超稠油蒸汽驱地层热损失计算方法研究

超稠油在蒸汽驱过程中普遍存在重力超覆现象,目前地层热损失的计算方法主要建立在活塞式驱替理论的基础上,未考虑重力超覆的影响。通过对考虑重力超覆、拟流度比等影响下的蒸汽驱前缘形状探究,推导出蒸汽驱前缘方程和蒸汽腔体积方程。基于对蒸汽腔演化的研究,运用传热原理及瞬时热平衡理论,推导出重力超覆作用下的地层热损失计算方法。研究表明,重力超覆对热损失率影响较大,形状因子越大热损失率越小;汽驱前期热损失率增加较快,注汽后期热损失率趋于平缓;蒸汽驱过程中注汽速率越大,油层厚度越大,拟流度比越小,蒸汽径向速率越接近井底注汽速率,热损失率越小。该方法为油田生产过程中的合理配产配注提供了借鉴。     

风城超稠油蒸汽吞吐后期转蒸汽驱开发方式研究

在新疆风城油田超稠油油藏注蒸汽吞吐开发后期,蒸汽驱开发方式是提高采收率的有效途径.研究表明,蒸汽驱过程体现了驱泄复合作用,即蒸汽超覆在油层上部形成蒸汽腔,加热原油在驱动力和重力双重作用下从生产井采出,由此可形成直井小井距蒸汽驱、直井与水平井组合蒸汽驱、水平井与水平井组合蒸汽驱3种吞吐后期接替方式,先导试验达到了预期效果,进一步拓展了蒸汽驱适用的地质条件和组合方式,对同类超稠油油藏的开发具有借鉴意义.     

考虑蒸汽超覆的稠油蒸汽吞吐产能预测模型

常规稠油油藏蒸汽吞吐产能预测模型假设注入蒸汽活塞式驱替原油,油层顶底加热面积相同,实际生产过程中,由于原油和蒸汽密度不同产生重力分异作用,出现蒸汽超覆现象,导致油层顶部加热面积大于底部加热面积。通过确定顶底盖层加热半径之间的关系,引入等效半径,在拟稳态产量公式基础上,建立了考虑蒸汽超覆的蒸汽吞吐产能预测模型。以孤岛油田M区块为例,分别采用本文模型、Marx模型和商业模拟器CMG计算产能。模拟结果表明,Marx模型由于未考虑蒸汽超覆现象造成热损失较小,预测产能偏高,平均相对误差为41%,而本文模型计算结果平均相对误差为12%,最小相对误差为7%,与商业软件计算结果较吻合。研究结果表明,考虑蒸汽超覆的稠油蒸汽吞吐产能预测模型具有一定可靠性,可用于稠油油藏蒸汽吞吐产能预测。      

水平井的蒸汽驱评价

蒸汽超覆是蒸汽驱过程中遇到的问题。采用小井距井网不失为减少蒸汽超覆的一种方法，但是，小井距井网中仍然存在死油区，在开发结束时还会有大量原油残留在地下。本研究通过三维蒸汽驱数字模拟，调查了水平井在改善蒸汽波及状况方面的效果。本研究进行了以下工作：对已经出现蒸汽超覆现象的正进行蒸汽驱开发油藏，应用水平井以减少超覆现象；对未开发油藏，蒸汽驱－开始就应用水平井，以防止蒸汽超覆的发生，研究中所用原始资料取自加利福尼亚典型重油油藏。     

聚合物驱后油藏蒸汽驱技术可行性研究

为进一步提高大庆油田原油采收率,利用热采物理模拟技术,开展聚合物驱后油藏蒸汽驱提高采收率实验研究,探讨聚合物驱后转蒸汽驱的可行性。实验结果表明,油藏聚合物驱后转蒸汽驱不仅能够改善高、中渗层的驱油效率,且蒸汽的超覆作用能够有效动用油层上部剩余油,提高波及效率。聚合物驱后油藏转热采方式在技术上是可行的。该研究为大庆聚合物驱后油藏蒸汽驱现场试验提供了依据。     

稠油电磁热采方法

引言电磁法虽然在国外早已进行试验和应用，但在我国，该研究工作还处于起步阶段。我国有丰富的稠油资源，其中很多稠油油藏可以利用现有热采技术，如蒸汽吞吐、蒸汽驱等进行开采。但是，有些稠油油藏由于埋藏过深，含有膨胀粘土层、油层薄、原油粘度过高等原因，不能采用蒸汽吞吐或蒸汽驱进行开采。而蒸汽吞吐和蒸汽驱都要向油层内注人热流体，存在着注人流体在油层内的移动难以控制，流体的流度比差，波及系数低等一系列问题。电磁热采技术是通过电磁能在油层中传播进行加热的，不需要注人流体，可以克服上述困难。电磁加热不仅发生在油井…     

特稠油,超稠油油藏热采开发模式综述

方法利用水平井热采模式．对特、超稠油油藏进行开采。目的改善开发效果，提高经济效益。结果对油层厚度小于5m的特、超稠油油藏不宜采用水平井热采；对油层厚度在5～10m的特稠油油藏或油层厚度大于10m的超稠油油藏，可采用水平井蒸汽吞吐和蒸汽驱开采；对原油粘度大于5×104mPa·s的超稠油油藏，适用蒸汽吞吐开采；对油层厚度大于20m，原油粘度大于20×104mPa·s的超稠油油藏，必须采用蒸汽辅助重力泄油技术。结论对已投入蒸汽吞吐的特稠油油藏，尤其是处于中后期吞吐阶段的区块，应采用蒸汽加氮气泡沫驱及现有在井与水平共组合蒸汽驱模式；对尚未开发的特、超稠油油藏，应采用水平井注蒸汽热采模式及其它新技术。     

喇嘛甸油田聚驱后蒸汽驱提高采收率研究

喇嘛甸油田葡I1-2油层聚合物驱结束后剩余油分布零散,开采难度大,蒸汽驱的降粘、蒸汽蒸馏及蒸汽超覆等作用使其成为聚驱后提高采收率的主要方法之一.喇嘛甸油田岩石及聚驱后原油热物性参数实验和蒸汽驱岩心驱替实验结果表明,聚驱后进行蒸汽驱可增加油相渗透率,降低残余油饱和度,大幅度提高驱油效率和原油采收率.     

齐40块蒸汽驱热能综合利用分析与评价

蒸汽驱是稠油油藏经过蒸汽吞吐开采以后,进一步提高原油采收率的主要热采方式．在蒸汽驱过程中,通过注入蒸汽,将热量释放到油层中;在热能影响下,原油流动性增强,在一定注采压差下,不断流向周围生产井并被采出。蒸汽驱油藏热能利用率越高,汽驱开发效果就越好。文中分析了大量的蒸汽驱监测资料,结合汽驱过程的动态开发规律,对高干度蒸汽注入注汽井筒直至油藏释放热量这一过程进行了研究。利用相关热能计算公式,量化了蒸汽驱过程中热能的实际利用情况,同时针对不同油藏特征进行了深入的分析与评价,为指导汽驱跟踪调控、深化蒸汽驱开采机理认识提供了重要的参考依据。     

热力泡沫改善稠油油藏蒸汽驱开发效果

稠油油藏蒸汽驱开发过程中存在蒸汽窜流及蒸汽超覆等现象,大幅降低了蒸汽的利用率,影响了蒸汽驱开发效果。利用二维可视化物理模拟装置,分析稠油油藏注蒸汽开发过程中的汽窜现象、泡沫封堵性能与改善微观波及体积的效果。研究表明：稠油油藏注蒸汽过程中,注采井间容易形成窜流通道;蒸汽在油层中产生明显的黏性指进现象,降低有效波及系数,窜流通道两侧滞留大量的剩余油;注入的泡沫流体进入并存在于窜流通道内,由于叠加的贾敏效应对窜流通道具有较好的封堵作用,使注入蒸汽及冷凝水进入含油饱和度较高的未波及区域,进一步驱替油藏内的剩余油。蒸汽驱开发的最终采收率为48.48%,热力泡沫辅助蒸汽驱的最终采收率可达到59.95%,最终采收率明显提高。该研究为稠油油藏蒸汽驱开发提供了借鉴。     

超稠油水平井注蒸汽开采数值模拟研究

方法利用数值模拟方法，对水平井注蒸汽的开发、布井方式等进行研究。目的提高超稠油油藏水平井开发效果。结果影响水平井开发的敏感性参数为水平段长度、水平渗透率、垂向渗透率、原油粘度、隔夹层等：在参考直井平面上波及半径为30m的基础上，选择平行水平井中间夹3口直井的布井方式为最佳方式；应采用先蒸汽吞吐后蒸汽驱开发，且在蒸汽驱过程中注入井打开油层中、上部．水平井位于油层中、下部，可以取得较好的开发效果。结论在水平井方案设计时，要考虑其敏感性因素；对凤城超稠油油藏．宜采取直井与水平井组合方式布井．水平井水平段长度应在200～300m之间，水平井位于油层底部；宜采用间隙蒸汽驱的开发方式。     

春风油田排601块水平井蒸汽驱井网类型优化物理模拟实验

蒸汽驱是稠油油藏水平井蒸汽吞吐进入开发后期主要的接替技术，而水平井的井网形式影响着蒸汽驱的开发效果。以春风油田排601块浅薄层稠油油藏为研究对象，依据相似准则，建立了高温高压三维比例物理模型，并开展了排状井网、五点井网、反九点井网条件下蒸汽驱物理模拟实验。研究结果表明:蒸汽驱过程中温度场的发育主要受注入井与生产井间的驱替压差的控制，注入蒸汽主要流向流动阻力小的区域（临近井、高渗条带、高温低黏油带）；蒸汽突破初期，依然有大量的原油从模型产出；实验结束后，蒸汽未波及区域存在大量剩余油。在排601块油藏条件下，排状井网、五点井网和反九点井网蒸汽驱的最终采收率分别为45.10%、41.90%和38.30%；排状井网、五点井网和反九点井网最大累积油汽比分别为0.69、0.63和0.53，综合对比排状井网效果最优。蒸汽驱过程的主要作用机理和现象包括:高温降黏作用、高温体积膨胀、高温蒸汽蒸馏和原油裂解作用、高波及效率和蒸汽超覆。研究结果可以有效支撑春风油田排601块水平井蒸汽驱设计。     

稠油油藏尿素泡沫辅助蒸汽驱三维物理模拟实验

稠油油藏蒸汽驱过程中,经常出现蒸汽超覆和窜流等现象,导致蒸汽波及系数小,原油采收率低。为此,利用三维驱替实验系统,分别进行纯蒸汽驱、蒸汽驱转尿素辅助蒸汽驱和蒸汽驱转尿素泡沫辅助蒸汽驱3组实验。结果表明:纯蒸汽驱驱替效果不理想,而蒸汽驱转尿素辅助蒸汽驱和蒸汽驱转尿素泡沫辅助蒸汽驱的驱替效果要好于纯蒸汽驱。蒸汽驱转尿素辅助蒸汽驱和蒸汽驱转尿素泡沫辅助蒸汽驱实验在转驱点后,瞬时油汽比分别提高0.24和0.27,采出程度分别提高9.56%和16.29%,进出口压差最大提高0.18和0.33 MPa,瞬时含水率分别降低15.77%和36.80%;从三维温度场变化可知,尿素辅助蒸汽驱可扩大蒸汽波及区域,但效果不明显,而尿素泡沫辅助蒸汽驱可以有效抑制蒸汽超覆和窜流,提高蒸汽波及系数和原油动用程度。综合对比指标可知,尿素泡沫辅助蒸汽驱的驱替效果最好。     

国外水平井稠油热力开采技术

综述了国外水平井稠油热力开采技术效果和应用规模。介绍了十种热采技术特点和应用方式：水平井蒸汽吞吐；水平井蒸汽驱；加热通道蒸汽驱；重力辅助蒸汽驱（ＳＡＧＤ）；改进的重力辅助蒸汽驱（ＥＳＡＧＤ）；水平井电加热开采；坑道式水平井开采；多底水平井开采；顶部燃烧重力辅助水平井开采（ＣＯＳＨ）；水平井火烧油层。对比分析了某些方式下水平井与垂直井的开采效果，认为水平井稠油热采前景广阔。     

蒸汽超覆对块状超稠油油藏剩余油分布影响研究

利用测井资料，结合油藏地质特征，建立了非均质地质模型。通过高温吸汽剖面、井温剖面、产液剖面等测试资料的分析，利用数值模拟手段研究了蒸汽吞吐开采过程中蒸汽的超覆作用，揭示了蒸汽超覆导致独特的油层温度分布特征及井间剩余油分布特征。研究表明，通过改变油井射孔方式、调整注汽参数等措施可以有效地减缓蒸汽超覆，提高油层纵向动用程度，降低油层纵向上的剩余油。在油层下部钻水平井，采取直井与水平井组合重力泄油方式，可以有效地动用井间剩余油，提高原油采收率。     

稠油重力泄水辅助蒸汽驱蒸汽超覆研究

重力泄水辅助蒸汽驱技术井网结构复杂,蒸汽腔的控制和超覆机理有别于传统蒸汽驱,需要结合不同原油黏度特点和蒸汽腔控制特点进行理论探索。考虑启动压力梯度、蒸汽前缘上边界变化和拟流度比,对蒸汽超覆理论进行推广,简化蒸汽超覆系数,得到液相等压面及蒸汽相前缘数学模型。经验证,该方法与数值模拟软件结果一致,同时直观展示了液相等压面及蒸汽相前缘变化趋势,揭示了蒸汽相超覆及前缘滞后规律。该研究为明确蒸汽超覆程度,提高蒸汽前缘波及效率,进一步挖掘剩余油潜力提供理论指导。     

蒸汽驱注采井间蒸汽超覆评价方法研究

蒸汽驱开采具有明显的阶段性,目前蒸汽超覆程度评价方法针对的是整个蒸汽驱过程,而没有考虑蒸汽驱不同阶段不同蒸汽前缘下超覆程度的差异性：对注入蒸汽的受力和速度分析,利用垂向流量比和迭代算法得出不同蒸汽前缘下的蒸汽超覆程度评价方法。垂向流量比表征了注采井间区域蒸汽超覆的能力,流量比越大,蒸汽超覆能力越强,注采井间中间区域的超覆能力远大于近注采井20 m区域,蒸汽超覆程度随着蒸汽前缘的推进而越来越严重。对影响蒸汽超覆程度的因素敏感性进行分析得出,径向与垂向渗透率的比值越大,井距越小,注采强度越强,压力梯度越大,蒸汽超覆程度越弱。通过数值模拟对蒸汽腔形态和剩余油分布进行了研究,其结果与理论分析是吻合的。     

稠油油田空气辅助蒸汽驱现场试验

为考察稠油油田空气辅助蒸汽驱的开采效果,开展了稠油油田空气辅助蒸汽驱现场试验研究工作。在齐40块蒸汽驱试验区选择原油濒临枯竭的、油藏已经发生严重蒸汽窜流和超覆的、亟待改变开发方式的5个井组进行现场试验,结果表明:5个试验井组平均单井组日产油由14.8 t/d升至16.1 t/d,油汽比由0.14升至0.17;油层纵向动用程度明显提高,分析认为是注入的空气在纵向和平面上首先向蒸汽驱优势方向波及,与残余原油发生低温氧化反应使孔隙中沥青质沉积增加,降低油层渗透率,迫使蒸汽转向,扩大蒸汽波及范围。研究认为:空气辅助蒸汽驱宜采用连续式空气/蒸汽注入方式;汽气比接近1: 40可取得较高采收率;70 m井距注入的空气与地下原油发生低温氧化反应,油藏温度有所提高,产出氧气含量可降到安全范围内。现场试验取得成功,利用空气辅助蒸汽驱改善稠油油田蒸汽驱开发效果具有可行性。所选试验井组存在的问题在普通稠油蒸汽驱井组生产后期具有普遍性,因此本文试验方法和相关技术参数可为类似井组开展空气辅助蒸汽驱试验提供参考。     

圣阿尔道油田蒸汽驱模拟

圣阿尔道油田,原油比重0.9792～0.9930,1965年开始蒸汽驱开采试验,效果良好,推广至全油层。20英亩反九点注汽方式。蒸汽驱过程中汽向边井超越流动,在数值模拟指导下封堵边井油层上部。一个井组钻四口加密井,加密井只完成油层下部。改变方向注汽,角井改为注汽井,同时中注井改注热水。这些革新措施提高了蒸汽波及系数,原油采收率达60%左右。     

井下热电偶测温技术在吞吐开采阶段的应用研究

通过对井下热电偶测温技术的综合研究，揭示了特浅层超稠油油藏井间热连通特征及蒸汽在剖面上的分布状态。阐述了观察井受干扰时间是生产井的２倍，得出了蒸汽突破的温度下限为６０℃左右的重要结论，指出纵向上油层加热厚度只有１／３，蒸汽波及厚度只有１３．２％，蒸汽超覆严重。