稠油热采井注汽混合离散变量优化设计

为解决稠油油田开发初期注汽工艺设计问题，在满足油层注汽效果条件下，以注汽投资费用最低为目标函数，建立了稠油热采中井筒注汽优化模型，并用混合离散变量优化设计方法（MDOD算法）进行了求解。对蒸汽吞吐和蒸汽驱两种井筒注汽工艺进行了实例计算；结果表明：运用MDOD方法进行优化设计，可以节省大量的初始投资并降低运行成本，有利于节约能源，提高经济效益。     

稠油井注蒸汽管线及井筒热力计算

利用注蒸汽的方法开采稠油时,为了提高注蒸汽的效益,希望尽量减少注蒸汽管线及井筒中蒸汽的压力降和热损失。因此根据注入蒸汽的流量、压力和干度确定注汽井井底的蒸汽参数,或根据井底油层条件选择合理的注汽参数是一项重要工作。本文根据两相流动和传热的综合模型,考虑了蒸汽在注汽管线和井筒中的流动状态及井筒中的不稳定的传热过程,计算注蒸汽时地面管线及井筒中蒸汽的压力降、干度变化及热量损失,编制了计算程序,并有计算实例分析。计算中还考虑了井底油层静压对注汽压力的约束作用。并可根据油井条件,通过计算,选择合理的注汽参数。     

深层稠油超临界压力注汽管柱设计

深层稠油油藏埋藏深、注汽压力高、注汽井筒热损失大，同时由于直井中隔热油管的最大下深只有1400m，目前常用的注汽管柱对于埋深超过2000m的深层稠油油藏不能实现全井筒隔热注汽，这会使注汽井筒热损失更大。为了提高深层稠油注汽井井筒隔热效果，在分析了超临界压力奈件下深层稠油注汽井的井筒热损失的基础上，研究设计了分段组合式注汽管柱，实现了深层稠油全井筒隔热注汽，井筒热损失小于8％，达到了目前1000m井深油井的井筒隔热水平；设计的注汽配套工具保证了注汽工艺管柱的安全可靠。现场试验表明，深层稠油超临界压力注汽管柱隔热效果好，安全可靠，可以保证深层稠油的注汽质量，满足深层稠油的热采要求。     

稠油热采井注汽混合离散变量优化设计

为解决稠油油田开发初期注汽工艺设计问题,在满足油层注汽效果条件下,以注汽投资费用最低为目标函数,建立了稠油热采中井筒注汽优化模型,并用混合离散变量优化设计方法(MDOD算法)进行了求解。对蒸汽吞吐和蒸汽驱两种井筒注汽工艺进行了实例计算;结果表明:运用MDOD方法进行优化设计,可以节省大量的初始投资并降低运行成本,有利于节约能源,提高经济效益。     

深层稠油油藏超临界压力注汽开发技术研究

深层稠油油藏由于储层埋藏深、原油粘度高，油层有效吸汽所需的注汽压力往往高于常规注汽锅炉出口的额定压力，导致注气效果较差。为此，在对不同压力下饱和蒸汽焓、温度、潜热、比容以及超临界压力下蒸汽的比容、比焓等蒸汽热力学性质深入分析的基础上，对深层稠油油藏超临界压力注汽时的井筒热损失、储层受热半径进行了模拟计算，同时进一步预测了深层稠油超临界压力注汽开采效果。认为通过研制超临界压力锅炉、完善配套工艺、实施超临界压力注汽可以实现深层稠油乃至特、超稠油油藏的有效开发。     

注汽系统及其热能的综合利用

针对目前我国注汽干度普遍较低的情况，在注汽锅炉出口加装汽液分离器，把湿蒸汽中的饱和水尽可能多地从饱和蒸汽中分离出来，从而产生干度值较高的饱和蒸汽，同时，研究了汽液分离器分离出的饱和水的热能综合利用技术。经现场应用，证明工艺流程设计合理，自动化水平适中，为提高稠油采收率开辟了新途径。     

注蒸汽开发稠油油藏中的井筒热损失分析

注蒸汽开发稠油油藏过程中，为了预测沿井深和随时间变化的蒸汽温度分布、干度分布和蒸汽压力分布、套管和地层温度分布，以及焖井、开井生产过程中温度、压力的变化，首先必须建立注入过程中的井筒-地层温度分布模型。而这一模型建立的基础是井筒热损失的计算分析。文中应用热传递基本理论，通过井筒内能量守恒定理建立起注蒸汽井井筒热损失计算预测模型，重点分析了井筒总传热系数Uto和注汽速度对井筒热损失和井底蒸汽干度的影响，对注蒸汽开发稠油油藏有一定的指导作用。     

一种计算蒸汽吞吐阶段可采储量的统计方法

根据辽河油田蒸汽吞吐开发稠油的实际生产资料，通过数理统计分析，发现处于蒸汽吞吐阶段的稠油油藏，其积累注注汽量和累积产油量之比与累积注汽量的在直角坐标系，具有较好的线性关系，利用这一线性关系，以油藏的油汽比确定注汽量，可解决稠油蒸汽吞吐阶段的配产问题，又可根据蒸汽吞吐阶段的极限油汽比，计算该阶段的可采储量，通过实例测验表明：该方法在蒸汽吞吐两周期以上使用是行之有效的。     

SK-6型高效稠油降粘剂性能评价及现场应用

稠油、超稠油油藏进入多轮次吞吐后期普遍存在蒸汽驱替效率低、油汽比低、经济效益差的问题。部分区块由于注汽压力高而导致无法正常注汽。室内实验研究表明，伴蒸汽注入SK—6型高效稠油降粘剂可以明显地降低注汽压力，提高注汽周期的产量及油汽比，提高蒸汽的驱替效率。该项技术应用于单家寺油田取得了良好的经济效益，为提高该类油田的开发效果及经济效益提供了新的途径。     

单家寺油田稠油热采参数分析

单家寺油田稠油油藏边底水能量充足，蒸汽吞吐过程较复杂。为了提高注汽效果，通过对矿场注采参数的分析，提出了注采初期，锅炉要小排量，高干度送温，保证注汽质量；将井筒内水柱缓慢推入地层，再将注汽参数调到控制范围，可控制“汽窜”；使用注采一次管柱，能减少因起管柱造成的热损失，可充分利用注入的热能；当产率控制在每天45t左右时，可推迟见水时间，增加无水采油量；若井口出油温度降至60℃时，应掺稀油助产，其产液含水达50%时，应停掺稀油。由此，为延长生产周期，增加周期产油量找到了一种行之有效的工作制度及其良好的辅助吐产措施。     

春风油田浅层超稠油HDNS技术研究

针对准噶尔盆地西缘春风油田浅层超稠油油层薄、地层热损失严重的难题,提出了水平井、降黏剂、氮气、蒸汽强化热采方式（HDNS）。氮气降低岩石导热系数,降低薄层稠油油藏沿上部盖层的热量损失。地层内氮气向上超覆,起到地层保温作用。降黏剂有效降低原油黏度,大幅降低了地下原油屈服值和原油能够流动的临界温度,延长了生产周期,增加了周期产油量。配套了注采一体化管柱和水平井大斜度泵工艺。春风油田应用HDNS技术已经建成产能61．7×10^4t／a,采油速度大于3％。     

新疆稠油油藏复合吞吐技术研究与应用

针对新疆油田红003井区蒸汽吞吐开采效果较差的现状,引进了高效复合化学药剂配合氮气辅助蒸汽吞吐的复合吞吐开采技术。室内实验结果表明,氮气对原油黏度的影响很小,但可以增加地层的弹性能量;加入复合降黏剂可以使稠油在高温下转变为牛顿流体,启动压力消失。对注蒸汽+氮气+降黏剂复合吞吐的压力场、温度场和黏度场进行数值模拟,开采效果显著优于单纯注蒸汽方式,可以明显延长蒸汽吞吐生产周期。现场对12口井开展了稠油复合吞吐技术试验,增产效果明显,可为同类型稠油油藏的合理开发提供经验和借鉴。     

GCS-YR 油溶性降黏剂的研制与应用

河南油田稠油属于特、超稠油,采用蒸汽吞吐辅助注降黏剂技术可实现经济有效开采,但在开采初期,地层中含水较少,水溶性降黏剂对油包水型乳状原油难以起到降黏效果,为此,研制了耐高温油溶性降黏剂。利用正交实验方法进行了GCS-YR 油溶性降黏剂的配方实验,确定了基本配方为:3% 乙酸乙烯酯共聚物ZJ-3+2% 脂肪胺聚氧乙烯聚氧丙烯醚ZJ-4+1% 酯化改性聚醚ZJ-5+20% 四氢萘ZZJ-6+74% 溶剂油RJ-5,通过室内实验确定了最佳加药质量分数为3%。室内实验表明,该配方耐温350 ℃,对低含水原油降黏率可达80% 以上,并且与油田用AR 型集输破乳剂具有良好的配伍性。该降黏剂在井楼油田进行6 井次现场试验,平均单井产量提高41 t,平均油气比提高0.03。GCS-YR 型油溶性降黏剂适用于河南油田蒸汽吞吐后的稠油开采,可提高河南油田稠油油藏采收率。     

提高陈家庄南区薄层稠油油藏开采效果的技术及应用

胜利油田河口采油厂陈家庄薄层稠油油藏蒸汽吞吐开发中存在的主要问题有：热采防砂有效期短,层薄、净总比低,热损失严重。针对以上问题,采油厂进行了提高薄层稠油热采效果配套工艺技术研究,取得了显著效果。开展了薄层稠油热采防砂新工艺模式的研究及应用,有效延长了防砂有效期;开展了油溶性降黏剂＋CO2＋蒸汽的复合吞吐工艺的研究及应用,优化了CO2注入强度以及油溶性降黏剂的注入量和浓度,有效提高了蒸汽在薄层稠油油藏的波及体积,同时也有效补充了地层能量;开展了薄层稠油水平井配套技术的研究,优化了水平井注汽参数,研究应用了均匀注汽管柱,现场应用取得了显著效果。     

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。     

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。     

深层稠油油藏DCS技术研究及应用

针对深层稠油油藏桩139块部分井注汽压力高、注汽质量无法保证,导致周期产油下降的问题,进行了DCS(油溶性复合降黏剂及二氧化碳辅助蒸汽吞吐)技术的研究和应用.根据桩139块的油藏特征,优化降黏剂和二氧化碳的用量以及注汽强度,施工费用下降50％左右.矿场应用结果表明,该技术可有效提高蒸汽利用率,降低注汽压力,提高油汽比,增加产量.在深层稠油油藏桩139块进行4口井DCS技术试验,取得了良好的增油效果,已累计增油8000多t.     

中国石化东部老油田提高采收率技术进展及攻关方向

针对中国石化东部老油田的油藏特点和开发矛盾,介绍了水驱、化学驱、稠油热采、CO₂驱等不同开发方式下提高采收率技术的主要进展和矿场应用效果。水驱调整以局部注-采关系完善为主,配套工艺采取智能分注分采技术,特低渗油藏开展了压驱注水试验;化学驱形成了无碱二元复合驱和非均相复合驱技术并已工业化推广应用,研发了耐温、耐盐、抗钙镁驱油剂和驱油体系;稠油油藏发展了低效稠油降粘复合驱技术、深层特超稠油HDCS技术、浅层超稠油HDNS技术和深层稠油化学蒸汽驱技术;CO₂驱针对中-高渗高含水油藏采取长效焖井+大段塞注入模式,针对低渗/特低渗油藏采取高压低速注入、异井水气交替注入模式,针对致密油藏采取异步周期注采模式。在上述技术进展分析的基础上,指出了不同类型油藏进一步提高采收率的攻关方向。     

碳酰胺辅助SAGD提高超稠油Ⅲ类油藏采收率技术

超稠油Ⅲ类油藏原油黏度高、渗透率低、夹层发育,在蒸汽辅助重力泄油(SAGD)生产中存在蒸汽腔扩展慢、泄油阻力大、产量与油汽比“双低”等现象,针对该问题,提出了碳酰胺辅助SAGD技术,采用室内实验与数值模拟结合的方法,揭示其机理并进行关键参数优化。研究表明,碳酰胺注入蒸汽腔后具有乳化降黏、提高驱油效率和改善水敏等作用。以地质条件和采出程度为依据,制订油藏筛选标准,优选出风城油田Z井区试验井组,并开展优化设计,设计碳酰胺注入质量分数为60%,注入温度为60~100 ℃,注入量为42 t,注入井焖井时间为60 min,后续蒸汽顶替段塞为10 t,生产井焖井时间90 min后转正常SAGD操作。与纯蒸汽SAGD相比,1 a期内平均日产油提高3.8 t/d,油汽比提高0.04,按照油价1 988 元/t测算阶段投入产出比为1∶5,预测最终采收率提高9.4个百分点,最终达到55.7%。研究成果对提高超稠油Ⅲ类油藏SAGD开发效果具有重要意义。     

复合热采技术在稠油油藏开发中的应用

金家油田地处于东营凹陷西南边缘斜坡带,油藏原油粘度高、敏感性强,常规蒸汽吞吐热采开发难以动用。针对强敏感性稠油的开发难点,提出了蒸汽、气体、降粘剂、粘土稳定剂复合热采工艺技术,通过研究各要素的作用机理,借助于多种因素的协同作用,形成了适合于此类油藏的复合采油技术,并采用数值模拟技术进行了复合热采工艺参数的优化。现场应用结果表明,复合热采工艺在金家油田获得了较好的开发效果,有效解决了该地区油藏开采难度大的问题。