直井与水平井组合吞吐转汽驱操作参数优选

S 断块为一中低孔、中低渗稠油油藏。 利用数值模拟方法系统优选了该断块稠油油藏直井与水平井组合吞吐转入蒸汽驱的操作参数。 结果表明：直井射孔位置与水平井垂向距离 15 m、水平井射孔位置与油层底界垂向距离 7.0 m,直井吞吐 8 周期、水平井吞吐 6 周期,地层压力降至 5 MPa 左右,注汽速度 84 m3/d,井底蒸汽干度 >40%,采注比 1.2,为吞吐转汽驱的最佳操作参数。 上述操作参数能使 S 断块吞吐转汽驱有效运作,提高原油采收率,也为同类型油藏直井与水平井组合吞吐转汽驱的操作参数优选提供了可靠的理论依据,具有一定的借鉴意义。     

薄层边底水稠油油藏开发方式优化研究

方法　运用正交设计法和数值模拟手段 ,深入细致地研究了吞吐注汽参数、不同井距下吞吐、吞吐转汽驱、吞吐转热水驱等开发方式。目的　优化吞吐注汽参数及接替开发方式 ,提高油田开发效果。结果　该方法优化孤岛油田中二北Ng5 3 4 稠油油藏蒸汽吞吐周期注汽强度为 2 0 0～ 2 5 0t/m ,注汽速度为 1 5 0～ 2 0 0t/d ,焖井时间为 3～ 5d ;大井距加密至小井距吞吐 ,再转蒸汽驱开采方式为最佳接替方式。结论　该方法很好地优化了孤岛油田中二北Ng5 3 4 稠油油藏吞吐注汽参数和接替方式问题 ,为该油田的合理开发提供了科学依据。     

薄层稠油水平井蒸汽驱优化设计

辽河油田w块为深层薄层状特超稠油油藏．2005年采用水平井蒸汽吞吐整体开发,目前处于蒸汽吞吐开发中后期,水平井吞吐效果变差,周期产油量低,油汽比低,急需转换开发方式,前期研究表明该块转水平井蒸汽驱可行．文中根据W块油藏埋藏深、油层薄、原油黏度高的特点。建立了三维数值模型,对汽驱开发井网、注汽层段、注采参数等水平井蒸汽驱关键参数进行了优化设计。结果表明,采用75m井距水平井注采井网、注汽水平井水平段长度为采油水平井的2／3、油层下部1／3处高干度注汽的汽驱方案能够获得较高的油藏采收率。     

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。     

河南油区稠油油藏水平井开发技术

河南油区稠油油藏通过直井蒸汽吞吐取得了较好的开发效果,但部分储量丰度较差的浅薄层稠油油藏及叠瓦状分布的条带状边水稠油油藏,采用常规直井开发,单井可采储量低,很难取得经济效益。为合理开发河南油区稠油油藏未动用储量,利用数值模拟技术,结合其地质特点,开展水平井开发技术研究,优化了水平井及注采工艺参数。结果表明:水平井目的层段垂深应大于150m;最佳水平段长度为80～150m;水平井与油水边界的距离大于60m后,基本未见边水入侵;水平井与断层距离大于20m时,断层不会开启;井底注蒸汽干度大于50%,开发效果明显改善;第1周期注汽量为2000t,油汽比和周期产油量均较高,分别为0.54t/t和1000t,吞吐效果较好;当注汽速度为300t/d时,优选注汽压力为14MPa、排液速度为20t/d左右比较合理。     

超稠油水平井蒸汽驱技术参数优化研究

针对胜利油田Ｚ 区块水平井蒸汽吞吐开发采收率低、井间剩余油较多的问题,首选蒸汽驱作为蒸汽吞吐后的接替方式来进一步提高原油采收率。运用数值模拟方法结合现场实际,对Ｚ 区块水平井蒸汽驱井网形式、转驱时机、注汽干度等技术参数进行优选。实施过程中使用了３０ ｔ／ ｈ 超高干度注汽锅炉,出口注汽干度可高达９５％以上,保证了注汽井的注汽强度为１􀆰 ６ｍ３ ／ （ｄ·ｋｍ２·ｍ）左右。先导试验区７ 口水平井蒸汽驱见到明显效果,平均日产油增加了４～８ ｔ／ ｄ。研究成果为稠油油藏水平井蒸汽驱在胜利油田的推广提供了技术依据。     

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     

超稠油直井水平井组合蒸汽驱参数优化

针对风城油田重32井区蒸汽吞吐轮次高、周期产油量低、油汽比低等突出问题,建立直井水平井组合蒸汽驱典型井组的数值模拟模型,通过设置不同的参数组合方案,运用单因素法和正交实验法研究井网井距、转驱时机、注采参数等对生产效果的影响。分析结果表明,直井水平井组合蒸汽驱合理的开发技术参数为:直井与水平井井距为35 m;水平段位于直井井排中间;直井蒸汽吞吐8周期、水平井蒸汽吞吐2周期后转蒸汽驱;注汽速度为70 t/d;采注比为1.2;井底蒸汽干度大于0.7;井口Sub-cool(井口压力对应的饱和蒸汽温度与流体实际温度的差值)为10~20℃;直井连续注汽200 d后可转轮换注汽,注3个月停1个月。试验区转蒸汽驱后,日产油由63 t/d升至117 t/d,阶段油汽比由0.08升至0.19。研究成果可有效指导超稠油蒸汽驱现场动态调控,为后续技术推广提供理论支持与经验借鉴。     

薄层稠油蒸汽驱数值模拟研究

为解决林东馆三块薄层稠油油藏转蒸汽驱后老井利用及注采参数优化的问题,利用区块实际地质特征,建立油藏数值模拟模型,研究了薄层稠油油藏蒸汽驱中油、汽、水3相分布规律并优化最佳注汽强度,同时分析薄层和厚层蒸汽驱的不同点及原因。研究表明：薄层稠油油藏蒸汽驱过程中由于顶底盖层热损失严重,与厚层稠油油藏相比,蒸汽超覆不明显,热水驱的影响要远大于蒸汽驱,蒸汽驱段只占30%左右,受水驱影响底部原油也能被动用;为保证蒸汽驱效果,薄层稠油油藏应加大注汽强度;对于林东馆三块油藏,目前老井均位于油藏上部,但蒸汽驱时仍可以继续利用,其最佳注汽强度为2.0 t/(d·hm²·m),不能直接采用中厚层稠油油藏蒸汽驱经验进行设计。研究成果对薄层稠油油藏转蒸汽驱设计具有重要的借鉴意义。     

深薄层砂砾岩特稠油油藏蒸汽吞吐转驱试验评价

L油田为一大型的埋深、薄层、特稠油构造-地层油藏，在某东区C块对2种井距进行了蒸汽吞吐转驱试验。结果表明，埋深900m以下，厚度10m左右的砂砾岩储层，在7MPa左右较高压力下转驱仍然是可行的。采用先进的注采及监测配套工艺，使注汽井井底于度始终保持在70%以上，采注比1.4以上，预测最终采收率比一直保持吞吐方式提高28%以上。     

水平井蒸汽驱开采稠油数值模拟研究

方法利用数值模拟方法,研究了水平井蒸汽驱过程中注汽速度、蒸汽干度及水平注采井距对蒸汽驱效果的影响。目的提高水平井蒸汽驱开采稠油的开发效果。结果注汽速度越高,相同时间内采出程度越大;注汽速度对累积油汽比的影响在不同时期有不同的规律;根据模拟结果,计算了不同注汽速度下净产油量的净现值,确定出开发期内的最佳注汽速度,本油藏模拟期内的最佳注汽速度为１２７ｍ３／ｄ;蒸汽干度对蒸汽驱效果的影响受注汽速度制约,注汽速度较低时,蒸汽干度越高,开发效果越好,但注汽速度较高时,蒸汽干度过高,反而使开发效果变差;注采井距对蒸汽驱效果,特别是蒸汽突破时间影响显著,注采井距应大于水平段长度。结论水平井蒸汽驱开采稠油主要受注汽速度、蒸汽干度和注采井距的影响,只有合理选择上述参数,才能取得较好的开发效果     

低渗透油田合理井距确定方法研究——以N油田为例

针对低渗透油田合理井网密度问题,从开发技术条件与经济效益两个方面出发,考虑启动压力梯度影响,采用势的叠加原理,建立了油水两相稳定渗流时的技术极限井距模型,并推导出不同注采压差下技术极限井距与含水饱和度、含水率以及储层渗透率的关系。根据N油田采收率与水驱控制程度、井网密度的关系,考虑销售收入、开发投资的将来值、维修及管理费用等,运用曲线交会法计算出不同油价对应经济极限井网密度及经济合理井网密度。N油田目前开发阶段反九点井网210 m井距小于技术极限井距,仍有加密潜力。     

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。     

注汽速度对蒸汽驱开采效果的影响

在对前人有关注汽速度方面的室内研究工作进行了重新分析后，发现试验获得的最佳注汽速度均大于１２０ｔ／ｄ。国个３６个蒸汽驱现场试验结果统计规律表明，蒸汽驱油汽比不仅与地质参数有关，而且与注汽速度密切相关。１５个注汽速度小于１１０ｔ／ｄ的蒸汽驱现场试验有１０个是失败的（以油汽比为０．１５为标准），只有５个是成功的，另外２１个注汽速度大于１２０ｔ／ｄ的蒸汽驱现场试验都是成功的，并且是现出注汽速度愈大油汽经     

低渗透稠油油藏水平井优化设计研究

在蒸汽吞吐的开发方式下,利用热采数值模拟方法,针对低渗透稠油油藏水平井应用的井距和水平段长度展开优化研究,建立了低渗中粘、高渗高粘、中渗高粘、高渗中粘4种不同油藏类型的模型,以周期生产气油比和累积产油量做为对比指标。认为低渗中粘稠油油藏不同于中高渗高粘稠油油藏,应用水平井开发不会发生水平井端部效应。低渗中粘稠油油藏,水平井合理井距在100 m,水平段长度为300~400 m效果最佳。     

孤岛油田稠油油藏井网优化研究

采用数值模拟对孤岛油田合理井网密度、井网加密时机、井网类型以及经济评价等方面进行了研究。研究认为:孤岛油田以300m井距井网开采,其采收率较高,经济效益最好;分阶段布井开发,在稀井网开发的基础上加密井网优于一次性采用密井网开发;油水粘度比不同,加密时机不同,其采收率不同;对稠油油藏高含水期加密井网开发效果较好;采用强化的注采系统开采,水驱控制程度高,最终采收率高。     

塔河油田断溶体油藏气驱井组注气量计算方法

塔河油田断溶体油藏注氮气提高采收率开发效果显著,但尚没有针对塔河油田断溶体油藏合理注气量的确定方法。根据生产数据分析法,通过流量重整压力和物质平衡时间曲线的拟合,得到了塔河油田断溶体油藏气驱井组总动用储量;考虑塔河油田断溶体油藏井网特征,得到了线状井网气驱平面波及系数计算方法;根据地震能量体属性缝洞体三维分布,得到了考虑缝洞体空间展布的断溶体油藏气驱纵向动用程度。利用数值模拟方法对典型断溶体油藏进行模拟,明确了断溶体油藏合理注气量为剩余储量的0.75 PV;在得到断溶体油藏气驱井组总动用储量、注气前累计产油量、平面波及系数、纵向动用程度和合理注气量的基础下,建立了塔河油田断溶体油藏气驱井组合理注气量的计算方法。将该计算方法得到的合理注气量应用于塔河油田断溶体油藏注气现场,见效井产油量增加到未注气前的2.5倍。     

稠油油藏注蒸汽和烟道气数值模拟研究

为提高克拉玛依油田九6区特稠油蒸汽吞吐后期及转蒸汽驱开发效果,进行了注蒸汽添加锅炉烟道气机理、地质参数敏感性、注采参数优化和经济评价等研究.研究结果表明在适宜的油藏条件下,蒸汽加烟道气吞吐和蒸汽加烟道气驱比单纯的蒸汽吞吐和蒸汽驱效果都有明显的改善.蒸汽吞吐后期加锅炉烟道气可使该区吞吐周期延长2～4轮次,单井产量提高1459 t,采出程度提高7.02%;蒸汽驱过程中添加烟道气可使采出程度提高3.7%.