稠油油藏蒸汽驱评价新方法

现有的蒸汽驱评价方法都是针对某一特定油藏,并且只能对蒸汽驱生产的结果进行评价。从注采特征曲线和累积产油量-累积产液量关系曲线出发,得到采出程度与累积油汽比等5个指标的经验公式。在经验公式中引入了表征油藏生产特征的参数M_r,同时通过调研实际生产数据获得M_r的取值。利用正交分析获得对油藏最终采收率影响比较大的地质因素。利用回归法得到经验公式中4个待定系数与地质参数和井网参数的关系式。进而得到不同阶段采收率条件下,采出程度与累积油汽比等5个指标的理论模版。5个理论模版初步形成一套蒸汽驱评价体系,该评价体系具有一定的普遍意义,可以对蒸汽驱生产的过程进行评价和指导。通过对单83块稠油油藏的蒸汽驱生产进行实际评价的结果表明,该方法简单可靠。     

辽河中深层稠油蒸汽驱技术研究与应用

为提高辽河中深层稠油油藏最终采收率,在齐40块开展了蒸汽驱技术的研究与应用.利用油藏工程方法、地面模拟实验和软件计算方法对中深层稠油油藏蒸汽驱的井网井距、注采工艺参数等关键环节进行了优化设计.并通过先导试验的验证与完善,形成了一整套适合于中深层稠油油藏特点的蒸汽驱开发技术,包括油藏工程设计技术、高温注汽隔热技术、高温举升技术、动态调控技术等.目前蒸汽驱技术已在齐40块进行了工业化应用,见到了较好效果,预计该区块最终采收率可达56%,比目前蒸汽吞吐方式下采收率提高近一倍.     

辽河油田稠油采收率确定方法研究

本文提出了确定稠油油田常规注水、蒸汽吞吐和蒸汽驱开发条件下的６种原油采收率确定方法，并根据各种方法的基本原理和适用条件，进行了归类分析，形成了辽河油田稠油不同开发 同开采阶段的原油采收率确定方法系列。按照筛选完善与创新相结合的思路，把衡 油中常用的水驱特征曲线法应用于稠没不和蒸汽驱开发之中，并提出适合稠油特点的数值类比，经验公式，注采特征曲线、油汽比递减曲线和产量递减曲线５种方法。这些方法经实践检     

稠油油藏蒸汽吞吐后转蒸汽驱驱油效率影响因素——以孤岛油田中二北稠油油藏为例

为了研究稠油油藏蒸汽吞吐后转蒸汽驱驱油效果及影响因素,分析蒸汽吞吐后转蒸汽驱提高稠油油藏采收率的潜力及有效开发方式,以胜利油区孤岛油田中二北稠油油藏蒸汽吞吐后密闭取心岩心为实验对象,开展了在原始油水饱和度状态下的驱替实验,对不同驱替介质、不同介质温度及不同驱替方式下的剩余油驱油效率进行了研究.结果表明:驱替介质类型、介质温度及驱替方式是影响转驱效果的主要因素,相同温度下蒸汽驱的驱油效率要好干热水驱,250℃蒸汽驱比同温度热水驱可提高采收率5%以上,驱替介质温度与采收率提高幅度之间存在良好的对数关系,研究区块蒸汽吞吐后直接转蒸汽驱可提高采收率30%左右.     

火烧油层段塞+蒸汽驱组合式开采技术研究

辽河油区中深层稠油油藏蒸汽吞吐后，多采用蒸汽驱方式提高采收率。但蒸汽驱开发初期存在一个较长的低产期，蒸汽驱油汽比和原油商品率均较低。如何提高蒸汽驱效果，已成为辽河油区大面积转蒸汽驱急需解决的问题。以高3块为例，运用数值模拟方法，进行了“火烧油层段塞＋蒸汽驱”组合式开采可行性研究，并确定该技术可以作为稠油油藏蒸汽吞吐后大幅度提高原油采收率的有效接替技术。     

注蒸汽开发稠油油藏采收率计算公式探讨

从辽河油区的地质条件和开发特征出发．立足单因素分析，在着重研究渗进率、净总厚度比和单层厚度对原油采收率影响的基础上。利用《价值工程》中的“功能重要评价法”，优化出不同类型稠油油藏蒸汽吞吐和蒸汽驱开发阶段的采收率计算公式．经实际资料验证，该公式对油田开发前期确定采收率丰和可采储量，具有较好的适用性。     

两类方法计算蒸汽驱采收率的结果对比及其意义

本文根据不同的计算蒸汽驱采收率方法所应用参数的不同，将蒸汽驱采收率的计算方法分为两类：一是以油藏基本特征参数为依据，计算的是在蒸汽驱合理操作条件下应该取得的采收率，这类方法称为静态法；二是以蒸汽驱开发动态所表现出来的规律为依据，计算的是在现行的操作条件下可能取得的采收率，这类方法称为动态法。通过分析这两类方法的蒸汽驱采收率的内在含义指出，在油藏描述准确的条件下，两类方法计算的蒸汽驱采收率的差值可以     

利用多元回归方法确定稠油油藏吞吐阶段的采收率

收集整理了我国３９个已开发热采稠油区块的基础资料，从影响采收率的单因素分析入手，采用多元回归方法，建立了确定蒸汽吞吐开采稠油油藏采收率的相关经验公式。     

曙1─7─5块蒸汽驱开发的初步认识

本文通过辽河油区转驱最早的曙１－７－５块５ａ多的开发实践，对块状边底水油藏蒸汽驱阶段的动态规律进行了初步探讨，提出蒸汽驱开发的生产特征和变化规律，以及压力和温度的变化特征，并提出了测算蒸汽驱油藏原油采收率的注采特征曲线法和水驱特征曲线法，同时提出了确定蒸汽驱油藏最大油汽比和最佳注汽速度的统计方法。这些方法和动态变化规律，对今后我国稠油的大规模开采具有重要的指导和借鉴意义。     

反九点联合井网水平井蒸汽驱产能公式

针对联合井网水平井蒸汽驱产能公式研究较少的问题,基于新疆风城油田典型区块建立油藏数值模拟模型,运用数值模拟方法分析蒸汽驱综合系数与主要影响因素的关系,通过正交设计与多元非线性回归方法得到蒸汽驱综合系数经验模型,并推导出反九点联合井网水平井蒸汽驱产能公式。研究表明,该公式与数值模拟、人工神经网络计算结果误差率约为10%,满足工程要求;实例表明,某油田Z区块公式计算得到日产油为133.41m³/d,与实际数据误差为6.42%。该研究为风城油田稠油油藏蒸汽驱产能的预测提供了借鉴。     

辽河油田齐40块稠油蒸汽驱油汽比预测方法研究

油汽比是评价蒸汽驱过程的重要参数,油汽比越大,说明蒸汽驱的效果越好。研究蒸汽驱油汽比的预测模型及其影响因素对蒸汽驱开采具有重要意义。文中根据能量平衡的原理,将注入油层中的热量转换为蒸汽腔体积,而蒸汽腔的体积又和驱替的油量相关联,由此提出了适合辽河油田齐40块的蒸汽驱驱油速度计算模型,模型同时考虑了初始原油黏度、枯竭作用,以及油层连通系数的影响,并以此来预测蒸汽驱开采的瞬时油汽比,并分析了蒸汽驱油汽比的影响因素,包括注汽温度、注汽干度和蒸汽驱生产年限。最后,利用推导的公式对齐40块的典型井组进行计算发现,该公式对齐40块的适应性较强,符合程度较高。对类似稠油油田的蒸汽驱开采具有重要的借鉴意义。     

吉林扶余油田稠油油藏化学驱实验研究

针对吉林扶余油田稠油,选取一种水溶性降黏剂,采用乳化降黏法,改善原油流变性并使其黏度降低,提高了稠油油藏的采收率。采用静态评价与动态评价相结合的方式;对该降黏剂的性能进行评价,利用流变仪测试不同降黏剂浓度、不同油水比条件下的降黏率,以此来考察降黏剂对稠油的静态降黏效果。采用人造岩心物理模拟实验,考察不同降黏剂浓度、注入速度、注入时机对降黏剂动态降黏效果的影响,为矿场实际应用提供理论依据。实验表明,该降黏剂能够有效降低吉林稠油黏度,具有较好的降黏效果。     

KS油田稠油油藏开发方式优化

KS油田稠油油藏埋深浅、物性好,以衰竭式开采方式投入开发,目前已进入天然能量开发后期,油田开发效果越来越差。为此,拟通过转换开发方式改善油田开发效果。依据稠油热采开发方式筛选标准,对开发方式的转换进行优选,并利用油藏数值模拟方法进行分析验证。结果表明,在目前开采状态下,蒸汽驱是KS油田稠油油藏的最佳开发方式,原油最终采收率可达42.7%。在此基础上,进一步利用油藏数值模拟方法进行不同蒸汽驱方案的效果预测,优选蒸汽驱转驱时机及注采参数。按照数值模拟优选结果,在稠油油藏J层系进行现场实施,取得了较好的开发效果。     

普通稠油油藏转换开发方式研究与实践

欢喜岭油田锦612块大凌河油层为高孔、高渗、块状边底水普通稠油油藏。该油藏投产以来,主要依靠天然能量开采,边部油井全部水淹关井,内部地层压力大幅度下降(仅5 MPa左右),原油黏度升高,油井水窜严重,开发效果不理想,寻求有效开发方式迫在眉睫。通过对水驱、蒸汽吞吐、蒸汽驱及非混相驱开发方式的研究与实践,确定锦612块大凌河油层应主要立足于常规注水开发,采用水平井与直井多种组合的注水方式,辅以蒸汽吞吐开发,在注水后期转入非混相驱。非混相驱阶段提高采收率9.77%,区块最终采收率为41.17%。     

巨厚块状普通稠油油藏二次开发研究

辽河油区L断块区属常温注水开发的巨厚块状稠油油藏,动用程度是影响此类油藏高效开发的关键因素。鉴于油藏下部油层动用较好,而上部油层动用有限,通过数值模拟手段研究了隔层对注入水的封隔能力,并根据油层及隔层发育状况,将区块分2个部分进行二次开发部署。主体部位进行直井与水平井组合注水开发,可增大注水波及体积;下部油层较为发育区部署水平井挖潜,提高区块的储量动用程度,实现二次开发,提高区块最终采收率。     

微生物降解技术在低温稠油油藏中的应用

华北油田稠油断块油藏储层裂缝发育,油层薄且非均质严重,原油富含高分子胶质和沥青质,低温流动性差。为了提高采收率,增加原油商品价值,对其进行了稠油断块微生物降解技术研究。分析了微生物降解产物组成,并在一定温度条件下对其降解产物的界面张力和黏度进行了测定。结果表明,稠油经微生物降解后,生成低烃气体和脂肽类生物表面活性剂;降解产物能有效改善油品性质,提高油品成熟度,而且回注污水、胶体对微生物生长影响微弱。经过现场应用,增油效果明显。     

特稠油乳化降黏室内评价研究

特稠油原油黏度高、流动性差,采用常规方法开采难度大。针对这一问题,作者提出了一种乳化降黏的开采方法。该方法利用表面活性剂,借助超声波的振动、空化和热作用,使特稠油乳化形成O/W型乳状液,有效降低了油层特稠油黏度,改善了原油的低温流动性。文中还对形成O/W型乳状液影响因素进行了室内评价,并进一步借助超声波增强乳化效果进行了驱油技术实验。结果表明,该技术的实施不会对原油脱水造成影响,其经济性优于热采。该项研究为特稠油油藏开采开辟了新途径。     

坨82特稠油区块出砂原因及防砂措施

坨82特稠油区块位于王庄油田,为高孔、中高渗储层,是构造、岩性控制的层状强水敏特稠油油藏,普遍存在油井地层出砂问题,给生产带来了一系列危害。文中通过对坨82特稠区块油井出砂规律及原因的研究,优选改进了两步法预充填绕丝筛管防砂方法对该区块油井出砂进行治理。结果表明:防砂方式不优化、稠油蒸汽吞吐开发是造成油井出砂的重要原因;采用改进的两步法预充填绕丝筛管防砂工艺,可以有效提高井筒近井地带挡砂墙的挡砂效果,防止环空出砂,从而改善特稠油区块的开发效果。     

深井薄层稠油油藏水平井注采参数优化设计

针对深井薄层稠油油藏注蒸汽散热效应较厚油层大的特点,在蒸汽吞吐增产机理分析的基础上,运用经济概算、数值模拟、分析类比方法,计算了热采水平井经济布井界限,重点对初期注汽强度、注汽强度周期递增量、初期排液量主要注采参数进行优化设计。研究结果为:水平井极限布井厚度为3 m,水平段长度200 m,位于油层中下部,初期注汽强度为12 t/m,将多个吞吐周期分为3个阶段,每个阶段的注汽强度周期递增量分别为20%,10%,0%,合理的注汽速度为10 t/h,初期采液量应控制在35 t/d。矿场应用取得很好的开发效果,该项研究成果为该类油藏的高效开发热采水平井提供了现场实施依据。     

特稠油油田井间干扰评价及应用

在气藏、煤层气藏、稀油油藏的开发中普遍存在井间干扰现象。目前,我国海上开发黏度最大的某稠油油田的生产实践发现,衰竭开采的特稠油油藏也同样存在井间干扰现象。文中从油田实际干扰现象出发,建立数模模型进行定量评价。研究结果发现:原油黏度越大,其渗流速率越慢,泄油半径越小;原油黏度越大,井底压降漏斗越深。这是由于稠油黏滞阻力大,流动所要消耗的压降能耗远远大于普通稠油。随生产时间的增加,其压降漏斗越来越深,泄油半径越来越大。当井距大于280 m时,或定向井之间,井间干扰不明显。井间干扰主要发生在高产井之间及后投产井与先投产井之间。井间干扰对先投产井造成的不利影响,可以通过调整井距减弱,该研究成果对于稠油油田合理井距的确定有指导意义。