烟道气辅助蒸汽吞吐油藏适应性研究

稠油热采的开发效果不仅与热采方式有关,同时也与注入的热介质关系密切。利用油藏数值模拟方法对比了不同地层和注热参数条件下烟道气辅助蒸汽吞吐与纯蒸汽吞吐的开发效果,并对烟道气辅助蒸汽吞吐增产效果的影响因素进行了敏感性分析,总结出了烟道气与蒸汽混注吞吐的油藏条件。渤海某稠油油田矿场实践表明,烟道气辅助蒸汽吞吐可改善该油田稠油开发效果,其产能是常规开采产能的2～3倍。     

渤海稠油不同吞吐方式效果对比及优选

针对海上稠油热采方式优选问题,参考渤海Ａ 油田南区实际油藏数据建立典型模型,利用数值模拟技术,对比不同油藏的渗透率、Ｋｖ ／ Ｋｈ 值、韵律性、有效厚度、原油黏度和控制储量等油藏、流体参数条件下,蒸汽吞吐及多元热流体吞吐的开发效果。结果表明,原油黏度小于１ ０００ ｍＰａ·ｓ 时,对于有效厚度大于１０ ｍ,Ｋｖ ／ Ｋｈ 小于０􀆰 １,渗透率较高的正韵律储层更有利于多元热流体吞吐。首次总结出不同热采方式适宜的油藏流体参数技术界限,达到了快速筛选目标油藏吞吐方式的目的,为渤海稠油油田的开发提供借鉴,也为热采吞吐技术的推广应用提供指导。     

近临界蒸汽驱技术在低渗透油藏中的应用

针对大庆朝阳沟低渗透油田在注水开发过程中注采能力差等问题,应用室内实验、油藏工程分析及数值模拟手段,研究了低渗透油藏蒸汽驱提高采收率机理、不同注入介质的注采能力、裂缝系统对蒸汽驱波及效果的影响,以及适合该低渗透裂缝性油藏蒸汽驱的最优井网、井距及蒸汽驱注采参数.研究表明,与稠油蒸汽驱不同,低渗透油藏蒸汽驱过程中,注入蒸汽是一种近临界状态的高温、高压、高热焓、低比容、低干度的蒸汽,注入蒸汽显著降低了原油黏度、改变了岩石的润湿性、提高了原油蒸馏率、降低了启动压力梯度,大幅度提高了开发效果.目前该油田已开展了3个井组的注蒸汽矿场试验,开发效果显著.     

海上油田稠油热采井注采一体化工艺技术研究

渤海油田稠油资源丰富,多元热流体吞吐与蒸汽吞吐等热采技术试验效果较好,但需采用注采两趟管柱予以实现,导致热采开发成本较高。鉴于此,通过举升工艺优选、管柱设计、井下关键工具设计、专用井口装置设计及地面配套工艺优选等研究,形成了海上油田稠油热采井注采一体化工艺技术,实现了海上油田稠油注采一体化领域从0到1的突破。现场试验结果表明:该技术所用工具耐温性好,工作筒与机械式安全阀配合良好,打开灵活;工作筒下入顺利,内泵筒插入密封耐压20 MPa,符合技术要求。一体化工艺技术实施的总费用相比目前工艺降低幅度达60%,有助于实现海上稠油油田的规模化热采开发,经济效益与社会效益显著。     

海上深层块状特稠油SAGD开发参数优化研究

蒸汽辅助重力泄油(SAGD)是稠油油藏开发的有效技术,但由于实施过程中蒸汽热损失较严重,开发经济效益受到影响。为高效地开发这类油藏,模拟特稠油油藏D油田的地质特点制备长岩心,并采用油田实际原油开展了注入介质优选和注入参数优化驱替室内实验研究。结果表明,蒸汽中复合注入一定量的N_2+CO_2可有效改善开发效果,最优复合比例为1∶3。该研究为D油田开发决策提供了依据。     

海上热采井钻井液储层保护技术

渤海油田稠油资源丰富,热采是稠油开发的主要手段,为适应特殊热采开发环境,充分利用非常规稠油特点及高温注热工艺特性,降低成本,开展稠油热采井钻井液储层保护技术研究顺应形势需求。以渤海旅大5-2N稠油热采井为例,结合油藏独特的物理性质,分析潜在敏感性损害因素,通过强抑制剂优选、热降解性能评价、密度优化、封堵剂优化和储层保护性能评价,形成了适合稠油热采水平井的改进型钻开液体系。该体系抑制性强,与地层流体配伍性良好,高温条件下降解产物为黑色碳,岩心渗透率恢复值大于85%,具有良好的储层保护效果,同时可降低成本40%。      

海上深层稠油热采吞吐高效隔热措施研究

渤海A油田属于稠油油田，此油田的高效开发可以为渤海油田的规模化热采开发提供经验。衡量热采开发是否有效的一个关键指标是热量利用效率，而采取的隔热措施对热量利用效率影响很大。为了减少热量损失，必须进行相应的研究，有针对性地提出隔热措施。此文基于A油田ODP设计的实际井身结构，对隔热方式进行了初步优选，并对影响蒸汽干度的因素进行了分析，同时对加入隔热工具对蒸汽干度的影响进行了论证。结果表明，隔热套管+隔热油管+环空注氮+隔热接箍+隔热工具的组合方式，井筒热损失最小，井底蒸汽干度最大。此高效隔热措施对后续A油田热采井的注热工艺具有指导意义。     

渤海稠油蒸汽吞吐环空注氮隔热工艺优化

稠油热采关键在于使热量有效被地层吸收,为改进海上稠油蒸汽吞吐环空注氮工艺缺陷,如:热量浪费和污染储层,针对渤海稠油蒸汽吞吐环空注氮工艺进行了改进。在正式注热前,增加氮气反循环工艺,顶替出井筒内完井液,之后再进行常规注氮气隔热、注热蒸汽的方式进行热采开发,经过氮气反循环,完井液被顶替出井筒,不会进入地层,经数值模拟分析,热蒸汽与稠油间的氮气腔能够有效扩大蒸汽波及范围,提高蒸汽吞吐热效率,且随着蒸汽吞吐轮次增加,增产效果会累加。环空注氮工艺优化在渤海蒸汽吞吐开发中应用,热采井单井产能提高3%,该技术不改变现有完井管柱结构,无需额外投资,经济效益良好,为渤海热采开发提供了技术借鉴。     

海上稠油油田蒸汽吞吐产量确定新方法

针对目前蒸汽吞吐产量预测模型假设条件简单、普适性差等问题,一般采用测试法和类比法综合确定海上稠油油田蒸汽吞吐初期产量。由于目前海上油田通常只开展常规测试,无法直接获得热采开发初期产量。笔者提出海上稠油油田蒸汽吞吐初期产量确定新方法,建立蒸汽吞吐相对于常规开发的初期产量倍数预测模型,通过蒸汽吞吐产量倍数,将常规测试确定的产量转化为蒸汽吞吐产量。研究表明,蒸汽吞吐初期产量倍数主要受储集层渗透率、原油黏度、注入强度、蒸汽干度等因素影响,利用正交试验设计和多元回归等方法,建立海上稠油油田蒸汽吞吐初期产量倍数与油藏地质参数及注入参数之间的非线性预测模型,该模型经实际生产数据验证,预测误差小于5%,可靠性高,能够为海上稠油油田蒸汽吞吐初期产量的确定提供依据。     

渤海L油田稠油水平井蒸汽吞吐开发效果分析

L油田是渤海首个进行稠油蒸汽吞吐热采试验的先导区,对其开发效果准确评价关系着渤海稠油蒸汽吞吐开发技术的推广及应用。基于蒸汽吞吐井实际生产动态数据,对L油田蒸汽吞吐实际注入状况、井底流温、产量、含水及热采增油效果等方面进行分析。结果表明,蒸汽吞吐下泵生产后井底流温较高,高峰达103℃,之后大幅度降低,蒸汽吞吐井底流温提高幅度大于多元热流体吞吐;根据产油量变化,蒸汽吞吐可划分为四个阶段:放喷吐水、高产、快速递减和低产稳定阶段,产量递减符合指数递减规律,第一轮次月递减率为22.3%～28.6%;蒸汽吞吐井第1月平均日产油是冷采井的2.5～2.8倍,第1年平均日产油和累计产油是冷采井的1.7～2.2倍,平均2.0倍。蒸汽吞吐能显著提高渤海稠油开发效果。     

Evaluation of the coking resistance of catalysts of steam conversion of hydrocarbons

Translated from Khimiya i Tekhnologiya Topliv i Masel, No. 10, pp. 9–10, October, 1991.