泡沫油型超重油冷采后转SAGD开发数值模拟

泡沫油型超重油油藏原始溶解气油比高,地下可形成泡沫油流,水平井冷采初产较高,但一次衰竭开发采收率低。因此,开展了泡沫油型超重油冷采后转SAGD开发技术研究。根据研究区块油藏地质特征,建立了泡沫油冷采及热采数值模拟模型,研究了泡沫油SAGD驱油机理和开发技术政策。研究结果表明,与油砂SAGD不同,泡沫油具有流动性,泡沫油SAGD驱油机理为在注采井形成热连通之前蒸汽驱油为主、重力泄油为辅,形成热连通后蒸汽驱油为辅、重力泄油为主。泡沫油SAGD启动阶段不需要预热,注采井间垂向井距应适当增大。地层压力下降后油相中析出的溶解气附着在蒸汽腔侧面上影响蒸汽腔的横向扩展。因此,冷采转SAGD时机应尽量延后,当冷采至较低地层压力、溶解气含量大幅降低时转SAGD开发效果更好。由于区块构造具有倾角,生产井水平段井轨迹应保持水平,有利于形成合理的SAGD汽液界面;在满足技术经济条件下,缩小SAGD排距可提高采出程度。提出了提高SAGD开发效果的措施：1采用上下两口水平井冷采,有利于减少溶解气含量,提高SAGD开采效果;2对于多井SAGD,采用（交替）不平衡注汽,可促进蒸汽腔发育,提高采出程度。     

委内瑞拉MPE-3区块超重油冷采过程中泡沫油开采机理

针对超重油沥青质含量高、原油重度高等特点,研究了水平井溶解气驱冷采的开采机理,包括冷采过程中泡沫油的形成机理、非常规PVT特性与驱替特征。实验结果表明,当油藏压力低于泡点压力时,原油中形成许多微小气泡,这些微小气泡能够长时间滞留在油相中,使得这种原油表现出与常规溶解气驱许多不同的特征;泡沫油的作用与油藏衰竭速度、油层压力下降水平及围压等因素有关。使用水平井冷采技术能够获得较高原油产量和采收率。     

水平井化学驱物理模拟及数值模拟研究

根据辽河油田J16区块实际资料,建立了30 cm×30 cm×1.5 cm的平面非均质和30 cm×15 cm×10 cm的纵向非均质水平井化学驱物理模型。通过开展水平井化学驱物理模拟与数值模拟综合研究,初步分析了水平井化学驱的驱油机理与生产动态,并提出注采水平井方向应尽可能平行于河道走向,采用平面上注入井布在高渗带、采油井布在低渗带,纵向上底层注顶层采的布井方式以及二元驱的驱油方式开发效果最好。     

水平井双向汽驱实验研究

本文采用物理模拟方法，研究了风城超稠油油藏平行水平井时单向汽驱、双向汽驱和竖直井注汽——水平井生产双向汽驱等三种开发方式的生产效果。研究结果表明，在相同的汽驱初始条件下，平行水平井对双向汽驱比单向汽驱能获得更高的采收率，而竖直井注汽——水平井生产汽驱比平行水平井时双向汽驱的效果更好。结果还表明提高蒸汽干度将有利于提高汽驱采收率和油汽比。     

重油冷采

重油的体积储量可能占全球始烃体积储量的５０％。目前最重要的冷采技术和水平井技术。通过对全球４５组重油开采实践数据分析,认为重油冷采技术的重点是确定在经济可行的流速下,是否会产生泡沫流。开采重油是选用水平井还是选用垂直井取决于油藏的几何形状。     

召10区块开发井网优化及加密调整分析

召10区块原设计井网密度较小,并且由于滚动开发及集中建产,目前井网分布极不均衡。为提高区块开发效果,在新的地质及动态特征认识基础上,采用气藏工程、数值模拟、经济评价等多种方法对原有井网方案进行优化调整。研究结果表明:对于未布井区域,直井井网密度可调整为3.33口/km2,相应井排距为500 m×600 m;在目前600 m×800 m井网模式下直接进行规则加密虽可一定程度提高气藏采收率,但经济不可行。直井垂向储量动用具有优势,水平井平面储量动用程度更高,并且水平井可有效提高单井产量,因此区块最终可采用直井+水平井混合井网,此井网可使区块采收率提高到46.9%。     

海上S 油田聚合物驱注采井网优化

海上S油田平面非均质性较强,经过多年聚合物驱开发,平面动用程度差异大,控水增油效果减弱,特别是聚合物驱后剩余油分布复杂,需通过注采井网优化进一步提高油田开发效果。依据海上S油田的沉积相分布特征与实际井网部署的关系,首先在室内建立了包括高、中、低渗透3个区域平面渗透率级差为3的物理模型,并在相同的注采条件下开展了5组不同井排距的物理模拟实验;然后采用油藏数值模拟方法,建立了与室内物理模型相对应的5个渗透率级差条件下油藏地质模型,每个地质模型设计了8个井排距模拟方案,共设计了40个井排距模拟方案。物理模拟实验结果表明:当平面渗透率级差为3时,井排距比为1.8,累积产油量最高,低渗透和高渗透储层2个方向上的驱替压力梯度基本一致,且微电极含油饱和度测试结果表明2个储层均能得到有效动用;通过油藏数值模拟进一步深入分析,得出了不同平面渗透率级差条件下的最优井排距,随着平面渗透率级差增大,最优井排距比也逐渐变大。在最优井排距认识的基础上,通过采用物理模拟实验和油藏数值模拟方法得出,水平井注直井采是最优的注采井网形式。     

辽河油田杜84块超稠油油藏水平井开采数值模拟

针对辽河油田直井注蒸汽开采超稠油油藏效果差的实际情况，利用最新研制的水平井热采数值模拟软件———ＮＵＭＳＩＰ－４软件，研究了杜８４块不同水平井布井方式和开采方式的开发效果。结果表明，该块最佳开采方式为蒸汽辅助重力驱，并采用成对水平井组合，上注下采，水平段长３００ｍ，注采井距１５ｍ的布井方式。该项研究成果可以为类似超稠油油藏的开发所借鉴。     

超低渗裂缝性油藏泡沫辅助空气驱油数值模拟——以红河油田105井区为例

红河油田为超低渗裂缝性油藏,为改善水驱开发效果,开展了泡沫辅助空气驱提高采收率数值模拟研究。根据该油田105井区的地质油藏条件,建立三维地质模型,在历史拟合的基础上,对泡沫辅助空气驱参数进行了优化设计,并进行经济评价。研究结果表明,泡沫辅助空气驱最佳参数为:注入方式为空气、起泡液交替注入;空气、起泡液的注入速度均为15 m3/d;起泡液浓度为2 500 mg/L;段塞周期为30 d;气液比为3∶1。经济评价表明,采用泡沫辅助空气驱方案,其产出投入比在2∶1以上。该井区采用泡沫辅助空气驱技术可较好地改善注水开发效果,达到降水增油和提高原油采收率目的。     

STUDY ON THE WELL PATTERN OF HDCS FLOODING CONVERTED FROM HUFF AND PUFF FOR A SUPER HEAVY OIL RESERVOIR

超稠油油藏HDCS吞吐后期会出现井间剩余油开采较差、地层压力下降幅度大、吞吐效果变差等问题.以胜利油田郑41 1区块典型区域为例,基于数值模拟对区块HDCS吞吐后期转驱的开发方式进行了研究,并对转驱后的井网形式进行了优化.结果表明,在HDCS吞吐后期转HDCS驱是提高超稠油油藏采收率的有效技术之一.在井间剩余油富集区域打水平加密注汽井能够有效提高采收率,推荐加密水平井布井层位在油层中下部,水平段长度在200 m左右.     

稠油注气二次泡沫油形成机理及数值模拟

从油气形成二次泡沫油的角度出发,研究改善稠油油藏冷采后期开发效果的新方法。首先,设计泡沫油非常规注气膨胀实验,验证注气二次泡沫油形成的可行性,揭示其提高采收率机理。在此基础上,通过填砂管实验研究天然气吞吐、连续和间歇气驱过程中二次泡沫油形成过程,并建立考虑泡沫油注气特征的油藏数值模拟模型,模拟注气二次泡沫油形成机理,评价实际油藏中不同注气方式下二次泡沫油提高采收率效果。实验研究表明,注入天然气可以形成二次泡沫油,其主要的提高采收率机理为体积膨胀、粘度降低以及轻组分含量增加。天然气吞吐较衰竭开发提高采出程度7.24%,而连续与间歇气驱导致泡沫油现象减弱或消失,进而使得采出程度低于衰竭开发实验。油藏数值模拟研究表明,由于注气二次泡沫油的形成,平台12口井8轮次天然气吞吐累积产油量较衰竭开发增加14.7%。行列连续、间歇和边部气驱气窜现象严重,无法形成二次泡沫油。     

重油冷采

今天,大多数经营者都倾向于在对重油采用更昂贵的热采方法之前进行冷采。由于重油的粘度高,从而使得其流度和井产能都很低。然而,有时井产能却是达西定律所预计的１０－２０倍,这主要是由于采油时所产生的砂又形成酸蚀孔洞或由于气离开溶液而导致了“泡沫油”。世界上关于这种现象的经验较多,能为从特定油藏中进行冷采提供最佳设计。     

低渗透薄互层油藏压裂水平井开发井网优化方法研究

根据F147区块低渗透薄互层油藏的地质特征,利用数值模拟与油藏工程方法,研究了水平井与直井联合布井井网方位、井网类型和井距排距对开发效果的影响。结果表明：该块压裂水平井与直井联合布井井网方位应以水平井位置平行于最小地应力方向为最优;井网类型应选择反九点井网;考虑启动压力梯度下F147区块极限供油半径为110 m;井网井距应该选择400 m×200 m（井距×排距）为最优。该研究对于提高压裂水平井开发此类油藏的开发效果具有重要的参考价值。     

海上底水油藏水平井水驱波及系数定量表征

海上底水油藏开发中后期面临着水驱油规律认识不清及水平井井间水驱波及系数定量描述难的问题。以渤海Q油田为例，利用室内一维长岩心水驱油实验、油藏数值模拟方法，建立了底水油藏精细数值模型，研究了底水油藏长期水驱后驱油效率和水平井井间水驱波及系数变化规律。结果表明：水驱油实验中驱替倍数提高至2 000 PV，驱替速度由1 mL/min提高至5 mL/min，驱油效率较常规水驱驱替倍数为100 PV时提高了15%～20%；基于数值模拟的水平井水驱波及体积研究，通过引入高倍水驱后相渗曲线，并将模型网格精度提高至长×宽×高为10.0 m×10.0 m×0.3 m时，实现了对水驱波及体积的精细刻画，计算出的波及系数由原始模型的66.7%降低为54.6%，提高了模型计算精度；水平井布井油柱高度和井距均是影响井间水驱波及系数的主控因素，水平段油柱高度越低，井距越大，井间水驱波及系数越低。基于以上研究结果，建立了海上底水油藏井间水驱波及系数图版，明确了底水油藏水平井布井界限参数：布井井距100～150 m，油柱高度6～8 m，井控储量（15～25）万m³，水平井最大提液幅度2 000 m³/d，极限经济产油量10 m³/d，水平井累计产油量大于5万m³。该研究成果成功指导了海上Q油田底水油藏21口加密水平井的实施，可为底水油藏中后期高效挖潜提供借鉴。     

低渗油田高含水期氮气泡沫驱提高采收率研究

针对低黏低渗稀油油田高含水期剩余油挖潜难度大、水驱效果差等突出问题,探索低渗油田如何提高最终采收率的技术需求。通过各种驱替介质分析,优选氮气泡沫开展低渗油藏水驱后提高采收率技术研究。机理研究和室内实验表明:泡沫驱油机理不仅具有氮气驱保持地层压力、提高驱油效率的作用,而且泡沫液具有封堵高渗通道,扩大波及体积的作用。优选能代表温米油田主力区块目前开发状况的温西一区块的温西1-74井组开展氮气泡沫驱先导试验,现场实施效果表明氮气泡沫驱能改善剖面动用情况,起到增油降水的作用。     

吉木萨尔区稠油油藏整体开发方案优化

根据吉木萨尔地区稠油油藏特点,通过三维地质建模对三种开发方式即全直井井网蒸汽吞吐转汽驱、直井+水平井井网吞吐转蒸汽辅助重力泄油技术、全水平井井网蒸汽吞吐转汽驱的开发方式进行了开发效果数值模拟研究,结果表明,直井+水平井蒸汽吞吐转SAGD的开发方案最适合本区块的开发。     

超低渗油藏水平井与直井联合井网参数优化

针对元２８４ 区块压裂水平井与直井联合开采井网参数优化问题,利用非线性渗流数值模拟软件,对水平井长度、裂缝分布形态、注水井井间距离、注水井排与水平井垂直距离、稳油控水政策进行了研究。结果表明：元２８４ 区块最佳的水平井长度为８００ ｍ,裂缝分布形态为间断型纺锤形分布,注水井井间距离为５００～５５０ ｍ,注水井排与水平井垂直距离为３５０～４００ ｍ,采用缩短中间裂缝长度至８０ ｍ 和减半中间注水井注水量的方法,可取得稳油控水的效果。该参数优化方法对同类油田的优化设计有借鉴意义。     

延长油田超低渗透油藏水平井分段压裂开采参数优化研究及应用

文章基于超低渗透水平井分段压裂大型物理平板模型,进行不同压裂规模、压力驱替下的实验研究。 研究结果表明,随着驱替压差的增加,压力梯度升高,相同驱替压差下,裂缝越长,压力梯度越高,增加压裂规模可提高储层动用,在此基础上,针对直井与水平井联合开采井网,对井网形式、水平井长度、裂缝分布形态及导流能力等参数进行了优化,定量表征了对开发效果的影响程度,得到延长油田 Ｗ区块长 ９储层 ８００ｍ水平段采用 ６～７条裂缝,半长为 ０．６倍井距,导流能力为 ３０Ｄ·ｃｍ时为最优裂缝布置,最佳井网为水平井采油 ＋直井注水 ＋裂缝交错排列,采用间断型纺锤形布缝时补充能量效果最好,矿场应用后增油效果显著,该研究对延长油田超低渗透储层水平井分段压裂开采参数优选具有重要的理论和矿场意义。     

氮气泡沫热水驱物理模拟及数值模拟研究

针对强非均质油藏提高采收率的需要,开展了泡沫驱油技术研究。利用油田现场提供的起泡剂和原油等资料,通过室内物理模拟和数值模拟,对氮气泡沫热水驱提高采收率的机理进行了研究。建立了三维、三相、多组分数学模型,编制了氮气泡沫热水驱油藏数值模拟软件。模型考虑了相平衡以及温度、界面张力对油、气、水三相渗流的影响以及起泡剂损失的各种机理,较全面地反映了氮气泡沫热水驱的作用机理。实验和数值模拟的结果均表明,氮气泡沫热水驱能大幅度地提高驱油效率,降低残余油饱和度。在非均质油层(模型)中泡沫的驱油效果比在均质油层(模型)中更好,残余油饱和度降低了21.1%,采收率提高了31.2%。     

稠油油藏气体- 泡沫辅助注蒸汽实验与数值模拟

针对蒸汽吞吐过程中由于能量不足以及严重汽窜等导致热效率低、吞吐效果变差的问题,从室内物理模拟以及数值模拟两方面,开展了在蒸汽中添加气体及高温泡沫以改善蒸汽吞吐开发效果的研究。首先,通过引入泡沫综合指数,筛选了合适的发泡剂;其次,进行了4 组室内平行双管实验,分别为单纯蒸汽驱、蒸汽- 烟道气泡沫驱、蒸汽- 氮气泡沫驱以及蒸汽- 氮气驱。实验结果表明:在注入条件相同的情况下,蒸汽- 烟道气泡沫驱和蒸汽- 氮气泡沫驱均能够有效地封堵高渗管,启动低渗管,与单纯蒸汽驱相比,采出程度最高分别提高了28.98% 和26.04%;蒸汽- 氮气驱调剖效果有限,不能有效地启动低渗管, 采出程度比单纯蒸汽驱提高了10.56%。结合物理模拟的结果,采用数值模拟方法,分析了地层参数对烟道气- 泡沫辅助吞吐和单纯蒸汽吞吐开发效果的影响,结果显示,对于层薄、油稠的非均质油藏,烟道气- 泡沫辅助吞吐与单纯蒸汽吞吐相比具有显著的优势,能够有效地提高蒸汽吞吐开发效果。对河南油田井楼零区烟道气- 泡沫辅助蒸汽吞吐方案进行了参数优化,得到最佳日注汽量为100 m3,最佳气汽比为12,最佳焖井时间为7 d。