稠油热采井安全侧钻距离数值模拟研究

蒸汽吞吐是稠油开发的重要手段,然而蒸汽吞吐过程井周岩石变形破坏分析涉及温度、渗流及应力等多个复杂物理场的耦合。为了准确描述注蒸汽开发过程中的流-固-热耦合变化过程,考虑流-固-热耦合效应,将渗流力学、岩石力学及热力学结合起来,建立了稠油热采油藏热-流-固耦合计算模型,定量分析了储层热采井井周孔隙压力场与温度场动态变化规律,进而确定了水平井蒸汽辅助重力泄油(SAGD)双水平井的安全侧钻距离。分析结果表明:储层安全侧钻距离的确定需要综合考虑注汽导致的孔隙压力升高与注采导致的岩石性质劣化2方面因素;侧钻水平井加密一般在高轮次蒸汽吞吐后进行,3轮次蒸汽吞吐后,超过120℃的区域半径为16. 0～17. 5 m,因此建议水平方向侧钻加密井的安全侧钻距离超过17. 5 m。所得结论可为稠油热采井钻井工程设计提供参考。     

单家寺油田单10块稠油油藏剩余油挖潜措施

利用油藏数值模拟、剩余油饱和度监测、钻密闭取心井、常规油藏工程分析等手段，寻找单家寺油田单10块稠油热采油藏剩余油饱和度的相对富集区。通过新钻井、老井侧钻、深度调剖、注氮气等技术进行剩余油挖潜，油藏开发效果得到明显改善。综合递减率下降10．0％，采收率提高2．94％，油汽比上升0．11。对单10块剩余油研究拓展了多轮次吞吐稠油油藏的挖潜方向，对同类油藏改善开发效果和提高采收率具有参考价值。     

提高稠油油藏蒸汽吞吐阶段采收率的措施

在总结了辽河田稠油油藏蒸汽吴吐的开发经验的基础上，提出了钻加密井、侧钻、分注、保证吞吐井生产周期的完整性、边部排水等５项用于改善吞吐开发效果，提高采收率的技术对策。这些对策在辽河稠油油藏的实际应用中已证实是可行的，并具有推广使用意义。     

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。     

浅薄层稠油油藏高轮次蒸汽吞吐后剩余油分布及潜力评价

井楼油田中区稠油油藏具有"浅、薄、稠、散及油水界面参差不齐"的特点,蒸汽吞吐开发已40多年,目前,已经进入高轮次蒸汽吞吐后期,生产效果、经济效益变差。要实现稠油可持续发展,关键是要研究高轮次蒸汽吞吐后剩余油分布特征。立足于丰富动态资料,通过油藏动态分析与数值模拟相结合方法,研究高轮次蒸汽吞吐后剩余油分布特征,总结了井间剩余油分布模式,并针对剩余油分布潜力进行分类型评价,为井楼中区进一步提高采收率提供了技术支撑。     

下二门油田浅北稠油高轮次吞吐期改善开发效果技术探讨

针对下二门油田浅北稠油目前已进入高轮次蒸汽吞吐开发中后期,地层压力保持水平低,地下存水多,油汽比低,排水期增长,高含水低采出率,开发效果差,提高采收率困难等问题,通过采取调整注汽参数优化、提高生产压差及氮气泡沫调剖等技术对策,提高了蒸汽吞吐热能利用率和吞吐周期产油量,缩短了排水期和减缓了汽窜问题,有效地改善了稠油热采的开发效果。实现了下二门油田浅北稠油高轮次吞吐期的可持续开发,同时也为其他同类型油田持续提高采收率提供了一定的技术方向。     

基于不同稠油油藏模式高轮次蒸汽吞吐后生产特征及调整对策分析

井楼油田中区经过40年的开发,经历了基础井网与常规吞吐、井网加密与组合吞吐、井网调整与热化学吞吐3个技术阶段。目前,已经进入高轮次蒸汽吞吐后期,生产效果、经济效益差。通过丰富动态生产资料分析,根据影响油藏开发效果的因素及生产特点,建立不同油藏模式,并利用油藏工程与数值模拟相结合的方法,揭示了高轮次蒸汽吞吐后生产特征、剩余油分布特征,提出了不同稠油油藏蒸汽吞吐后期调整对策,为井楼中区二次开发井网重构优化及转变开发方式提供了依据,也为同类型油藏进一步提高采收率提供了借鉴意义。     

稠油水淹层的测井解释方法

蒸汽吞吐驱油用于稠油开发，它与注水驱油不同之处是降压采油，十几年的蒸汽吞吐采油，导致稠油层蒸汽冷凝水不断增多，含油饱和度降低，形成蒸汽吞吐水淹油层。用已受到蒸汽吞吐波及的动态稠油密闭取心并，建立蒸汽吞吐驱油水淹层与岩心油水饱和度分析的测井解释模型，即电阻减小率与剩余饱和度的关系，此方法用于几十口稠油侧钻井水淹层解释，经采油验证，与产液性质基本吻合。多轮次的蒸汽吞吐，使储层物性发生变化，其结果是孔隙度、渗透率降低，泥质含量、碳酸盐含量增加，岩心分析与测井响应基本一致。当储层孔隙度、渗透率较高时，稠油的厚度与吞吐后的水淹状况密切相关，油层越厚，驱油效果越好，动用程度越高。分析不同厚度稠油层的水淹状况，制作稠油蒸汽吞吐水淹层解释图版，依据不同层厚的驱油效果不同的经验划分Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类油层。一般情况下，物性越好的储层，其原始含油饱和度越高，易造成强、中水淹层，用TPS-9000型高温测试仪检测的静态测井响应与侧钻井水淹层解释基本相同。     

海上稠油油田水平井多轮蒸汽吞吐生产规律研究

旅大油田是渤海油田首个循环蒸汽吞吐先导试验区,其中2口水平井已累计实施9轮次蒸汽吞吐。海上稠油循环蒸汽吞吐开发仍处于探索与试验阶段,针对海上多轮次吞吐开发规律的研究尚属空白。为摸清海上水平井多轮次吞吐开发规律,改善中后期热采开发效果,以旅大油田注采动态数据为基础,运用油藏工程方法,对水平井多轮次蒸汽吞吐生产特征、递减规律及开发效果评价等进行了研究。结果表明：1)蒸汽吞吐是开发海上稠油的有效手段之一,能大幅提高单井产能,第1周期高峰产能相对于冷采增产4.3倍,多轮次平均增产1.8倍。海上水平井蒸汽吞吐油汽比高,累积油汽比为2.34;2)在一个蒸汽吞吐周期内的产油量变化呈现先上升、再递减、后低产稳产的变化规律,可划分为放喷吐水期、高产期、递减期和低产稳定期4个阶段;3)单个周期内及周期间递减规律为指数递减,旅大油田第1～第5周期内递减率为15.5%～5.5%,不同周期间递减率为22.0%～24.8%。以上成果认识对海上相似稠油油田热采开发具有一定的指导意义。     

利用泡沫改善稠油热采油藏多轮次吞吐后开发效果的技术研究

稠油热采油藏伴随着吞吐周期的增加,生产效果变差,表现为周期产油量大幅降低,含水高,油汽比低。为此开展了伴蒸汽注入泡沫体系提高多轮次吞吐后开发效果技术研究。对多孔介质条件下影响泡沫体系封堵调剖性能的因素（温度、矿化度、气液比、浓度）进行了研究;利用一维物模试验和二维物模试验对泡沫体系提高多轮次吞吐后稠油开发效果进行室内研究;对泡沫体系注入时机、注入方式进行研究;对不同方式提高采收率和降低产出液含水率进行对比。室内研究和现场试验表明,高温复合泡沫体系可有效改善多轮次吞吐后稠油油藏开发效果,是进一步提高稠油热采油藏采收率的有效手段。     

稠油油藏蒸汽吞吐后转注CO2吞吐开采研究

利用物理模拟技术,对蒸汽吞吐后期的稠油油藏转注CO₂吞吐技术以改善其开采效果的机理进行了研究,结果表明,蒸汽吞吐后期油藏转注CO₂吞吐开采:1增加了弹性驱能量;2CO₂溶解于稠油中,使原油粘度降低;3乳化液破乳:高轮次吞吐使原油物性变差,粘度大幅度增高;而CO₂溶解于稠油和水中降低了油水界面张力,使原油粘度大幅度下降;4油水相对渗透率曲线特征得到改善,残余油饱和度降低.实验研究及现场试验结果表明,稠油油藏蒸汽吞吐后期转注CO₂吞吐开采在技术上和经济上都是可行的.该技术改善了稠油油藏蒸汽吞吐后期的开发效果.     

过热蒸汽吞吐开采界限及注采参数优化研究

过热蒸汽吞吐相比普通湿蒸汽吞吐能够大幅度提高浅薄层超稠油油藏的开发效果,是提高该类油藏采收率的有效途径。建立浅薄层超稠油油藏三维地质模型,进行过热蒸汽吞吐数值模拟研究,确定了不同油层埋藏深度和油汽比条件下的厚度下限;研究原油产量与原油粘度的关系,确定了过热蒸汽吞吐原油粘度上限,并进行注采参数优化研究,优选出最佳的周期注汽量、注汽速度、焖井时间和最大排液量。从井楼油田过热蒸汽吞吐试验区的实施效果看,取得了显著的成效,大大增加了该类油藏的技术可采储量。     

洼38块沙三段油层开发方式优选数值模拟研究

运用数值模拟方法，根据经济优化原则，了不同油价下蒸汽吞吐、蒸汽驱及热水驱等开发方式的筛选标准。依照此筛选标准，对洼38块沙三段油层的开发方式适应性进行了判断，并对蒸汽吞吐后4种可转换开发方式进行了数值模拟研究。最终确定沙三段油层的最优开发方式是以原井网转间歇蒸汽驱开采，为该区块的合理开发提供了科学依据。     

砂砾岩稠油油藏蒸汽驱先导试验效果分析

方法结合矿场实验，应用油藏工程方法及数值模拟技术，研究砂砾岩稠油油藏蒸汽吞吐后转蒸汽驱的开采规律及其效果。目的改善稠油油藏的热采效果，进一步提高采收率。结果砂砾岩稠油油藏按照优选的注采参数实施蒸汽驱，除遵循一般的蒸汽驱开采规律外，还表现为：蒸汽驱受效过程较温和，反映在采油井上，蒸汽驱有效期长，蒸汽突破晚；转驱后，初期对采油井适时吞吐引效，中期开展蒸汽泡沫调剖，后期关汽窜采油井等一系列配套措施，对改善汽驱效果均是有效的。结论适时转蒸汽驱预计可比一直吞吐到底提高采收率１０％左右，经济上可行；选择合理的转驱时机、井网井距和注采参数是提高汽驱效果的关键；采取一系列的调整措施是改善汽驱效果的保证     

小断块稠油油藏水平井蒸汽吞吐开采技术策略研究

冀东油田蚕2X1小断块稠油油藏埋藏深、边底水较活跃,为此提出以热采作为该块的开发手段。运用数值模拟方法对比分析了天然能量开采与蒸汽吞吐开采的效果,确定了油藏合理开发方式——水平井蒸汽吞吐开发。以油藏开发经济收益为前提,研究了水平井蒸汽吞吐注采工艺参数对开采效果的影响,优化了该油藏水平井蒸汽吞吐开采的合理工作制度,并提出了相应的技术经济界限。研究结果表明,对蚕2X1断块进行开发时,采用高干度、高注汽强度、高注汽速度、短焖井时间的水平井蒸汽吞吐注采工艺,才能获得较好的经济收益。     

Z411块敏感性稠油油藏蒸汽吞吐开采数值模拟研究

针对Z411块油藏地质特征．开展了稠油蒸汽吞吐开采数值模拟研究。建立了地质模型,进行了生产动态历史拟合．对Z411块吞吐开采注采参数进行了优化及生产动态预测。经过注采参数的优化研究．最佳注采参数为：注汽量第一周期1000t．第二周期1100t．第三周期1200t．第四周期及后续周期1400t。生产井排液速度30t／d;最小井底流压2．0MPa。对王庄油田Z411块蒸汽吞吐开采的采收率、累积产油、累积油汽比等开发指标进行了预测。     

稠油热采油藏经济开发模式研究

油田开发的市场化决定了油藏经济开发模式研究的必要性，经济开发决策因子研究是在不同油价下，根据极限油汽比与产油量的关系，确定出经济极限油汽比，单井经济界限日产油量等参数。对二连油田吉32断块经济开发决策因子的结果表明，随着油价和产油量的增加，极限油汽比逐降低，但降低幅度逐渐减小，在高产油量条件下，极限油汽比对油价的敏感程度相对于低油量条件下较小；考虑经济因素，油田最终采收率与油价有关，在油藏数值模拟研究的基础上，进行了吉32断块合理转换开采方式的研究，认为间歇注汽为优选转换开采方式，预测最终采收率可比一直采用吞吐方式提高3％左右。图3表3参7（侯健摘）。     

水平井蒸汽吞吐经济技术界限

利用水平井蒸汽吞吐开发薄层、超稠油以及具有边底水等复杂条件的稠油油藏具有较好的优势,但是水平井投资大,风险高,研究水平井蒸汽吞吐经济技术界限十分必要.基于油藏数值模拟和动态经济评价方法,研究了无边底水、边水以及底水3类稠油油藏水平井蒸汽吞吐的油层有效厚度界限、油价边界值以及地面原油粘度界限.底水稠油油藏含水率上升最快,开发效果最差,因此经济技术界限也最为苛刻.当油价为50美元/bb1时,地面原油粘度为10 000 mPa·8的无边底水、边水以及底水稠油油藏进行水平井蒸汽吞吐开发的油层有效厚度界限分别为2.7,2.9和13.8 m.建立不同油价下的经济技术界限图版以及定量关系式,便于根据油价波动动态地指导不同类型稠油油藏水平井蒸汽吞吐经济开发.     

特稠油油藏注氮气可行性分析

蒸汽吞吐是特稠油油藏开采的主要方法，但随着吞吐轮次增加，地层能量下降，周期产油减少，开采效果变差。结合新疆九7+8 区地质特征，建立理论模型，通过数值模拟对蒸汽吞吐后期采取注氮气改善吞吐效果进行可行性分析，对混氮比、注入时机、注入方式、注入速度等注氮参数进行优选。模拟结果表明，注氮气后单井周期产油量平均提高6146.9 t，含水率平均降低15%。注汽过程中注氮气的方法可在很大程度上改善超稠油的开发效果，为有效开发此类难动用储量提供借鉴。     

蒸汽吞吐加密井动态分析及废弃油藏条件预测方法

为实现大洼油田洼38块蒸汽吞吐井网加密调整．对蒸汽吞吐加密井极限油藏条件进行了分析，得出了不同井距井蒸汽吞吐周期间产油量、平均日产油、油汽比的递减规律,利用加密时油层压力与采出程度和累产油的关系曲线，回归出了不同时期加密井产量计算公式．并对不同区块、不同时期加密井动态计算方法及相应的经验公式进行了改进和验证；在此基础上，对蒸汽吞吐废弃油藏条件进行了预测。