大;注汽速度对累积油汽比的影响在不同时期有不同的规律;根据模拟结果,计算了不同注汽速度下净产油量的净现值,确定出开发期内的最佳注汽速度,本油藏模拟期内的最佳注汽速度为１２７ｍ３／ｄ;蒸汽干度对蒸汽驱效果的影响受注汽速度制约,注汽速度较低时,蒸汽干度越高,开发效果越好,但注汽速度较高时,蒸汽干度过高,反而使开发效果变差;注采井距对蒸汽驱效果,特别是蒸汽突破时间影响显著,注采井距应大于水平段长度。结论水平井蒸汽驱开采稠油主要受注汽速度、蒸汽干度和注采井距的影响,只有合理选择上述参数,才能取得较好的开发效果     

稠油热采开发中后期提高注入蒸汽效果的探讨

稠油油田热采进入中后期开发，吞吐周期高，地层压力保持水平低，地下存水多，导致注蒸汽开采时油汽比低，采注比低，吞吐转汽驱后达不到经济油汽比，进一步提高采收率困难。为此，提出了进一步提高稠油热采采收率、蒸汽热能利用率和稠油开发综合效益的新型高效蒸汽增效技术。通过扩大蒸汽波及体积和提高蒸汽驱油效率来提高采收率，通过提高油汽比和采注比来提高蒸汽热能利用率，而且一周期实施，多周期受效，特别适应高周期吞吐的油藏。     

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。     

薄层稠油水平井蒸汽驱优化设计

辽河油田w块为深层薄层状特超稠油油藏．2005年采用水平井蒸汽吞吐整体开发,目前处于蒸汽吞吐开发中后期,水平井吞吐效果变差,周期产油量低,油汽比低,急需转换开发方式,前期研究表明该块转水平井蒸汽驱可行．文中根据W块油藏埋藏深、油层薄、原油黏度高的特点。建立了三维数值模型,对汽驱开发井网、注汽层段、注采参数等水平井蒸汽驱关键参数进行了优化设计。结果表明,采用75m井距水平井注采井网、注汽水平井水平段长度为采油水平井的2／3、油层下部1／3处高干度注汽的汽驱方案能够获得较高的油藏采收率。     

注蒸汽与注水相结合

近年来,苏联采用了注蒸汽后利用注冷水(未加热的水)相结合的工艺。苏联认为,采用这项工艺可以降低蒸汽一油比,提高原油采收率,从而提高蒸汽驱的经济效益。据苏联一些专家分析,苏联一些油田的汽一油比要比资本主义国家蒸汽驱油田的汽一油比低,原因就在于采用了比较完善的注蒸汽与注水相结合的工艺,合理有效地利用了注入油层内的热量。例如苏联哈纳萨内(Хорасанн)油田试验区共包括4口注汽井,23口采油井,于1969年开始注蒸汽,至1976年停止注汽,7年内共注汽44.3万吨,相当于试验区孔隙体积的24%。每采出一吨原油的累积蒸汽耗量是12.8吨/吨。注蒸汽结束     

基于改进粒子群算法的蒸汽驱注采方案优化

针对蒸汽驱注采方案优化问题,以累积油汽比为优化目标,建立了以注汽速率、蒸汽干度和注汽压力等为约束条件的蒸汽驱注采方案优化数学模型,采用改进粒子群算法对该模型进行了求解,并优化了蒸汽驱的主要注采参数。改进粒子群算法以进化停滞步数为依据,对个体历史最优值和邻域内粒子的最优值实施随机扰动,并且只接受使个体适应度增加的随机扰动操作,使记忆中的最优粒子跳出局部最优解,保证了种群的多样性,提高了算法的精度和稳定性。实例计算证明,该优化模型计算结果准确,优化算法有效。通过该优化方法可快捷准确地进行蒸汽驱动态优化和方案调整,以便于指导蒸汽驱高效运行。     

蒸汽驱井压力高影响因素分析及整改措施

蒸汽驱现场试验时间延长、地层注汽压力增高,导致蒸汽驱蒸汽干度降低,严重影响蒸汽驱的现场试验地质效果。从试驱、井区、地层以及地质特点入手,分析了导致蒸汽驱压力增高的几个影响因素,包括地层泥质含量、储层性质、注汽时间等,并对此提出对地层预处理、注汽前补射孔、试挤、解堵等整改措施。经现场应用,降低了注汽压力,取得了较好地质效果,对大庆其它热采技术开发稀油区块具有较好的指导作用。     

石油磺酸盐复合体系在稠油热采领域的应用研究

胜利油田稠油热采主要采用蒸汽吞吐的方式。其中新开发稠油区块注汽压力高、注汽干度低和老区多轮次吞吐后采收率低、油汽比低是影响热采效果的主要因素。油水之间的高界面张力导致蒸汽驱替效率低是多轮次吞吐后开发效果变差的主要原因之一。针对以上问题开展石油磺酸盐复合体系提高稠油开发效果室内研究,对石油磺酸盐复合体系配方进行优化研究,通过高温岩心驱替实验研究磺酸盐复合体系降低注汽压力的能力,研究石 油磺酸盐复合体系提高注入蒸汽驱替效率和岩心采收率的能力,研究不同注入方式对提高采收率的影响,研究结果表明石油磺酸盐体系可有效降低蒸汽注入压力,提高驱替效率和岩心采收率。2004年在胜利油田单家寺油田、孤岛油田、孤东油田现场应用12井次,单井降低注汽压力0．5～2．6MPa,周期采油量增加190～480t,截至2004年底已累计增油4600t。     

振荡式注汽速度对蒸汽驱开发效果的影响

针对蒸汽驱恒定式注汽速度驱油效果差的现状,提出了整个蒸汽驱过程中采用振荡式注汽速度的驱油方式,具体分为振幅变化恒定的振荡式注汽速度和振幅变化随机的振荡式注汽速度两种情况开展研究。为了确定每个振荡周期最优的注汽速度,依据质量守恒和能量守恒原理,以蒸汽驱累积油汽比为评价目标,建立注汽速度评价模型,并且引入粒子群优化算法,优选出每个周期最优的振荡式注汽速度。为了评价振荡式注汽速度对蒸汽驱开采效果的影响,以辽河油田齐40块为例进行了试算。结果表明,振荡式注汽速度优于恒定式注汽速度,可提高累积油汽比23.50%。振幅变化随机的振荡式注汽速度优于振幅变化恒定的振荡式注汽速度,可提高累积油汽比8.98%。     

大庆油田注汽开采地面集输现状及技术探讨

为了保证油田持续稳产,实现动用难采储量、剩余油挖潜和开采浅层稠油,大庆油田逐步推进了蒸汽吞吐、蒸汽驱热力开采方式,已成功应用蒸汽吞吐开采一般稠油,并开展了蒸汽驱开发稀油的工业性试验。针对注汽开发地面集输现状,分析了注汽开采存在的问题,探讨了技术发展路线。     

小洼油田洼38断块试验区蒸汽驱参数优化

小洼油田洼38断块试验区经历12a的蒸汽吞吐开发后,已进入蒸汽驱试验阶段,在目前注采条件下,出现油层压力水平较低、油井产油量小、油汽比低等矛盾.在分析洼38断块东三段油层蒸汽驱先导性试验效果的基础上,利用数值模拟方法优化主要注采参数,最大限度地改善其蒸汽驱开发效果.结果表明,注汽速度以100～120t/d为宜;采注比为1.2～1.3,井底蒸汽干度要求在50%以上;合理的注汽压力为7MPa左右,不宜超过9MPa,油井合理井底流压应为1MPa左右.与目前注采参数生产效果相比,应用优化的注采参数进行蒸汽驱生产20a,采出程度将增加5.46%,累积增油量为3.6×104t,能取得较好的开发效果.     

葡北油田稀油油藏注蒸汽过程中采出水性质变化特征研究

研究了葡北油田稀油油藏蒸汽驱过程中采出水性质的变化特征,了解稀油油藏蒸汽驱过程中采出水性质所呈现的规律,为评价稀油油藏蒸汽驱开发效果提供理论依据。注蒸汽初期,Cl-、Mg2 、Ca2 浓度急剧下降,该阶段是蒸汽驱的储备阶段,整个过程油井产量并不变化;随着注汽进程的推进,3种离子浓度大幅度上升,其中,Cl-浓度超过其初始值,Mg2 、Ca2 浓度接近初始值;该阶段是蒸汽驱的见效阶段,主要表现为产油量上升、油层温度升高。     

稠油油藏蒸汽驱注采参数优化的正交数值试验

蒸汽驱注采参数包括注汽温度、干度、压力、速度、采注比和生产井井底流压等,蒸汽驱开采效果是注采参数综合作用的结果,其影响机理比较复杂。采用常规的单因素优化设计方法可研究各因素单独变化时如何影响蒸汽驱效果,但对于多参数问题存在明显的缺陷,而正交数值试验是解决多因素问题的有效方法。采用正交设计确定注采参数的位级取值,利用正交表得到少量的组合方案,对方案进行数值试验,综合考虑技术和经济因素,定义了蒸汽驱开采效果的评价指标。采用直观分析方法确定最优的参数组合,数值试验表明,正交数值试验法得到的注采参数组合可达到最优的蒸汽驱开采效果。利用方差分析法得到注采参数的显著性排序,从大到小依次为：生产井井底流压〉蒸汽干度〉采注比〉注汽速度〉注汽温度〉注汽压力。正交数值试验结果可为现场蒸汽驱注采参数的优化提供理论指导,具有实际意义。     

冷43块s1+2油藏蒸汽驱注采参数优化研究

针对目前冷43块s1+2油藏采出程度高、油层压力水平低、开发效果逐渐变差等实际情况,立足于蒸汽驱提高产能研究.应用数值模拟方法对该块蒸汽驱的注入速度、注汽强度、注采比等参数进行了优化.研究结果表明,利用合理的注汽参数进行蒸汽驱能够有效提高油藏的开发水平.     

浅薄层超稠油水平井蒸汽驱汽窜控制因素研究

针对排601北区水平井网转蒸汽驱后蒸汽突破导致油汽比低的现状,运用数值模拟方法,结合油藏动态分析手段,研究了全水平井井网蒸汽驱突破影响参数和汽窜通道形成控制因素,明确了水平井汽窜通道3种模式(侧峰型、双峰型、中间单峰型),制定了“立足高温、高液量、高含水”,“微汽窜采油、变速度注汽、间歇注汽试验、氮气泡沫调驱、井组封窜治理”等配套措施的调整方案。矿场试验表明：该调整方案有效改善了蒸汽驱试验井组蒸汽热利用率、蒸汽波及系数和驱油效率,调整前后月度油汽比由0.12增加至0.27,达到了全水平井井网蒸汽驱提质增效的目的,为该类油藏后续转蒸汽驱开发调控提供了技术支撑。     

辽河油田齐40块稠油蒸汽驱油汽比预测方法研究

油汽比是评价蒸汽驱过程的重要参数,油汽比越大,说明蒸汽驱的效果越好。研究蒸汽驱油汽比的预测模型及其影响因素对蒸汽驱开采具有重要意义。文中根据能量平衡的原理,将注入油层中的热量转换为蒸汽腔体积,而蒸汽腔的体积又和驱替的油量相关联,由此提出了适合辽河油田齐40块的蒸汽驱驱油速度计算模型,模型同时考虑了初始原油黏度、枯竭作用,以及油层连通系数的影响,并以此来预测蒸汽驱开采的瞬时油汽比,并分析了蒸汽驱油汽比的影响因素,包括注汽温度、注汽干度和蒸汽驱生产年限。最后,利用推导的公式对齐40块的典型井组进行计算发现,该公式对齐40块的适应性较强,符合程度较高。对类似稠油油田的蒸汽驱开采具有重要的借鉴意义。     

石油磺酸盐复配体系在胜利油田稠油热采中的应用研究

胜利油田稠油热采主要采用蒸汽吞吐的方式。其中新开发稠油区块注汽压力高、注汽干度低和老区多轮次吞吐后采收率低、油汽比低是影响热采效果的主要因素。油水之间的高界面张力导致蒸汽驱替效率低是多轮次吞吐后开发效果变差的主要原因之一。针对以上问题开展石油磺酸盐复配体系提高稠油开发效果室内研究。对石油磺酸盐复配体系配方进行优化研究。通过高温岩心驱替试验研究磺酸盐复配体系降低注汽压力的能力。研究石油磺酸盐复配体系提高注入蒸汽驱替效率和岩心采收率的能力。研究不同注入方式对提高采收率的影响。研究结果表明。石油磺酸盐体系可有效降低蒸汽注入压力。提高驱替效率和岩心采收率。2004年在胜利油田单家寺油田、孤岛油田、孤东油田现场应用12井次。单井降低注汔压力0．5～2.6MPa．周期采油量增加190～480t．截至2004年底已累计增油4600t。