储层流体非均质性在重油评价及开发生产上的应用

原油化学组成和物理性质的剧烈变化在重质油藏内非常普遍,了解引起这种变化的原因及控制因素对深化油藏地质评价、优化重油开发方案设计及提高重油采收率都有非常重要的意义。在重油评价方面,根据原油组成和物性的梯度变化可以帮助判别油层非均质程度和隔层的出现;在混层开采时,原油地球化学组成可以用来判别各层的贡献。在重油开发方面,黏度的梯度变化是造成油藏模拟结果与生产历史难以拟合的主要原因,用均一黏度模型进行油藏数值模拟,过高地估计了蒸汽辅助重力泄油(SAGD)和循环注汽开采(CSS)的累计产油量。油相组成变化必须像渗透率、孔隙度和含油饱和度一样结合到常规油藏描述和数值模拟中去,能否准确预测生产行为就取决于上述变化与数值模拟工具相结合的有效性。流体物性的梯度变化同时表明,目前工业界普遍采用的把SAGD生产井置于油水界面之上1～2m并不是一个完善的设计,按照黏度梯度变化、累计产量和目前油价进行的优化计算显示,在西加拿大盆地Peace River地区理想的完井位置应该在油水界面之上8m。由于原油黏度对生产行为有着非常重要的影响,因此重油生产必须考虑黏度的变化,为此提出了一种新的完井设计思路,把J型生产井与SAGD相结合(JAGD),JAGD生产不仅提高了经济效益,还能降低对环境的影响。同时,由于重油开采主要受流动性控制,在热采之前对油藏进行预处理,待黏度降低后再进行开采也是提高重油采收率、降低能耗的有效手段。     

南海东部浅层油藏原油性质特殊规律研究与应用

原油黏度、密度通常随油藏埋深的增加呈下降趋势。基于这种认识,勘探阶段只对部分油藏进行原油取样分析,其他油藏通过插值或借用。最新研究发现,南海东部浅层油藏原油性质不符合这一规律,有时深度相邻的油藏原油性质相差较大。生物降解分析发现,原油性质较差的油藏生物降解严重,甚至正构烷烃几乎全部降解。这种现象在南海东部普遍存在,给储量计算、开发方案编制造成较大风险。进一步研究表明,浅层油藏原油性质主要受生物降解的控制,生物降解在低于80℃的有氧环境下普遍存在,因此,南海东部埋深较浅的油藏原油性质普遍受生物降解的影响;在浅层油藏中,底水油藏生物降解更为严重,因此原油性质普遍较差;而边水油藏水动力较弱,受生物降解影响较轻,因此原油保存较好。鉴于浅层油藏原油性质的特殊变化规律,主力油藏一定要单独取样,取样点尽量选在构造高部位,减轻生物降解的影响;开发方案选值时,要同时考虑油藏类型、物性好坏等因素。     

叠前同时反演在吐哈盆地致密油气有利储层预测中的应用

致密油气已成为勘探热点。吐哈盆地温吉桑地区水西沟群发育多套致密砂岩,但含油气较好的相对优质储层厚度较薄,且横向变化快,加之上覆煤层影响及其本身低孔低渗的特点,导致相对优质储层与围岩的地球物理响应特征差异较小。常规储层预测方法及流体检测结果多解性强、精度低,很难满足该区致密砂岩勘探需要。利用地震、钻井、测井等信息,开展了主要反演井横波估算、弹性参数计算及模型正演、敏感参数分析,结果表明,该区含油气层顶表现为Ⅰ类AVO特征,λρ、Vp/Vs交会可以较好区分含油气砂岩。在此基础上,运用高品质三维地震资料,对温吉桑地区进行了AVO属性分析、叠前同时反演,并综合其他预测结果,对该区有利储层及含油气性进行了预测,在实际致密砂岩勘探中取得了较好应用效果。实践表明,叠前反演技术是目前储层预测、含油气检测的有效方法,极大地减少了常规储层反演的多解性。下一步将以这种技术手段为基础,应用于其他致密油气勘探工区。     

改善薄层稠油油藏蒸汽吞吐效果的技术探讨

江37区块作为采油九厂第一个稠油开发试验区,已经进行了3年的蒸汽吞吐热采试验,目前油井已进入第四轮蒸汽吞吐开采阶段。随着热采试验的不断深入,试验区的含水上升快、井间干扰严重,油层平面和纵向动用不均、储量动用差等问题日益显现,严重影响了试验区的稠油开发。针对这些问题和矛盾,在研究稠油蒸汽吞吐开发模式和递减规律的基础上,提出了改善蒸汽吞吐阶段开发效果的有效方法和途径,为下步试验区的稠油热采试验提供一定的借鉴。通过现场试验证实,提高蒸汽干度、多井整体吞吐和水平井试验,是改善薄层稠油油藏蒸汽吞吐效果的有效途径,其中提高蒸汽干度可以降低单位注入热量的注水当量,减少近井地带的冷凝水饱和度;多井整体吞吐可以有效解决油井之间因注汽而相互干扰的问题;水平井由于其吸汽能力强,开发效果远好于普通直井。     

Prediction of CO2 Solubility in Oil and the Effects on the Oil Physical Properties

Abstract

CO₂ solubility in oil is a key parameter in CO₂ flooding process. It results in oil swelling, increased oil density, and decreased oil viscosity. Laboratory studies needed to cover a wider range of data, and are time consuming, costly, and may be not available or possible in many situations. On the other hand, although various models and correlations are useful in certain situations, they may are not be applicable in many situations.

In this study, a new genetic algorithm- (GA)-based technique has been used to develop more reliable correlations to predict CO₂ solubility, oil swelling factor (SF), CO₂-oil density, and viscosity of CO₂-oil mixtures. Based on the Darwinian theory, the GA technique mimics some of the natural process mechanisms. Furthermore, GA-based model correlations recognize all the major parameters that affect each physical property and also well address the effects of CO₂ liquefaction pressure.

Genetic algorithm-based correlations have been successfully validated with published experimental data. In addition, a comparison of these correlations has been made against widely used correlations in the literature. It has been noted that the GA-based correlations yield more accurate predictions with lower errors than all other correlations tested. Furthermore, unlike other correlations that are applicable to limited data ranges and conditions, GA-based correlations have been validated over a wider range of data.     

稠油蒸汽吞吐生产过程节点能耗分析及对策

通过对稠油蒸汽吞吐生产过程中热能耗分类分析,找出能耗损失的敏感性因素是锅炉本体损失、注汽管网损失、注汽井筒损失,注入地层热能有效利用率仅为48%,吞吐生产油井产出时热能有效利用率只有43.5%。结合分析结果提出了提高热效率的七项措施。     

超稠油水平井分段注汽配合调剖技术研究与应用

辽河油田超稠油水平井蒸汽吞吐进入中后期开采阶段,逐渐暴露出水平段动用不均、吞吐效果差等开发矛盾。分析认为,由于蒸汽超覆作用,水平段各井段区域储层非均质性差异大,吸汽强度不均,井间汽窜严重;近井地带地层存水增多,含油饱和度下降;油层亏空加大,地层压力下降,油层供液能力不足。依据水平井温度监测资料,合理判断水平段剖面动用状况,采用分段注汽工艺技术,独立分隔水平段注汽腔,灵活分配注汽量,实现对水平段不同区域分段均匀注汽。并通过注入高温复合调剖剂,辅助分段注汽进行蒸汽吞吐,有效封堵水平井段局部大孔道高渗透区域,补充地层能量,抑制汽窜发生,提高蒸汽波及半径,调整水平段动用剖面,实现水平段均匀吸汽,近而起到降黏、驱油助排和提高动用程度的作用,达到改善开采效果的目的,为油田开发持续稳产提供技术依据。