修正容积法确定稠油蒸汽吞吐开发的合理井距

方法 应用计算油气进质储量计算方法－－容积法、对实际采油量及最科采油油量进行脱气原油体积收缩量校正。目的 确定和评价蒸汽吞吐开发的合理井距。结果 该方法综合考虑了蒸汽吞吐降压开采过程中溶解气油比和原油体积系数的变化，可确定不同蒸汽吞吐开发阶段的合理井距。结论修正容积法确定稠油蒸汽吞吐开发的合理吉距具有参数取简便，计算简单的特点，与井距研究的其它该当具有可靠性及有效性。     

河南湖田稠油加密井水淹层测井解释方法

河南油田稠油开发主要采用注蒸汽吞吐的方式，为了进一步提高稠油资源的采收率，采用加密井方案。通过钻井取芯、测井、投产表明，稠油加密井部分已被蒸汽水水淹。正确评价稠油加密井水淹层位和强度是提高稠油加密井开采效果的关键。通过研究，提出了一套利用测井资料评价稠油加密井水淹层的方法，经生产实践验证效果较好。     

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     

加密水平井在老区二次开发中的应用

杜229块超稠油油藏采用蒸汽吞吐方式开发,目前已进入开发中后期,存在蒸汽吞吐效果日益变差、剩余储量难动用等问题.通过开展提高剩余油动用程度研究与试验,运用老区二次开发方法,结合加密水平井挖潜手段,达到提高井间剩余油动用程度、实现区块稳产的目的.通过对杜229块加密水平井的效果分析可知,加密水平井适用于老区挖潜,对提高区块采收率具有重大指导意义.     

稠油热采不同开发技术潜力评价

为评价中国石化不同稠油热采开发技术的潜力,针对蒸汽吞吐加密和蒸汽驱2种提高采收率技术,利用财务净现值、油藏数值模拟和成本分析法,绘制蒸汽吞吐单井经济极限产油量和蒸汽驱经济极限油汽比图版,建立了2种油藏埋深、2种井型蒸汽吞吐加密潜力评价标准,修订了蒸汽驱潜力评价标准,并以中国石化W油田为例开展实例应用。研究结果表明:当油藏埋深一定时,随着油价下降,无论是直井还是水平井,蒸汽吞吐单井经济极限产油量均呈指数增加;在油价为60美元/bbl时,中国石化稠油油藏蒸汽驱经济极限油汽比为0.096 t/t,W油田蒸汽吞吐加密和蒸汽吞吐直接转蒸汽驱新增可采储量分别为32.4×10~4和71.1×10~4t,总潜力为103.5×10~4t,当油价为80美元/bbl时,W油田总潜力为426.5×10~4t。同时,建议将水平井蒸汽驱潜力作为技术攻关潜力进行评价。     

海上稠油两种热采方式开发效果评价

为了给海上稠油油田选择热采技术提供依据,对多元热流体吞吐和蒸汽吞吐2种热采方式的开发效果进行了评价。根据实际地质油藏参数建立了热采单井地质模型,运用数值模拟方法,设置了注入热焓相同和注入量相同2种方案,并结合现场先导试验对比分析了多元热流体吞吐和蒸汽吞吐的开发特征和效果。通过数值模拟得出:在注入热焓相同（4.3×1013 J）的条件下,多元热流体吞吐和蒸汽吞吐的采收率分别为18.3%和12.4%;在注入量相同（227 m3/d）的条件下,多元热流体吞吐和蒸汽吞吐的采收率分别为17.5%和13.3%,多元热流体吞吐的采收率是蒸汽吞吐的1.3~1.5倍。在现场先导试验中,多元热流体井的产能是蒸汽吞吐井的1.5倍。研究结果表明,多元热流体吞吐比蒸汽吞吐提高采收率的幅度大,更适于开发海上稠油油田。      

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。     

蒸汽吞吐井有杆泵抽油系统分析及优化设计

采用系统节点分析技术原理和方法，应用稠油蒸汽吞吐流入动态预测研究成果，建立了蒸汽吞吐井抽油系统分析及优化设计的计算方法；编制了蒸汽吞吐井抽油系统效率分析及优化设计软件。现场应用效果表明，该项技术能较为准确地预测油井的周期抽油工况，能对油井当前工作参数在未来生产阶段的适应性作出评判，可以用来预测蒸汽吞吐井的周期产量，指导设备选型和工艺参数设计。     

蒸汽吞吐井注采参数优化设计

此项研究将地面、井筒和地层作为一个整体系统,采用节点分析方法,建立并求解了地面管线、井筒和地层的蒸汽吞吐注采系统的组合模型。同时,采用模拟退火优化方法,提出了蒸汽吞吐井注采参数整体优化设计方法。应用结果表明,用此方法优化蒸汽吞吐井各周期注采参数可大幅度提高蒸汽吞吐井的热能利用率,改善稠油油藏蒸汽吞吐开采效果。     

稠油油藏多轮次蒸汽吞吐后注CO2的可行性

针对我国稠油油田的许多区块或油藏已进入多轮次蒸汽吞后期，开发效果逐渐变差的实际情况，运用数值模拟及油藏工程的方法，以辽河冷家堡油田的几个典型的稠油区块为例，进行了蒸汽吞吐之后注CO2开采的可行性研究，并对数模和矿场先导试验的结果进行了经济评价，给出了不同原油粘度的稠油油藏在注蒸汽吞吐之后注CO2吞吐的可行性。对于前期进行过多软次蒸汽吞吐的普通稠油，随原油粘度增大，注CO2吞吐的换油率增大，可行性增加；对于特稠油和超稠油，前期必须进行1～3轮次以上的蒸汽吞吐，之后实施CO2吞吐工艺才能获得良好的效益，所得的结论对现场生产具有一定的指导意义。     

海上底水稠油油藏蒸汽吞吐可行性研究

针对埕北油田A31井的开发现状,结合国内外类似油藏开发实例,表明埕北A31井有可能通过蒸汽吞吐改善开发效果,而底水将是影响埕北A31井蒸汽吞吐开发效果的关键因素;然后利用数值模拟方法,预测A31井蒸汽吞吐的开发效果;并在以上综合研究基础上给出了埕北A31井蒸汽吞吐的可行性。     

新疆油区蒸汽吞吐加密井开发技术经济指标

针对新疆油区稠油开发现状,结合经济评价方法,确立了稠油油藏蒸汽吞吐加密开发经济极限单井控制可采储量、极限有效厚度、油汽比等一系列技术经济指标,制定了稠油油藏加密筛选标准,建立了一套计算各经济极限指标的方法。对新疆油区稠油油藏的九个区块进行了计算,计算结果表明该方法是科学可行的。     

克拉玛依油田复合吞吐改善稠油热采开发效果试验研究

为改善克拉玛依油田稠油热采开发效果,寻求一种更全面、更有效的油井增产措施,通过调研在九_(7+8)区开展复合吞吐技术改善稠油热采开发效果试验研究,利用物模和数模相结合的方法,进行复合吞吐技术机理研究、不同原油粘度下复合吞吐增效剂的筛选及评价、复合吞吐岩心驱油实验评价和复合蒸汽吞吐注入方式及注入参数优化研究。实验评价研究和预测表明,复合吞吐技术是一项稠油热采开发中后期提高采收率的有效方法,有广阔的应用前景。     

一种叠加汽窜影响的稠油剩余油潜力评价方法——以井楼油田中区为例

油藏进入超高轮次蒸汽吞吐阶段以后,汽窜升级为网状面积汽窜,加剧了剩余油赋存状态的复杂程度及剩余油潜力评价的难度。在原有常规剩余油潜力评价方法的基础上,利用油藏工程确定泄油半径、汽窜宽度等参数,绘制网状汽窜分布图,将其与动态分析及油藏数值模拟研究的剩余油分布结果相叠合,形成了一种叠加汽窜影响的剩余油潜力评价方法。应用于井楼油田中区,明确了三种剩余油分布模式,划分出低采高黏、中采中黏、高采低黏三类剩余油潜力区,为制定超高轮次蒸汽吞吐阶段采收率提高的技术策略提供了依据。     

S断块稠油油藏直井与水平井组合蒸汽吞吐工艺参数优化设计

S断块为一中低孔、中低渗、深层稠油油藏,蒸汽吞吐先导试验表明,该断块适于应用蒸汽吞吐技术开采。应用数值模拟方法对蒸汽吞吐开发方式、注采工艺参数进行了优化,结果表明,直井与水平井组合蒸汽吞吐+蒸汽驱技术较其他方式开发效果好,具体优化参数为:水平井段长为300 m,注采井排距、直井井距均为100 m,井底蒸汽干度须大于40%,注汽速度在360 m3/d左右,直井、水平井一周期注汽强度为60 t/m、10 t/m,注汽量为1 800 m3,3 000 m3,注汽压力在18 MPa以上,焖井时间6天左右。     

多井整体蒸汽吞吐在超稠油开采中的初步应用

以曙-区杜84断块曙1-38-7030井组为例，系统地论述了利用多井整体蒸汽吞吐技术改善超稠油开发效果的原理及开发程序。通过对多井整体蒸汽吞吐机理的研究。综合分析了该项技术在超稠油开发中的可行性和必要性，提出实施的前提条件和具体的操作程序，在生产实践中见到了明显效果。实践证明。多井整体蒸汽吞吐是改善超稠油中，高轮次吞吐效果的主要手段之一。为辽河油区超稠油油藏以及其它地区类似油藏的开发提供了借鉴。     

蒸汽辅助重力泄油技术在超稠油开发中的应用

对国外超稠油开发方式进行调研,利用数值模拟技术对辽河油区超稠油油藏进行了蒸汽辅助重力泄油(SAGD)开发可行性及油藏工程研究,确定了在杜84块馆陶组开展4个井组的直井与水平井组合SAGD试验。通过2a的现场应用,馆陶油层SAGD试验获得成功,目前处在蒸汽腔扩展阶段,井组日产油较蒸汽吞吐阶段上升了72t,预测SAGD开发可提高采收率27%。SAGD技术已成为超稠油油藏蒸汽吞吐后期的重要开发方式,可为类似油藏的开发提供依据。     

浅薄层稠油油藏资源二次利用的一种方法—加密井蒸汽吞吐

由于河南油田稠油油藏具有“浅、薄、稠、散”的特点，所以蒸汽吞吐平均6个周期后，开发指标和经济指标明显降低。蒸汽吞吐后剩余油分布为：100m×141m及五点法并网，剩余油分布较为集中，100m×100m反七点法并网，剩余油分布零散；经济分析结果表明：浅薄层稠油油藏加密井吞吐单井的经济极限产量为1200～1500t，当油层厚度大于5.0m、纯总厚度比大于0.5，以及单井控制死油区面积大于0．5×10－2km2，且死油区离边水距离大于150m时，可进行加密，加密井蒸汽吞吐采收率可达14％左右。不同并网的加密方式为：100m×141m及五点法井网，采用直并加密方式；100m×100m反七点法并网，采用水平并加密方式。