复合光纤温压监测系统在深层稠油火烧吞吐中的应用

鲁克沁油田东区属于深层超稠油油藏,目前无成熟有效动用技术,结合国内外稠油开发实践及室内研究结论,认为火烧吞吐技术有望实现该类油层的有效动用。鲁克沁深层超稠油火烧吞吐技术要求点火、注气、焖井及回采阶段全程实时监测全井段温度及井底压力,为点火阶段控火技术提供依据,同时为判断油层点火成功与否及深入研究提供数据支撑。文章研制的分布式复合光纤温压一体化监测系统,在英试3井火烧吞吐先导试验中成功应用,详细记录了点火、注气及回采阶段井筒沿程温度分布,解决2200 m井深,耐压47 MPa,耐温1200℃的火烧吞吐技术温压监测的难题,为鲁克沁深层稠油火烧吞吐开发提供了重要的技术支撑。     

英2井深层稠油油藏注气吞吐降黏实验

针对吐哈油田英2井侏罗系七克台组深层稠油油藏的地质特征和在开发过程中存在的问题,通过对天然气、氮气、二氧化碳等3种气体进行注气吞吐降黏实验研究,评价3种气体的降黏效果及混溶稠油的PVT性质变化规律,优选出最佳的注入气源。实验及研究结果表明,3种注入气源均具有一定的降黏效果,其中二氧化碳的降黏效果最好。同时,指出气体的溶解降黏、弹性驱动及携带、超临界萃取等作用是提高深层稠油油藏原油采收率的最主要机理。     

河南油田超稠油油藏热化学辅助蒸汽吞吐技术研究

超稠油油藏开发是世界性难题,河南油田利用热化学辅助蒸汽吞吐技术成功实现了超稠油油藏的高效开发。分析了氮气和降黏剂改善蒸汽吞吐效果的机理,通过室内实验方法评价优选降黏剂,应用数值模拟方法进行了注汽强度、氮气注入量、降黏剂注入量等因素对开发效果影响的研究。该技术在河南油田超稠油油藏开发中得到了广泛应用,平均单井周期产油量提高117 t,含水率降低8%,油汽比提高0.12,取得了良好的开发效果,具有一定的借鉴意义。     

超稠油水平井CO2与降黏剂辅助蒸汽吞吐技术

为了改善超稠油油藏蒸汽吞吐开采效果,通过室内驱油实验研究水平井CO2与降黏剂辅助蒸汽驱驱油效率,利用数值模拟方法研究水平井CO2与降黏剂辅助蒸汽吞吐的降黏机理。研究表明：CO2与降黏剂辅助蒸汽驱驱油效率(80.8%)明显高于常规蒸汽驱驱油效率(65.4%);水平井CO2与降黏剂辅助蒸汽吞吐技术实现了降黏剂、CO2与蒸汽协同降黏作用的滚动接替,从而有效降低了注汽压力,扩大了蒸汽波及范围即扩大了降黏区域,提高了产油速度。根据温度分布和降黏机理的不同可将降黏区分成4个复合降黏区,即蒸汽复合降黏区、热水复合降黏区、低温水复合降黏区和CO2-降黏剂复合降黏区。矿场应用表明,水平井CO2与降黏剂辅助蒸汽吞吐技术在深部薄层超稠油油藏、深部厚层超稠油油藏和浅部薄层超稠油油藏开发过程中取得了显著的降黏增油效果。图6表5参15     

火烧油层技术在胜利油田的应用

针对胜利油田稠油油藏类型复杂、油层性质差异大、多数区块已进入多轮次蒸汽吞吐后期、开采难度增大的特点,开展了火烧油层技术试验,详细介绍了该技术在J10-13-5井和CN95-2井的试验情况,并对试验效果作了分析.现场试验表明,火烧油层技术在低渗透稠油井和蒸汽吞吐过的稠油井上应用效果较好.胜利油田火烧油层技术在点火工艺、室内物理模拟、动态监测、注气工艺等方面取得了突破,为该技术的进一步推广应用奠定了基础.     

减氧空气吞吐技术在鲁克沁深层稠油油藏的应用

鲁克沁三叠系深层稠油油藏经过多年的注水开发,出现了含水率上升快、水驱效率低、采出程度低等问题。为了解决水驱矛盾,提高单井产量,提出了减氧空气吞吐的方案。通过室内物理模拟实验和数值模拟研究,分析了减氧空气吞吐的机理,优化了注入参数。基于理论研究结果,在鲁克沁三叠系深层稠油油藏开展了减氧空气吞吐矿场试验,结果表明：减氧空气吞吐降水增油的机理是稠油注减氧空气后存在拟泡点,形成泡沫油流分散降黏,同时封堵水流优势通道,扩大波及体积。注气量、注气速度和焖井时间对减氧空气吞吐效果影响较大,建议单井注气量40×10⁴ m³,注气速度4×10⁴ m³/d,焖井时间8~10 d。鲁克沁三叠系深层稠油油藏共实施减氧空气吞吐400余井次,有效率82%,单井平均初期日增油量4.5 t,综合含水率下降42%,有效期达168 d,有效期内单井增油量480.0 t。因此,减氧空气吞吐是深层稠油的一种有效降水增油技术,对同类型油藏注水开发后提高采收率具有重要的借鉴意义。     

高升油田火烧油层过程控制技术研究

高升油田为典型的中深厚层块状普通稠油油藏,针对其进入蒸汽吞吐开发末期开发效果差的情况,先后在高3618块和高3块开展火烧油层现场试验,并逐步扩大至目前39个井组规模.火烧油层现场实施过程中,严格把握点火注气、动态分析、跟踪调控、动态监测等关键环节,并不断改进完善,实现了火烧井全部一次点火成功,典型井组处于高温氧化燃烧状态,日产油上升2.8倍.火烧油层过程控制技术可为其他同类型油藏开发提供借鉴.     

吐玉克油田深层稠油天然气吞吐技术研究与应用

吐玉克油田深层稠油油藏构造复杂,储层物性差,单井产量低,以常规的开采方式和井筒工艺无法实现经济有效开发。通过对吐玉克油田深层稠油进行天然气溶解与降黏室内实验,以及利用GEM进行天然气吞吐开采方式的数值模拟与相平衡研究,最终优化了吞吐参数。对3口井进行了天然气吞吐现场试验,结果表明:通过采用天然气吞吐技术,吐玉克油田深层稠油单井产量提高了2～7倍。     

浅薄层特超稠油油藏冷热交替开采技术研究

针对浅薄层特超稠油油藏蒸汽吞吐开发初期面临的油层厚度薄、原油黏度高、蒸汽热损失大、吞吐有效期短等问题，提出了冷热交替大周期吞吐开发模式，有效改善开发效果。为此开展了浅薄层特超稠油油藏冷热交替开采三维物理模拟研究，结果表明：受顶底盖层热损失影响，蒸汽吞吐温度下降迅速，峰值产量较高，但单周期生产时间较短，约100 min；降黏吞吐可以降低吞吐井附近含油饱和度，提高产油速度，降低含水率，延长吞吐周期50 min 以上；提高温度可以增强降黏剂的降黏效果，第二周期开始冷热交替改善效果优于第一周期，其生产时间延长60 min，含水率降低45%，周期采出程度提高1.7%。利用数值模拟方法优化了冷热交替的注入参数，建立了该技术的政策界限：最佳转冷热交替的时机为2～3 周期，注入强度为0.02 t/m；适用的油层厚度小于8 m，原油黏度小于200 000 mPa?s，含油饱和度大于0.6，渗透率大于1 000 mD。     

鲁克沁深层稠油油藏天然气吞吐开发机理

针对鲁克沁深层稠油油藏埋深、油质稠特点,提出了天然气吞吐开发的方案,通过室内物理模拟实验研究,认为天然气吞吐开发除了常规的溶解降粘外,最重要的机理是稠油注气后存在拟泡点,从而形成泡沫油分散降粘。天然气吞吐过程中,从注气井井底到地层远端,地层依次分为过饱和区、饱和区及欠饱和区,并以此为基础开展了矿场试验,取得了良好效果。     

深层稠油油藏天然气吞吐优化方案设计

随着天然气源的大量发现与注天然气提高采收率技术的不断完善,注天然气开发稠油油藏已成为提高稠油采收率的重要技术手段。针对某油田深层稠油油藏的地质及开发特点,在室内实验和相态拟合的基础上,建立了油藏数值模拟模型。利用历史拟合调整后的组分模型对注天然气吞吐提高深层稠油采收率方案参数进行了优化。根据参数优化方案,使注天然气吞吐开发深层稠油油藏取得了较好的增油降水效果。     

油砂SAGD开发后期转火驱数值模拟

当蒸汽辅助重力泄油(SAGD)开发进入平台期末时,日产油量降低,汽油比急剧升高,在蒸汽腔发育的楔形区域存在大量剩余油,造成热量的损失,并降低了开发的经济性。文中提出了SAGD开发后期转火驱的接替方式,基于加拿大某油砂区块储层、流体特征建立数值模拟机理模型,将蒸汽腔波及至油层顶部边缘位置时作为转火驱的开发时机,利用在SAGD井两侧添加的垂直注气井排与原水平生产井分别作为火驱开发的注、采井,对转驱开发进行油藏数值模拟研究。结果表明:转驱开发分为4个阶段,即气驱次生水期、火驱见效期、火驱稳产期以及产量递减期;转驱采出程度达到20.9%,平均空气油比仅为788 m~3/m~3,最终采收率达到82.1%。该研究对于油砂高效开发具有积极的推动作用。     

大张坨凝析气藏循环注气开发方案研究

大张坨凝析气藏位于大港油田板桥凝析油气田板中断块西部,１９７５ 年发现。为获得该凝析气藏的高采收率,进行了多年的开发方案综合研究论证。首先从地质特征、气藏测试、流体相态３ 个方面评价了大张坨凝析气藏,确定了循环注气开发所具备的基本地质条件和流体条件,应用多组分数值模拟技术,对合理井网、井距、注气开发方式和注入介质、循环注气速度和时间等进行全面研究,通过开发指标和经济指标综合优化,确定了二注三采循环注气、部分保持压力开发高凝析油含量气藏的开发方案。１９９５ 年现场实施方案,各项开发指标达到或基本达到方案预测,近４ 年来开发效果十分明显,证明方案的科学性和适用性,同时也证实：对于均质层状砂岩储集层、高凝析油含量、高反凝析液量的饱和凝析气藏,采用注气保持压力开发是一种高效的开发手段。大张坨凝析气藏的成功开发,将为国内凝析气藏的循环注气开发提供许多可借鉴的经验。图４ 表１（ 崔立宏摘）     

牙哈凝析气藏二次注气抑制反凝析机理及相态特征

为解决凝析气藏天然气回注率不足,地层压力低于露点压力而出现的反凝析损失等问题,以塔里木盆地牙哈凝析气藏反凝析损失监测井地层流体取样器(MDT)取样为基础,运用高温高压PVT相态实验测试和模拟技术,建立了牙哈凝析气藏二次循环注气抑制反凝析损失机理的相态特征研究方法,对提高牙哈凝析气藏凝析油采出程度的可行性和有效性做出了评价。通过目前地层压力下反凝析油和剩余凝析气体系的实验室再现,分别测定了其色谱组成、相态特征和p-丁相态图;分别针对反凝析油和地层剩余凝析气,开展了注气增溶膨胀实验、多次接触抽提实验和注气抽提实验,对地层剩余平衡凝析气还开展了加注干气传质扩散过程非平衡相态行为实验;分析了二次循环注气抑制反凝析损失、降低其反凝析油饱和度、使凝析油产生相态反转的相行为机理;给出了二次循环注气开发时应尽量使其注气压力高于露点压力的建议,当注入0.82 PV时,凝析油累积采出程度将提高13.55%。该研究成果为牙哈凝析气藏的增产提供了重要技术支撑。     

气顶边水窄油环油藏开采中后期开发方式

具大气顶、窄油环、强边水特征的锦州X砂岩油藏,进入开发中—后期后,面临着地层压力下降快、气窜严重、挖潜难度大等难题,亟待优化其开发方式.以几何相似、物性相似和生产动态相似为原则,对锦州X油藏进行剖面模型化,通过可视化二维物理模拟实验,验证了屏障注水方案的可行性.在此基础上,结合数值模拟,推荐水平井平行井网屏障注水方案并...     

靖安油田特低渗透油藏矿场注气试验研究

通过室内实验，油藏数值模拟及油藏工程研究，确定了靖安油田长6油藏注干气开发合理的井网形式、井距、射孔位置、注气方式、注气速率等，根据1998年3月开始实施的现场注气试验结果，分析特低渗透油藏注气开发的适应性和可行性，以及影响注气开发效果的因素，提出油田早期注气开发的合理技术政策界限及实施方案的调整意见。     

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水气交替注入（ＷＡＧ）是两种传统采油方法的综合,是二次采油和三次采油中颇具潜力的一种方法。由于高粘度的水趋向于在高渗层形成屏蔽,而使气体进入油气藏基岩层或低渗层,提高了气体的驱扫效率。通过层状二维剖面模型的模拟研究,证明了在层状凝析气藏中水气交替注入的采收率比循环注气的采收率高,根据全组分模拟器模拟结果可知：水气比、不同的注入采塞、渗透率和残余气饱和度对凝析渍打收率的影响非常明显;崦注入次序、注入     

稠油油藏蒸汽吞吐后转注CO2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.     

多层砂砾岩油藏注烟道气提高采收率技术

通过在水驱多层砂砾岩油藏中注入火驱烟道气,可实现老油田提高采收率及节能环保的双目标。并联长岩心室内驱油实验结果表明,水驱后注烟道气可有效提高油藏采收率,通过气水交替注入控制气体流度能得到更好的开发效果。在室内实验的基础上,针对A油藏开展了现场试注,进一步评估注气的可行性。根据试注动态分析及数值模拟,认为注烟道气能起到明显增油效果,但多层砂砾岩油藏连续注气方式下注入气易沿高渗、薄层窜流,导致气体早期突破。油藏规模注烟道气的注采参数优化结果表明,采取分层注烟道气、水气交替注入、水气比1∶1、交替周期7 d的效果最好。目前,A油藏投注了1个分层注气井组,取得较好的增油效果。该研究成果可以为同类油藏开发提供一定借鉴。     

任丘雾迷山组油藏目前开采方式调整的数值模拟研究

华北油田任丘雾迷山组油藏是我国已发现的最大的裂缝性潜山油藏，经过２１年的开发，已进入开发后期。１９９４年以来，该油藏实行了全面停注降压开采，获得较好的开发效果。由于该油藏目前压降已接近允许的压降界限值，需要对下一步开采方式进行调整。应用数值模拟方法，对该油藏８种继续降压而产液量不同方案和４种恢复注水保持不同压力水平方案、６种周期注水方案的开采效果进行了模拟研究和预测、对比。根据模拟结果认为，在油藏压降未达到极限压降值之前，继续降压开采仍可发挥油藏弹性能量，但提液或降液开采都会使开发效果变差；在压降达到极限压降值时，应补充注水保持较低压力水平开采，压力水平越低效果越好，但同样不宜提液或降液开采；对于综合含水已达８７．９％的该油藏而言，周期注水方式开采提高采收率的效果不明显。图３参１（郭海莉摘