稠油蒸汽驱开采特征及转驱程序研究

利用数值模拟方法，研究蒸汽驱开采特征及转驱程序。目的提高蒸汽驱开发效果，指导油田生产实践。结果蒸汽驱开采分三个阶段，即：蒸汽驱启动阶段、蒸汽驱跃变阶段、蒸汽驱衰竭阶段；蒸汽驱跃变阶段的重要特征是压力下降和产量峰值的出现；全面转驱开发效果差，蒸汽驱易失败，分步转驱开发效果好，蒸汽驱易成功。结论蒸汽驱跃变阶段是蒸汽驱开发的重要阶段，针对其特征，应加强其油藏管理；蒸汽驱从试验井组到全面油田实施，应采取分步转驱方式。     

水平压裂辅助蒸汽驱开采稠油油藏的研究

阐述了河南稠油油藏“浅、薄、稠、散”等基本特点，指出常规蒸汽驱无法成功地开采这样的油藏。水平压裂辅助蒸汽驱不但可以变蒸汽超覆盖这个不利因素为有利因素，而且极大地降低了蒸汽驱全系统的热损失，从而提高了蒸汽驱全系统的热效率，在国外，该方法成功地开采了超稠油油藏和浅薄层稠油油藏。综合研究表明采用水平压裂辅助蒸汽驱开采河南稠油油藏是可行的。     

井楼零区浅薄层稠油油藏蒸汽驱先导试验研究

从油藏地质和开采特点出发，分析了河南油田井楼零区试验区蒸汽驱开采特点，对提高浅薄层稠油油藏蒸汽驱效果的技术措施进行了研究。     

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。     

油层纵向渗透率非均质性对蒸汽驱开采效果的影响

应用数值模拟的方法和渗透率变异系数的概念，研究了３各类型稠油油藏纵向渗透率非均质性对蒸汽驱开采效果的影响规律。结果表明：稠油油藏纵向渗透率非均质性对蒸汽驱开采效果有较大影响，其影响大小不仅与渗透率非均质程度有关，而且与沉积旋回有关。同时指出，要提高纵向渗透率非均质性严重的稠油油藏的蒸汽驱开采效果，应采取有效措施防止蒸汽带过早突破，提高蒸汽波及效率。     

辽河油田稠油蒸汽驱和SAGD集输与处理工艺技术

辽河油田稠油主要开采方式是蒸汽吞吐开采,近年来,稠油蒸汽驱开采和SAGD(蒸汽辅助重力泄油)开采也得到了工业化应用,在蒸汽吞吐基础上大幅度提高了采收率,为辽河油田稳产奠定了坚实的基础.辽河油田齐40块蒸汽驱实现了中深层稠油蒸汽驱开采,在同类型油藏规模实施蒸汽驱开发方面处于领先地位;辽河油田曙一区杜84块SAGD开发在国内尚属首次.目前,辽河油田已形成一整套成熟可靠的稠油、超稠油蒸汽驱开采和SAGD开采地面集输与处理工艺技术,并在稠油区块得到了全面的推广和应用,具有广阔的发展前景.     

轻质油油藏蒸汽驱工艺评价

国外对浅层砂岩重油油藏进行蒸汽驱开采已是成熟的大型商业化生产技术。轻质油蒸汽驱的主要开采机理与常规重油蒸汽驱差异显著。一些轻质油蒸汽驱现场试验表明 ,对地质条件有利的轻质油油藏进行蒸汽驱开采是可行的。蒸汽可以作为非均质或裂缝性储集层的加热剂 ,加强轻质油的蒸馏作用和溶解气驱作用 ,使蒸汽驱见效处的残余油饱和度极低 ,加速被加热但尚未被驱替处的轻质油开采。对具有气顶的厚储集层进行蒸汽驱 ,可使气顶膨胀从而加速重力泄油过程。对经过二次采油已水淹的 3种轻质油藏 (储集层为三角洲砂岩和多孔白云岩 )蒸汽驱可行性评价的…     

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。     

水平压裂辅助蒸汽驱开采稠油油藏的研究

阐述了河南稠油油藏“浅、薄、稠、散”等基本特点,指出常规蒸汽驱无法成功地开采这样的油藏。水平压裂辅助蒸汽驱不但可以变蒸汽超覆盖这个不利因素为有利因素,而且极大地降低了蒸汽驱全系统的热损失,从而提高了蒸汽驱全系统的热效率。在国外,该方法成功地开采了超稠油油藏和浅薄层稠油油藏。综合研究表明采用水平压裂辅助蒸汽驱开采河南稠油油藏是可行的。     

蒸汽驱技术进展

蒸汽驱作为一种最主要的稠油开采技术，近年来有了较大发展。本文主要对该项技术的发展进行了回顾与总结，指出了未来蒸汽驱技术的发展方向。     

苏北盆地草舍油田CO_2混相驱替试验与效果分析

苏北盆地草舍油田泰州组油藏为复杂小断块油藏,水驱采收率仅32%。该文通过将CO2混相驱油室内试验和数值模拟结果与矿场试验相结合,进行了开采效果的理论和实际分析与对比。室内试验和数值模拟结果研究表明,采用CO2混相驱可以使该油藏采收率达到47%,比水驱油的方式提高15%。2005年7月至2009年12月,草舍油田泰州组油藏已累计注入CO2气5 842×104m3,增产原油3×104t,提高采收率2%,取得了显著的增产效果。因此,CO2混相驱油是有效的三次采油方法,对复杂断块油藏开展三次采油具有重要借鉴价值。     

稠油油藏边水推进规律物理模拟实验

在边水活跃的稠油油藏开发过程中,因边水侵入而导致油井含水率上升快、采收率低,开发效果较差。为认清稠油油藏边水推进规律,在明确其地质及开发特征的基础上,建立储层均质及非均质二维可视化物理模型,对单直井、双直井和单水平井3种不同井型开采条件下边水推进规律及其对剩余油分布的影响进行实验研究。结果表明:不同井型开采条件下,均质油藏边水均沿压力梯度最大处向油井推进,非均质油藏边水主要沿压力梯度最大处和高渗透区推进;相同井型开采条件下,均质油藏边水推进前缘较为明显,采出程度高于非均质油藏。双直井开采条件下,储层采出程度远高于单直井,即增加油井数有利于采出程度的提高;对比单直井和单水平井条件下储层采出程度,水平井具有更好的开采效果。     

高渗透稀油强边水油藏开发技术政策优化——以春光油田排2油藏为例

春光油田排2油藏具有孔隙度大、渗透率高、原油粘度低和边水能量充足的特点,该油藏无水采收率高,地层压力基本稳定,但边部油井见水后含水率上升迅速,边水推进不均匀,使得局部油井过早水淹。为此,研究了该油藏的边水运动规律。结果表明,边水推进速度与采油速度成正比,单井含水开发时间与等效产液量成反比。在此基础上,应用数值模拟技术,对该油藏开发技术政策进行了研究。结果表明,当单井含水率为90%时关井,可以在保证较高产油量的同时,大幅度减小累积产水量,油藏生产压差为0.3～0.4MPa可获得较大的净现值,构造低部位井排小压差生产,高部位井排根据采油速度适当放大压差生产,可以减缓边水局部突进,提高采收率。     

深层水敏性稠油油藏开发方式评价

深层水敏性稠油油藏衰竭式开发效果较差,选择适用于该类油藏地质开发特点的开发方式,进一步提高区块采收率,是目前亟待解决的技术难题。从油藏实际出发,基于室内注水伤害、添加稳定剂注水和注气膨胀等物理评价实验,通过油藏数值模拟手段,开展了对衰竭式、注水、注天然气和氮气吞吐、吞吐转驱和注气驱等开发方式的优化计算和可行性论证。研究结果表明,注水开发会导致储层渗透率大幅降低,添加防膨稳定剂可在一定程度上改善注水开发效果,比注水开发提高采出程度4.23%,但与注气驱方案相比提高采出程度幅度不大;注气方案中,注天然气吞吐转驱效果最佳,比衰竭式开发增产原油9.82×104m3,提高采出程度19.6%,具有较好的经济效益,可作为深层水敏性稠油油藏的有效开发方式。     

底水稠油油藏热采开发特征及控水措施研究

热采是提高稠油油藏油井产能、采油速度和采收率的有效方式,但对于存在大量底水的稠油油藏,底水对热采的开发效果有较大的影响。该文通过机理数值模拟,重点分析了稠油油藏底水对热采效果的影响,提出了合理控制生产压差、降低排液速度和增加非渗透隔板等改善底水稠油油藏热采开发效果的措施,研究结果对渤海稠油油田的开发具有一定的指导意义。     

低渗透非均质油藏提高采收率实验研究

低渗透非均质砂岩油藏水驱开发时,注入水易沿渗透率相对高的部位窜流,而低渗透层动用程度差,整体开发效果不佳.对此类油藏,研究水驱后进一步改善开发效果的可行性,并探索提高低渗透层动用程度的有效方法具有重要意义.本文通过长岩心物理模拟实验,考察了低渗透非均质砂岩油藏常规水驱后,依次采用间歇开采、注氮气、水气交替注入等方法对改善开发效果的作用,也探讨了该类油藏水驱后进一步提高采收率的可行性.实验结果证明,通过采取合理方法可以在水驱基础上进一步提高采收率.其中采用间歇开采最多可以获得采收率近7%,但作用有效周期少;注入氮气可以得到约6%采收率,但在气窜后易导致注入气无效循环;水气交替注入方式效果最明显,可以进一步提高采收率15%左右.     

深层稠油热水添加N2泡沫段塞驱开采可行性研究

针对深层稠油油藏，利用热采物理模拟技术，研究了热水添加N2泡沫段塞驱提高采收率的可行性。研究结果表明：热水中加入N2泡沫剂驱替时，能有效地提高驱油效率；泡沫液膜的高剪切可使原来吸附在岩石表面的油膜剥蚀下来，降低残余油饱和度；泡沫剂及N2段塞驱替时，泡沫流动产生的高压力梯度，既可以克服毛细管力作用，又可以迫使注入水转向，提高波及体积。该种开发方式为那些埋藏较深，既不适合注蒸汽，也不适合采用常规水驱的稠油油藏的开发提供了一定的借鉴。     

鄂尔多斯盆地长7段页岩油渗吸驱油现象初探

鄂尔多斯盆地长7段陆相页岩油储层孔渗小,连通性差,通过单纯的水驱作用难以采出,盆地页岩油的开发主要通过大规模体积压裂增加油水置换面积进而增加采收率。开发实践与室内实验证明,储层流体与井筒流体之间存在渗吸置换现象,且通过油水渗吸置换采出的页岩油占比为15%~40%,为页岩油的有效开发提供了新的思路。通过岩心外边界敞开实验,对比不同渗透率岩心的吸水排油能力,定量研究孔隙半径、界面张力、岩心渗透率等因素对渗吸置换有效性的影响。实验显示,小于10 μm的孔隙中采出的原油占渗吸采油量的56%~80%;当界面张力为1.18 mN/m时,页岩油储层的渗吸采收率最大;在界面张力较小（小于2 mN/m）时,渗透率与渗吸采收率成正比关系,而当界面张力大于4 mN/m时,渗透率与渗吸采收率没有明显的相关性。     

注采耦合技术提高复杂断块油藏水驱采收率——以临盘油田小断块油藏为例

复杂断块油藏具有断块小、纵向上小层多的特点,注水开发后期剩余油分布受控于平面和层间非均质性,常规注水提高采收率较为困难.应用注采耦合技术可提高复杂断块油藏剩余油的动用程度,以临盘油田三角形封闭断块油藏为数值模拟研究模型,结合其地质特点及剩余油分布将其划分为7个特征区,研究注水和开采过程中各特征区的压力、剩余油饱和度以及液流速度的变化特征.结果表明,注采耦合技术注水阶段在压差作用下,中心区剩余油被水驱至夹角区和夹角间区,并在开采阶段随压力降低而采出;中心区的剩余油饱和度动用程度最高,为5.2％.利用数值模拟方法对注采耦合周期内的压力恢复水平、压力保持水平以及注采比等参数进行了优化,优化结果为油藏压力系数保持在0.8～0.9,采用注采比为1.5恢复压力.注采耦合技术通过复杂断块油藏内压力的交替变化,改变油藏内流场,扩大油藏水驱波及面积,从而提高复杂断块油藏的剩余油动用程度和水驱采收率.     

老油田石油采收率的地震监测

在提高石油采收率和发现新油田两者的重要性认识上,努尔教授认为提高老油田的采收率已日益显得更加重要了,其原因在于:①如果美国现有油田的采收率提高100c,就等于发现和美国老油田总储量相等的新油田;②现已查明,砂岩储集层中的采油量十分有限,大约仍有80%的石油资源未被开采。笔者详细地介绍了努尔教授在油气藏岩石的解释及石油采收率的地震监测方面的研究成果,其根本目的在于推进提高石油采收率。努尔教授认为,地震监测不应该只限于热驱采油,实际上注入CO₂,波速也会出现很大的变化,注水所显示的波速变化异常足以用三维地震重复观测到。注水是最为普遍采用的提高采收率的方法,注水地震监测将会给石油工业带来巨大的效益。