CO_2辅助蒸汽吞吐开发效果实验研究

以蒸汽多轮次吞吐稠油油藏为研究对象,采用物理模拟与数值模拟方法,研究了CO_2-蒸汽混注方式对稠油油藏热采开发效果的改善。实验表明,CO_2在原油中具有较强的溶解能力,通过与蒸汽混注可以使原油物性特征发生较大变化,进一步改善稠油流动特征,蒸汽-CO_2驱方式的驱油效率较纯蒸汽驱提高了约12%,并且含水上升速度也更小。采用数值模拟手段开展了稠油油藏CO_2辅助蒸汽吞吐方式的单因素敏感性分析,结果表明,各参数中油层厚度与原油黏度对开发效果的影响较大,并分析了各注采参数的影响。最优的实施方案为注汽速度200 t/d,气汽比1∶1,蒸汽干度0.7,焖井时间5 d,排液速度140 t/d。     

CO_2助剂结合蒸汽吞吐开采稠油工艺技术

利用CO2气体提高原油采收率的工艺技术,是将二氧化碳气体和水蒸气结合起来,不仅拓展了CO2气体采油的应用领域,而且丰富了以蒸汽吞吐为主的热力采油的内容。现场实施简单、方便,对特稠油的降粘、增产效果明显,具有很高的推广价值。     

稠油油藏CO_2吞吐参数优选室内实验

L油田属普通稠油油藏,由于油水粘度差异,油藏非均质性强等因素影响,水驱开发效果差。而CO2吞吐技术主要是通过原油降粘和体积膨胀来达到提高采收率的目的。为提高L油田开发效果,通过室内物理模拟实验,分析了CO2吞吐技术在L油田应用的可行性,对影响CO2吞吐效果的影响因素进行总结分析。实验结果表明,CO2注入量、循环周期、注入速度及关井时间等是影响CO2吞吐作业提高采收率的主要影响因素。在选用合理的注入工艺参数条件下,利用CO2吞吐技术可以有效改善L油田开发效果。     

注高干度蒸汽改善超稠油油藏吞吐油井生产效果

受油藏条件及蒸汽吞吐开采方式的制约,辽河油田杜84块超稠油开发已进入高轮递减阶段,采出程度高,地下亏空大等因素导致生产效果逐轮变差,为延缓吞吐油井进入高轮后产量迅速递减,对吞吐油井注入高干度蒸汽,充分利用汽化潜热加热油藏,提高产油量,改善油井生产效果。本文以曙一区杜84块超稠油吞吐井为例,研究注入高低干度蒸汽对吞吐油井各项生产参数的影响,以及注高干度蒸汽的选井条件,通过合理优化注采参数,达到改善高轮吞吐井生产效果的目的。     

稠油油藏CO_2吞吐合理吞吐轮次

冀东油田高浅北区稠油油藏高含水油井自2010年底实施CO_2吞吐控水增油以来,取得良好效果。但首轮吞吐失效后,面临吞吐增油量逐轮减少、换油率下降、吨油成本不断上升的问题。为了有效提高吞吐措施效果,在明确CO_2吞吐控水增油机理和主要注采参数优化的基础上,以高浅北区某典型底水稠油油藏为例,考虑不同构造位置、水平井轨迹差异及不同采出程度,进行CO_2吞吐合理吞吐轮次数值模拟研究。研究表明:多轮吞吐效果主要受构造位置、井轨迹及含油饱和度的影响,高部位物性好的油井实施5轮次吞吐效果较好;腰部采出程度相对较低的油井可实施4轮吞吐;采出程度相对较高的油井、边部中部位油井可实施3轮次吞吐。矿场实践证实,该方法可减少无效措施工作量,实现多轮吞吐经济效益最优化。     

稠油油藏蒸汽吞吐参数优化及效果预测

以某稠油油藏为例,通过数值模拟方法,对7种蒸汽吞吐参数(注汽强度、注汽速度、注汽干度、注汽温度、焖井时间、排液速度和周期注汽量递增)进行优化,得出适合该油藏的蒸汽吞吐参数,并对蒸汽吞吐开发效果进行了预测,为该油田稠油区块蒸汽吞吐的现场应用提供了合理的注汽工艺参数。     

稠油油藏蒸汽吞吐井注采参数系统优化

蒸汽吞吐热力采油的效果取决于由注采参数决定的注入蒸汽的热能利用程度。将蒸汽在地面管线、井筒及地层中的流动作为一个整体系统，在地面、井筒管流及油藏数值模拟研究的基础上，基于节点分析技术，建立蒸汽吞吐注入系统组合模型，提出蒸汽吞吐井注采参数整体系统优化的设计方法。考虑蒸汽吞吐井的注入、采出费用建立经济评价模型，用模拟退火算法优化注采参数。应用结果表明，采用此方法优选出的参数进行生产，可提高蒸汽吞吐井的热能利用率和开采效果。图2表2参8     

稠油油藏气体辅助蒸汽吞吐研究现状及发展方向

稠油是一种解决能源危机的低品位石油资源,稠油开采属于世界性难题,蒸汽吞吐尤其适用于地质条件复杂的稠油油藏,但目前稠油油藏经高轮次蒸汽吞吐后存在油藏压力降低、储层动用不均匀、汽窜等问题,辅助气体有助于解决吞吐后期出现的此类问题,综述了现阶段氮气、CO₂、烟道气、泡沫等辅助蒸汽吞吐技术的辅助机理、优化注采、创新应用,并剖析了各种辅助方法的优缺点,提出氮气与CO₂联合辅助蒸汽吞吐,基于井下蒸汽发生器、井下降黏设备、氮气的有机结合是未来辅助蒸汽吞吐的发展方向,为后续技术储备及创新提供参考。     

CO_2吞吐采油技术在九区稠油油藏试验效果分析

针对新疆克拉玛依油田稠油油藏经过多轮次蒸汽吞吐后,油井压力低、油井产量及油气比下降、开发效果逐渐变差的实际情况,运用数值模拟及现场试验的方法,在九区稠油区块进行了CO2吞吐采油工艺技术可行性研究,并对数模和现场先导试验结果进行了总结,研究表明,CO2吞吐采油增油效果明显,吞吐轮次高的油井注CO2后的增油效果以及延长的周期生产天数比吞吐轮次低的油井显著。为下一步在新疆油田稠油区块实施CO2吞吐采油技术奠定了基础。     

杜84块超稠油油藏蒸汽+CO2+助剂吞吐物理模拟实验研究

在模拟辽河油田杜84块超稠油油藏蒸汽吞吐条件下(原始地温38℃,原始地层压力7.35 MPa,注汽压力18 MPa,注汽温度260℃,蒸汽干度75%),以孔隙度27.6%～29.1%、渗透率1.3 μm2、φ5×100(cm)的油层砂填充管为物理模型,实验考察了九个周期的蒸汽吞吐、蒸汽+CO2吞吐、蒸汽+CO2+助剂吞吐的驱油效果.后两种吞吐方式的第一周期为蒸汽吞吐,从第二周期开始先注入CO2气或0.0035 PV 0.3%助剂溶液+CO2气再注蒸汽,CO2注入量为前一周期蒸汽注入量的1/5,所用助剂为高温泡沫驱油助排剂WZ-AS+磺酸盐助排剂EOR-CL/LH-ⅩⅢ(1∶1).列表给出了各周期注汽量、采油量、采出程度、回采水率、采注比及油气比数据.三种吞吐方式的生产规律相同,增注CO2和CO2+助剂使周期注汽量、采出程度、回采水率增加,在蒸汽吞吐、蒸汽+CO2吞吐、蒸汽+CO2+助剂吞吐中,累积采出程度分别为30.23%、35.90%、38.69%,周期平均回采水率分别为63.80%、71.62%、82.07%.简介了杜84块油藏特征.图3表4参4.     

SX火山岩油藏氮气吞吐选井方法

为解决火山岩油藏因孔隙度低、非均质性而导致的后期含水率高的问题,根据SX石炭系油藏地质开发特征以及油藏火山岩的特点,研究氮气吞吐影响因素。通过剩余油分布、阁楼油位置、定容体位置、底水能量以及单井潜力分析,选择出具有氮气吞吐潜力的井。以典型井为例,进行氮气吞吐数值模拟,预测增油情况。最终确定选井方法为选择剩余可采储量大于0.5×10~4t、构造高部、避免储集体顶部、反Z型含水率曲线为主、油井初期产量大于20 t/d的区块部署氮气吞吐井。该方法对解决火山岩油藏水侵问题有参考价值。     

稠油段油层近井微生物吞吐试验

由于稠油段油层原油的粘度高,重烃组分所占比例大,因此造成采出井采出困难,为了录求一种有效的微生物菌种对此类油层进行处理,在嗽嘛 甸油田东部过渡带地区稠油段油层4口井进行吞吐试验,并研究了该菌种在油层中的生长、繁殖、降粘、增添油等状况,同时对其试验效果进行了评价。     

草南超稠油油藏注蒸汽热采储层伤害及控制

分析了草南超稠油油藏的储层基本特征，探讨了该油藏在注蒸汽开采过程中水敏性、碱敏性、温敏性对储层的伤害，并提出了相应的储层保护技术。研究结果表明，在蒸汽驱过程中，由于温度的升高，碱敏损害更加严重，因此在蒸汽驱之前应对地层进行预处理，以防热采过程中所产生的粘土膨胀和分散运移对储层造成的损害。     

化学吞吐开采稠油技术研究

按照蒸汽吞吐的模式将多种化学剂组成的吞吐液注入油层，使其与原油发生乳化，降低油水的流度比，改变地层的润湿性和这力，以提高稠油产量和采收率。室内模拟实验和现场试验证明化学吞吐液可以起上述作用。化学吞吐为稠油的开采，特别是提高蒸汽开采稠油的采忆率开辟了新的途径。     

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.     

CO2吞吐工艺操作参数的整体优化设计

针对ZY油田原油CO2吞吐的工艺过程，建立了CO2吞吐数值模拟模型。应用数值模拟方法对CO2吞吐进行了实例分析，首先对该井的CO2吞吐参数进行了单因素敏感性分析，分析了CO2周期注入量、注入速度、焖井时间、采液速度等因素对CO2吞吐效果的影响。在此基础上进一步运用正交试验方法对CO2吞吐参数进行了优化，通过计算表明用正交试验优选法得到的优化方案比单因素敏感性分析所得的优化结果更为合理。     

化学剂抑制及解除蒸汽吞吐中的油层损害

重点讨论了稠油油藏蒸汽吞吐及蒸汽驱开采过程中出现的地层损害及油井产能损害的各种情况。提出注蒸汽开采的油藏不仅存在着蒸汽对岩石的港蚀作用形成的地层损害，同时存在着沥青一胶质沉积形成的储集层损害、稠油乳状液的油层损害等。详细介绍了蒸汽吞吐芳普遍存在的几种油层损害的类型及其室内研究方法。作为一个特殊例子，针对辽河高升油田蒸汽吞吐后期（即3轮次以上多轮次吞吐）情况下地层存水量较多、地层压力较低的特点，预测了这种特殊油藏条件下可能同时存在蒸汽溶岩损害、沥青一胶质及乳状液损害和水锁损害等。室内实验研究探索了综合性消除这几种地层损害以恢复油层渗透串的方法；提出了对蒸汽吞吐共中出现的各种地层损害的综合性解堵措施；研制出ZHJ系列综合解堵刘，并已在高升油田进行了现场试验，初步见到一些解堵效果，目前仍在不断探索更有效、更经济可行的配方及工艺技术。     

塔河缝洞型油藏氮气+二氧化碳吞吐先导试验

针对原油超稠影响缝洞型油藏注氮气提高采收率效果的问题,拟通过复合注入CO_2方式提高注氮气效果。利用室内机理研究和现场先导试验相结合的方法开展氮气+CO_2注气吞吐提高采收率研究。结果表明:该技术可充分发挥氮气和CO_2的双重作用,既能补充地层能量、驱替顶部剩余油,又能降低稠油黏度、改善地层流动性,从而提高缝洞型稠油油藏油井产能。应用该研究成果在塔河TH12263井开展先导试验,初期日产油量由10 t上升到18.6 t,掺稀比从3.4:1下降到1.9:1,取得了较好降黏增油效果。     

CO2吞吐延长油井自喷期效果评价

正理庄油田高89地区主力含油层系沙四上储层为低孔超低渗透薄互层,难以动用.投产初期部分油井自喷生产,但产量小,自喷期短.为延长油井自喷期,增加自喷期产量,对该地区开展了CO2吞吐数值模拟研究,评价了周期注入量、注气速度、焖井时间以及注入周期对延长油井自喷期效果的影响.研究结果表明:CO2吞吐可以延长油井自喷期,且可以收到较好的经济效益;针对不同储层物性的井,应适当调整周期注入量和焖井时间,以期经济效益最大化;注入周期数不宜过多,以2个周期为最佳.