浅薄层特超稠油油藏冷热交替开采技术研究

针对浅薄层特超稠油油藏蒸汽吞吐开发初期面临的油层厚度薄、原油黏度高、蒸汽热损失大、吞吐有效期短等问题，提出了冷热交替大周期吞吐开发模式，有效改善开发效果。为此开展了浅薄层特超稠油油藏冷热交替开采三维物理模拟研究，结果表明：受顶底盖层热损失影响，蒸汽吞吐温度下降迅速，峰值产量较高，但单周期生产时间较短，约100 min；降黏吞吐可以降低吞吐井附近含油饱和度，提高产油速度，降低含水率，延长吞吐周期50 min 以上；提高温度可以增强降黏剂的降黏效果，第二周期开始冷热交替改善效果优于第一周期，其生产时间延长60 min，含水率降低45%，周期采出程度提高1.7%。利用数值模拟方法优化了冷热交替的注入参数，建立了该技术的政策界限：最佳转冷热交替的时机为2～3 周期，注入强度为0.02 t/m；适用的油层厚度小于8 m，原油黏度小于200 000 mPa?s，含油饱和度大于0.6，渗透率大于1 000 mD。     

杜84块CO_2、N_2和烟道气吞吐采油数模研究

杜84块是曙一区超稠油主力含油区块,但目前普遍存在吞吐周期高、开发效果逐渐变差等问题。为了进一步提高杜84块超稠油的开发效果,在稠油油藏储层特征和原油渗流特性研究的基础上,通过数值模拟方法,优化了注入量、注入速度、注入次序、气体的注入比例、焖井时间、注入周期以及放喷速度等参数,预测了最佳开采方案。数值模拟研究表明:在杜84块采用先注N2再注CO2最后进行蒸汽吞吐开发方式开采,开发效果较好;注入参数为注汽速度为400t/d,注汽天数为5d,N2、CO2比例为1∶2,每周期注入蒸汽总量为2000t,吞吐周期时间为4个月,采液量为24m3/d,焖井时间为6d为最佳。     

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。     

稠油油藏气体- 泡沫辅助注蒸汽实验与数值模拟

针对蒸汽吞吐过程中由于能量不足以及严重汽窜等导致热效率低、吞吐效果变差的问题,从室内物理模拟以及数值模拟两方面,开展了在蒸汽中添加气体及高温泡沫以改善蒸汽吞吐开发效果的研究。首先,通过引入泡沫综合指数,筛选了合适的发泡剂;其次,进行了4 组室内平行双管实验,分别为单纯蒸汽驱、蒸汽- 烟道气泡沫驱、蒸汽- 氮气泡沫驱以及蒸汽- 氮气驱。实验结果表明:在注入条件相同的情况下,蒸汽- 烟道气泡沫驱和蒸汽- 氮气泡沫驱均能够有效地封堵高渗管,启动低渗管,与单纯蒸汽驱相比,采出程度最高分别提高了28.98% 和26.04%;蒸汽- 氮气驱调剖效果有限,不能有效地启动低渗管, 采出程度比单纯蒸汽驱提高了10.56%。结合物理模拟的结果,采用数值模拟方法,分析了地层参数对烟道气- 泡沫辅助吞吐和单纯蒸汽吞吐开发效果的影响,结果显示,对于层薄、油稠的非均质油藏,烟道气- 泡沫辅助吞吐与单纯蒸汽吞吐相比具有显著的优势,能够有效地提高蒸汽吞吐开发效果。对河南油田井楼零区烟道气- 泡沫辅助蒸汽吞吐方案进行了参数优化,得到最佳日注汽量为100 m3,最佳气汽比为12,最佳焖井时间为7 d。     

烟道气辅助SAGD数值模拟研究

根据杜84块馆陶油层地质特征、多组分流体相态拟合生成的流体组分数据,结合SAGD数值模拟技术,建立烟道气辅助SAGD数值模拟模型。针对常规SAGD技术进行不改变注汽方式开发效果预测,对注汽井注汽进行了可行性分析。模拟结果表明,注汽井注汽较原方式提高采收率8个百分点;针对烟道气辅助SAGD技术,进行蒸汽/烟道气伴注可行性分析,对蒸汽/烟道气注入比和注入总量进行优选,最终优选烟道气和蒸汽总注入量为75 m3/d,注入比为1∶1,最终采收率为47.39%。烟道气辅助SAGD数值模拟结果表明,蒸汽/烟道气伴注对改善SAGD过程中蒸汽腔的扩展及延长SAGD阶段时间效果明显。     

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。     

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。     

克拉玛依油田九_6区注蒸汽加烟道气数值模拟

利用先进的CMG的STARS模型热采数值模拟软件,研究了克拉玛依油田九6区注蒸汽加烟道气开采方式,优化了注采参数。结果表明：在蒸汽吞吐后期添加锅炉烟道气可大幅度地提高蒸汽吞吐开采效果,烟道气辅助蒸汽吞吐可延长吞吐2～4周期,提高蒸汽吞吐采收率7．02个百分点;蒸汽驱中加烟道气可以提高蒸汽驱开发效果,提高汽驱采收率3．7个百分点;蒸汽烟道气吞吐4个周期转蒸汽烟道气段塞驱是九6区油藏最佳开采方式,最终采收率可达48．3％．     

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。     

克拉玛依油田九6区注蒸汽加烟道气数值模拟

利用先进的CMG的STARS模型热采数值模拟软件,研究了克拉玛依油田九6区注蒸汽加烟道气开采方式,优化了注采参数。结果表明,在蒸汽吞吐后期添加锅炉烟道气可大幅度地提高蒸汽吞吐开采效果,烟道气辅助蒸汽吞吐可延长吞吐2－4周期,提高蒸汽吞吐采收率7．02个百分点;蒸汽驱中加烟道气可以提高蒸汽驱开发效果,提高汽驱采收率3．7个百分点;蒸汽烟道气吞吐4个周期传蒸汽烟道气段塞驱是九6区油藏最佳开采方式,最终采收率可达48．3％。     

防窜剂加增效剂改善超稠油蒸汽吞吐后期效果

针对辽河油田超稠油油井蒸汽吞吐轮次高、吞吐效果逐渐变差的特点,提出了利用防窜剂加增效剂体系改善超稠油蒸汽吞吐后期效果的采油工艺技术。现场试验结果表明,注蒸汽添加防窜增效体系的工艺技术能够明显提高蒸汽吞吐井的周期产液量、周期产油量以及油气比。该项技术用于改善超稠油蒸汽吞吐后期效果在技术上和经济上都是可行的。     

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。     

二氧化碳和氮气及烟道气吞吐采油物理模拟实验——以辽河油田曙一区杜84块为例

针对辽河油田曙一区杜84块超稠油主力含油区块在开采过程中普遍存在的吞吐周期高、开发效果逐渐变差等问题,通过室内实验,分析了二氧化碳和氮气在杜84块超稠油中的溶解性及其对原油粘度的影响;通过物理模拟实验,模拟了在注蒸汽辅助的条件下,单纯注CO2、单纯注N2及模拟烟道气等多种吞吐方式的采油规律及增产机理;研究了CO2与N2的注入次序、注入量、注入比例及注入压力与放喷压力等参数对吞吐效果的影响。结果表明,在杜84块超稠油主力含油区块开采过程中,CO2和N2的注入次序为先注N2后注CO2,CO2与N2的体积比为2:1,注入压力为15MPa,生产时放喷压力以地层压力7.35MPa为最佳。     

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。     

特超稠油油藏蒸汽吞吐数值模拟

蒸汽吞吐是增加稠油产量的一种经济而有效的方法。克拉玛依油田九7区稠油在50℃时,地面脱气原油的粘度为2400～961000mPa·s,平均452029mPa·s,属超稠油油藏。针对克拉玛依油田九7区浅层特超稠油油藏的特点,利用数值模拟方法研究了蒸汽吞吐的主要注采参数。对注汽强度、注汽速度、周期注汽量、注汽压力、焖井时间和蒸汽干度等注汽参数进行了优化计算,推荐了注采参数的优化方案,在此基础上对蒸汽吞吐井的吞吐效果进行了预测,得到了不同周期的周期产油量等。计算结果对于克拉玛依油田九7区特超稠油油藏进行蒸汽吞吐开采具有一定的指导意义。     

非凝析气体CO_2改善蒸汽吞吐效果技术研究

针对蒸汽吞吐开发后期出现的地层能量不足、油层动用半径有限、蒸汽波及系数低、油藏非均质性导致井间干扰等极大影响超稠油开采的问题,通过理论计算、数值模拟等方法进行非凝析气体CO_2辅助蒸汽吞吐技术可行性研究。现场超稠油井组试验结果表明,此技术效果明显改善,增油3 191 t,创效益378万元,对超稠油蒸汽吞吐开发后期改善高轮井吞吐效果、提高油田采收率作用显著。     

薄层稠油油藏水平井氮气辅助蒸汽吞吐可行性研究——以哥伦比亚CAP油田B2井区为例

结合哥伦比亚CAP油田B2井区的油藏地质特征,应用数值模拟方法对水平井蒸汽吞吐后期采取注氮气改善开发效果的可行性进行研究,对混注比、注氮时机、注入方式、注入速度等参数进行优选。研究结果表明,混注比为40∶1,注氮时机在吞吐的中后期,注氮方式为氮气+蒸汽混注,注氮速度为8 000 m3/d。对第7、8两个周期进行注氮后,周期生产时间明显延长,周期产油量、油汽比等指标明显增加,经济效益显著。水平井氮气辅助蒸汽吞吐工艺能够有效改善薄层稠油油藏的开发效果,具有良好的应用前景。     

注高干度蒸汽改善超稠油油藏吞吐油井生产效果

受油藏条件及蒸汽吞吐开采方式的制约,辽河油田杜84块超稠油开发已进入高轮递减阶段,采出程度高,地下亏空大等因素导致生产效果逐轮变差,为延缓吞吐油井进入高轮后产量迅速递减,对吞吐油井注入高干度蒸汽,充分利用汽化潜热加热油藏,提高产油量,改善油井生产效果。本文以曙一区杜84块超稠油吞吐井为例,研究注入高低干度蒸汽对吞吐油井各项生产参数的影响,以及注高干度蒸汽的选井条件,通过合理优化注采参数,达到改善高轮吞吐井生产效果的目的。     

混注烟道气辅助蒸汽吞吐驱替机理数值模拟研究

混注烟道气辅助蒸汽吞吐多相多组分渗流机理研究,对深入了解不同于常规蒸汽吞吐渗流物理场的变化和提高热采开发效果都具有重要的意义。通过建立多相多组分渗流数学模型和油藏数值模拟,系统研究了烟道气、蒸汽和原油的相变规律以及多组分体系的变相态渗流特征。结果表明,混注烟道气可有效将油层中蒸汽干度提高至原来的2倍以上,烟道气溶解膨胀作用使原油降粘区域增大,同时烟道气中二氧化碳溶解可有效降低油水界面张力,提高微观驱油效率;混注烟道气辅助蒸汽吞吐周期累积产油量是常规蒸汽吞吐的1.7倍以上,周期日产油量峰值均为常规蒸汽吞吐的1.5倍。烟道气混注参数优化数值模拟结果表明,随着混注比的增加,周期累积产油量呈线性递增的趋势,并且随着烟道气中二氧化碳组分体积含量的增加,周期累积产油量递增的趋势也明显增大。     

超稠油三元复合吞吐技术

辽河油田曙一区超稠油蒸汽吞吐井随吞吐轮次增高,地层亏空严重,周期递减迅速,采油成本增加.辽河油田特种油开发公司研究的超稠油三元复合吞吐技术,通过CO2、表面活性剂的注入,产生调剖、溶解、降粘等综合作用,有效改善了超稠油在地层的流动性,提高蒸汽吞吐效果.自2002年9月开始对该技术的施工工艺和施工参数进行不断改进与完善,初步形成适合于超稠油油藏地质特点的三元复合吞吐工艺技术.至2005年底,累计实施340井次,措施有效率86.1%,平均单并周期增油494 t,投入产出比为1:5.3,取得了明显的增油效果,经济效益显著,为超稠油油井高效稳产、增产提供了一条有效途径.