过热蒸汽吞吐开采方式及井网井距确定方法

河南油田特超稠油油藏的蒸汽吞吐开发实践表明,对于油层温度条件下脱气原油黏度小于8×104 mPa·s的浅层特超稠油油藏采用蒸汽吞吐开采技术是成功的,后期采用过热蒸汽吞吐可以改善蒸汽吞吐的开发效果,进一步提高注蒸汽开发的采收率。但对于大于8×104 mPa· s的浅层超稠油油藏和特薄层特超稠油油藏,由于层薄、黏度高、注蒸汽开发地层热损失大、需要注入蒸汽热焓高,常规蒸汽吞吐技术经济效益差,可尝试过热蒸汽吞吐开发方式。建议井楼油田特超稠油油藏开发采用五点法井网、100 m×141 m井距开发。     

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。     

河南油田超稠油油藏热化学辅助蒸汽吞吐技术研究

超稠油油藏开发是世界性难题,河南油田利用热化学辅助蒸汽吞吐技术成功实现了超稠油油藏的高效开发。分析了氮气和降黏剂改善蒸汽吞吐效果的机理,通过室内实验方法评价优选降黏剂,应用数值模拟方法进行了注汽强度、氮气注入量、降黏剂注入量等因素对开发效果影响的研究。该技术在河南油田超稠油油藏开发中得到了广泛应用,平均单井周期产油量提高117 t,含水率降低8%,油汽比提高0.12,取得了良好的开发效果,具有一定的借鉴意义。     

超稠油HDCS高效开采技术研究

HDCS高效开采技术是一种采用油溶性复合降粘剂及CO2辅助水平井蒸汽吞吐的超稠油开采技术,它由水平井、油溶性复合降黏剂、CO2和蒸汽四个关键部分构成。研究表明超稠油HDCS高效开采技术针对超稠油油藏有诸多优势：数值模拟研究表明水平井能增强注汽能力,增大油汽比,对于薄油层能够相当大程度上减少蒸汽的热损失;实验研究表明通过注入高效油溶性降黏剂和CO2能减小油水界面张力,破碎沥青质的层状结构,降低原油粘度,降低剩余油饱和度,增强地层弹性能量,减缓油藏压力衰竭。矿场统计和分析表明该技术可有效地提高蒸汽利用率,降低注汽压力,提高油汽比,增加产量和生产周期。该技术的应用使黏度大于300000mPa·s（500C） 、埋深大于1300m、油层平均厚度小于8m的超稠油藏实现了动用,目前已在胜利油田建成4×10^4t的产能。     

特超稠油油藏蒸汽吞吐筛选标准的探讨

蒸汽吞吐是目前开采稠油油藏最主要的技术,但对原油粘度远大于5×10⁴mPa·s 的特超稠油油藏仍存在着筛选条件不明确的问题。根据目前油价,基于投入与产出平衡原理,研究确定了单井周期极限油汽比、单井极限产油量等经济指标。在此基础上,应用数值模拟技术,对特超稠油油藏吞吐的筛选标准进行了探讨,确定了油藏条件下原油粘度不超过50×10⁴mPa·s,油层有效厚度大于8.5 m,净总厚比大于0.4,含油饱和度大于50%,孔隙度大于20%,渗透率大于500×10^-3μm²,最佳的垂向与水平渗透率比值为0.1~0.5. 该筛选条件的确定对特超稠油油藏蒸汽吞吐开采具有重要的指导意义。     

过热蒸汽吞吐开采界限及注采参数优化研究

过热蒸汽吞吐相比普通湿蒸汽吞吐能够大幅度提高浅薄层超稠油油藏的开发效果,是提高该类油藏采收率的有效途径。建立浅薄层超稠油油藏三维地质模型,进行过热蒸汽吞吐数值模拟研究,确定了不同油层埋藏深度和油汽比条件下的厚度下限;研究原油产量与原油粘度的关系,确定了过热蒸汽吞吐原油粘度上限,并进行注采参数优化研究,优选出最佳的周期注汽量、注汽速度、焖井时间和最大排液量。从井楼油田过热蒸汽吞吐试验区的实施效果看,取得了显著的成效,大大增加了该类油藏的技术可采储量。     

超稠油油藏HDCS开采技术优化

针对胜利油田广9区块超稠油油藏HDCS开采过程中存在的问题,通过油藏数值模拟分析了HDCS的降黏作用机理,优化了HDCS吞吐各周期降黏剂、CO_2与蒸汽的注入量,提出HDCS吞吐后期开采方式应转为HNS吞吐。研究结果证实:降黏剂、CO_2与蒸汽先后注入地层具有滚动接替、协同降黏作用,降黏剂的作用范围主要集中在近井地带0~2.4 m,CO_2的受效半径大于降黏剂,约为6.4 m,蒸汽的作用范围最大,受效半径约为11.2 m。从经济角度出发,HDCS吞吐4周期时,应停止注入降黏剂,转入HCS开发;吞吐7周期时,停止注入CO_2,转入蒸汽吞吐开发。HDCS吞吐8周期后,近井地带温度逐渐升高,原油黏度大幅度降低,地层能量逐渐衰竭,产油量下降较快。通过优化得出,HDCS吞吐8周期后转HNS吞吐4周期的总产油量最高。     

影响水平井蒸汽驱效果地质因素分析

以辽河油田某区块稠油油藏为例,通过数值模拟方法,系统研究了各种地质因素(地层倾角、渗透率、初始含油饱和度、油层厚度、油层深度和原油黏度)对水平井蒸汽吞吐转蒸汽驱的转驱时机以及对水平井蒸汽驱开发效果的影响。分析结果表明,影响较大的因素是初始含油饱和度、油层厚度以及原油黏度。该研究可为筛选稠油油藏水平井蒸汽驱开发的地质条件提供可靠的理论依据。     

超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐数模研究

超稠油油藏蒸汽吞吐后期,油汽比低,周期含水量高,开采效果差,注氮气辅助蒸汽吞吐已经成为1种提高超稠油开采效果的有效手段。与常规稠油油藏不同,超稠油对于注氮参数以及筛选条件有更严格的限制。模拟研究得知,超稠油油藏蒸汽吞吐不同时期宜采用不同的注氮模式。因该类型油藏对原油黏度、油层厚度、采出程度敏感性较强,从而确定超稠油油藏选井标准。该研究对同类油藏注氮辅助蒸汽吞吐开采具有指导意义。     

边底水稠油油藏水溶性降黏剂吞吐技术研究

针对胜利油田沾29块边底水稠油油藏蒸汽吞吐开发过程中油井含水率高、日产油量低的问题,利用岩心驱油实验和微观可视化设备,研究了应用水溶性降黏剂提高稠油采收率的机理;运用非线性混合法则,实现了水溶性降黏剂在数值模拟中的表征;利用数值模拟方法,建立了水溶性降黏剂吞吐数值模型,优化得到了沾29块水溶性降黏剂吞吐的开发技术界限。研究结果表明:相对于水驱,水溶性降黏剂驱油效率提高了4. 6%;水溶性降黏剂提高采收率的主要机理是形成水包油乳状液,可降低原油黏度及界面张力,减少残余油饱和度;非线性混合规则表征了原油黏度随水溶性降黏剂浓度的非线性变化规律;沾29块开发方案中,水溶性降黏剂吞吐的注入浓度为3%～4%,周期注入量为500～600 t;水溶性降黏剂吞吐措施有效期达396d,平均日增油为3. 1 t/d,矿场实验取得了良好的开发效果。研究成果对于改善边底水稠油油藏开发效果具有重要意义。