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。     

海上稠油油藏多元热流体吞吐后转火驱开发研究

针对NB35-2油田多元热流体吞吐部分井日产油量降低、回采水率及回采气率升高、井底流压较低的现象,从生产井生产特征出发,将低效井作为转火驱开发研究对象,分析低效原因。利用油藏数值模拟方法,建立考虑多组分转化关系的火驱数模模型,充分利用现有井网条件,以提高火驱单井产能及累产油量为出发点,优选适合海上稠油火驱的井网类型及驱替模式,论证大井距火驱开发的可行性,并对注采参数进行优化。结果表明,3口不同类型低效井转驱后累增油13.1×10⁴m³,且边部储量得到有效动用,边部转驱单井累产油达到12.4×10⁴m³,开发具有一定经济性,满足海上稠油热采少井高产开发要求。研究结果可对海上稠油油藏开发方式转换提供借鉴意义。     

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。     

考虑地层压降的产水气井产能方程修正

在气藏开发过程中,地层中存在的可动水随着地层压力下降不断在井底聚集,改变气藏渗流环境,影响气井产能。为精确预测产水气井产能,从气井拟稳定流动状态产能方程出发,确定当前地层压力下的无水无阻流量,通过"一点法"确定二项式系数,利用气水相渗曲线与生产水气比的关系,对不同生产水气比时的产能方程进行修正,从而获得了产水气井的产能方程。实例计算表明,修正后的产能方程计算结果可靠性高,具有实际应用价值。     

基于稠油火驱机理改进的数值模拟方程

为解决火驱数值模拟组分间转换关系复杂、收敛性差、结果精度低等问题,从火驱燃料沉积角度出发,将反应方程改进为稠油裂解和焦炭燃烧反应方程,并建立具有重复性和准确性的燃料沉积量室内实验方法,求取稠油裂解沉积量,拟合得到改进的模拟方程。结果表明:改进模型更加合理,其粗化后与室内实验结果、加密后的经典方程模型温度场、燃烧前缘分布等模拟结果基本一致,可以真实地描述高温氧化过程,且运算时间大幅度降低。该研究成果对火驱方案编制具有一定指导意义。     

清洁压裂液破胶液驱油体系实验研究

文中针对清洁压裂液返排液难处理的问题,对清洁压裂液返排液重复利用技术进行了研究。在评价破胶液基本性质的基础上,对清洁压裂液破胶液体系降低界面张力、乳化能力、改变岩石润湿及提高采收率等性能进行了评价。结果表明:在某低渗油藏条件下,该体系能有效降低界面张力至10~(-3)~10~(-2)m N/m数量级;该体系乳化能力较好,润湿性能优良,其动态饱和吸附量为8.09 mg/g,且水驱后动态滞留量仅相当于动态饱和吸附量的1/4~1/3。室内岩心模拟驱油实验表明,该体系在最优注入方案条件下实现采收率增值10.04%,说明该体系能够满足低渗油藏压裂后进一步提高采收率的要求。     

高效水溶性稠油降黏剂的优选及性能评价

为了满足辽河油田稠油开采过程中对高效降黏剂的需求,以黏度和降黏率为主要评价指标,通过考察5种水溶性降黏剂[AR-815(S-1,阴离子型)、POI/PL-1(S-2,阴离子/非离子型)、DHF(S-3,阴离子型)、AE-169(S-4,非离子型)、RO-1(S-5,非离子型)]对辽河稠油的降黏效果及其耐温抗盐性优选了水溶性降黏剂,并将优选的降黏剂与表面活性剂复配筛选了最优稠油降黏剂,并进行了微观驱油实验。研究结果表明,在80℃、油水体积比70∶30的情况下,S-1数S-5水溶性降黏剂对原油的最佳降黏质量分数分别为0.5%,0.25%,0.75%,0.5%,和0.3%,降黏率为98.63%数99.72%;在最佳降黏质量分数下,降黏剂S-4和S-5具有良好的耐温性和耐盐性,降黏率基本不受温度和矿化度的影响。0.5%AOS(α-烯烃磺酸盐)+0.3%S-5复配体系对稠油的降黏率最高,降黏率为99.64%,且该复配体系的耐温性和耐盐性好,在200℃、15000 mg/L条件下恒温放置3 d后对稠油的降黏率保持不变。微观驱替实验结果表明,0.5%AOS+0.3%S-5复配体系段塞驱替后,剩余油明显减少,提高采收率效果显著。图12表2参13