洼38块沙三段油层开发方式优选数值模拟研究

运用数值模拟方法，根据经济优化原则，了不同油价下蒸汽吞吐、蒸汽驱及热水驱等开发方式的筛选标准。依照此筛选标准，对洼38块沙三段油层的开发方式适应性进行了判断，并对蒸汽吞吐后4种可转换开发方式进行了数值模拟研究。最终确定沙三段油层的最优开发方式是以原井网转间歇蒸汽驱开采，为该区块的合理开发提供了科学依据。     

蒸汽驱添加氮气泡沫——提高稠油油藏原油采收率

辽河小洼油田蒸汽吞吐已避^中后期阶段，到了转换开发方式的决粜阶段，针对这一形势，开展了不同开发方式的研究，以提高该区块原油采收率．本文分析了蒸汽添加氮气，化学制泡沫驱提高原油采收率的开采机理，连行了开采方式对比，合理注入参数优化研究，包括化学剂注入浓度，注入体积，气液比．段寨大小等．在此基础上，针对辽河油田洼38块的油藏地质特点和开采现状，进行了开发指标预测和经济效益评价．通过现场试验，蒸汽添加氮气，化学制泡沫驱在先导试验井组中已取得了较好的开采效果．将为该区块的转换开发方式提供经验。     

深层特稠油油藏SAGD开采优化研究

辽河油田洼38块沙三段为深层特稠油油藏,蒸汽吞吐开发已达到开采极限,蒸汽驱试验出现蒸汽超覆问题.为进一步寻求有效的开发方式,借鉴国内外SAGD技术的成功经验,针对该油藏的特点,以数值模拟为主导技术,采用SAGD技术进行开发可行性研究,确定合理的开发方式为蒸汽驱与SAGD组合,对深层、低压状况下的特稠油油藏蒸汽吞吐后期及蒸汽驱后开发方式转换进行了有益的探索.     

水平井技术在超稠油挖潜中的应用

以曙一区杜84块兴隆台油层为例,探讨了水平井技术在超稠油油藏挖潜中的应用.研究结果表明,在块状超稠油油藏,直井小井距蒸汽吞吐开发方式下,利用水平井技术加密挖潜可以获得较好的效果,既可以提高采收率,又可以提高经济效益,为同类油藏的挖潜提供了一定的借鉴.     

强水敏性稠油油藏开发技术政策界限——以王庄油田郑36块沙一段为例

为了有效动用强水敏性稠油油藏储量,在室内试验的基础上,利用油藏数值模拟技术开展了强水敏稠油油藏的动用界限研究。对比评价了天然能量开发、常规注水、注蒸汽吞吐及蒸汽驱等开发方式的开发效果,对各种开发方式的转化时机进行了优化,并确定井距为283m,注汽强度为200t/m,初步形成了强水敏稠油油藏的开发技术政策界限。在王庄油田郑36块沙一段进行应用后,累积产油量为17.9×104t,实现了强水敏稠油油藏大规模工业化开发。     

蒸汽腔动态调控技术在蒸汽驱的应用

分析了中、深层薄互层特稠油油藏蒸汽驱,在蒸汽驱替开发阶段存在的开发矛盾。在此基础上提出利用油藏数值模拟技术,调整注采工艺参数,实现蒸汽腔连续不断地均匀扩展;利用吞吐引效及大修、侧钻技术,调整温度场,实现蒸汽腔平面调控;利用中心注汽井分注、级差射孔技术,调整吸汽剖面,实现蒸汽腔纵向调控。蒸汽腔动态调控技术,对洼38块东三段油层蒸汽驱试验区、洼38块东三段扩大蒸汽驱井组乃至工业化转蒸汽驱积累了高效、良性开发的宝贵经验,对同类油田工业化蒸汽驱亦有指导和借鉴意义。     

洼38块蒸汽吞吐后期二次开发探索与实践

小洼油田洼38块自2003年8月始，先后建立了6个蒸汽驱试验井组，取得了良好的实施效果。实践证明，小洼油田进入高采出程度、高轮次吞吐期后，适时进行开发方式转换、实施油藏二次开发、开展蒸汽驱试验是改善区块开发效果、减缓递减、提高最终采收率的有效途径。研究结果对同类油田开发具有十分重要的借鉴和指导意义。     

风城超稠油蒸汽吞吐后期转蒸汽驱开发方式研究

在新疆风城油田超稠油油藏注蒸汽吞吐开发后期,蒸汽驱开发方式是提高采收率的有效途径.研究表明,蒸汽驱过程体现了驱泄复合作用,即蒸汽超覆在油层上部形成蒸汽腔,加热原油在驱动力和重力双重作用下从生产井采出,由此可形成直井小井距蒸汽驱、直井与水平井组合蒸汽驱、水平井与水平井组合蒸汽驱3种吞吐后期接替方式,先导试验达到了预期效果,进一步拓展了蒸汽驱适用的地质条件和组合方式,对同类超稠油油藏的开发具有借鉴意义.     

洼38块主力油层蒸汽吞吐开发效果及其吞吐后期深化挖潜研究

方法　在实际动、静态资料及效果分析的基础上 ,利用油藏工程及数值模拟计算结果 ,对洼 38块剩余油分布及吞吐最终采收率进行预测 ,提出了下一步调整挖潜的方向。目的　在蒸汽驱开发尚未取得工业化应用之前 ,提高蒸汽吞吐阶段采收率。结果　通过沙三段油层纵向调剖 ,东三段油层完善井网 ,充分动用纵向上与平面上油层 ,周期产油量可提高 70 0～2 6 0 0t。从数模结果看 :实施深化挖潜措施后 ,吞吐阶段最终采收率可达 2 8 8%。结论　通过对洼 38块剩余油分布及后备储量的认识 ,在蒸汽驱开发尚未取得突破性进展之前 ,充分动用纵向上、平面上和剩余储量丰度高的油层 ,可取得较可观的开发效果。     

低渗透稠油油藏注水开发后期开发方式转换

针对M低渗透稠油油田注水开发效果差、采出程度低等问题,开展难点分析和开发方式转换研究,综合运用数值模拟和油藏工程方法确定开发方式、开发层系、井网、井距及注采参数.结果表明,通过60℃水驱+蒸汽吞吐开发方式,采用井距为270 m×180 m的菱形井网,分2套层系开发,M油田采出程度可达到18.3％,开发效果明显改善.该研...     

二连盆地吉32块稠油热采特征及后续开采方式研究

方法根据吉３２试验区的地质条件，结合生产实际，应用干扰剔除法和数值模拟技术，进行蒸汽吞吐开采特征研究，提出了后续开采方式。目的研究生产特征、优选合理的技术参数，为该区稠油大规模开发提供依据。结果采用７０ｍ井距正方形井网蒸汽吞吐方式生产四个周期后，蒸汽吞吐生产阶段基本结束；蒸汽吞吐效果集中在前两个周期，该阶段产量递减快、无稳定生产期；注汽井间干扰频繁，使回采水率高，并且含水曲线呈锯齿状；注汽强度、注汽速度均较低；注汽压力随周期增加而降低。结论选择合理的油层厚度，既能保证热采的地质基础，又能减小层间差异；优选合理的注汽参数，可保证蒸汽质量，充分利用注入热能，扩大波及体积；井间干扰对提高蒸汽吞吐效果有利，但应避免汽窜；该区后续开采方式不适合蒸汽驱，应先补孔，然后注入１２０℃热水驱开采     

敏感性稠油油藏工艺技术研究

针对济阳坳陷林樊家油田林东馆三段油藏油稠、储层敏感性强、生产过程中出砂明显等影响产能的实际问题,通过开展油藏精细描述、储层敏感性分析、注蒸汽实验、水平井设计优化（水平井段200 m、油层厚度大于4 m、井距150 m）和配套工艺等研究和现场应用,取得了良好效果。实施后水平井单井产液能力基本上在40～60 m3·d-1,单井产油能力由1.8m3·d-1上升到28 m3·d-1,含水率由88%下降到48%,同时在水平井网条件下最终采收率为19.5%,比直井提高10%,增加可采储量为38.9×104 t,改善了底水油藏的开发效果。     

辽河油田超稠油蒸汽驱技术界限研究与应用

超稠油的黏度超过了蒸汽驱黏度界限,通常被认为不适合蒸汽驱开发,实际上超稠油蒸汽驱存在启动温度,当油藏温度超过启动温度后,蒸汽驱可以实施.针对辽河油田曙一区超稠油蒸汽驱技术界限认识不清的问题,运用室内实验及数值模拟手段,建立了蒸汽驱启动温度模型,并利用经济效益法建立了不同油价下经济极限产油量预测公式.研究表明:曙一区超稠...     

陈家庄油田南区薄层特稠油油藏高效开发关键技术及其应用

陈家庄油田南区为薄层特稠油油藏,具有储层薄、油稠、出砂严重、含油饱和度低的特点,常规开发单井产量低。针对以上问题,在精细地质研究的基础上,开展了水平井开发及蒸汽驱技术政策界限研究,数值模拟优化结果表明:水平井布井极限厚度在3 m以上,吞吐阶段注汽强度为15 t/m,初期尽量提高采液量;当地层压力降至5 MPa以下开始转驱,蒸汽驱阶段采用水平井与水平井组合方式,水平井合理井距为150 m左右,合理生产井段长度为200～250 m,合理的转驱时机是吞吐4个周期左右,注汽速度为6～8 t/h,连续蒸汽驱的开发方式为最优方案。通过以上关键技术研究成果的应用,实现了研究区薄层特稠油油藏的有效动用,预计采收率可达到17%。     

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。     

修正容积法确定稠油蒸汽吞吐开发的合理井距

方法 应用计算油气进质储量计算方法－－容积法、对实际采油量及最科采油油量进行脱气原油体积收缩量校正。目的 确定和评价蒸汽吞吐开发的合理井距。结果 该方法综合考虑了蒸汽吞吐降压开采过程中溶解气油比和原油体积系数的变化，可确定不同蒸汽吞吐开发阶段的合理井距。结论修正容积法确定稠油蒸汽吞吐开发的合理吉距具有参数取简便，计算简单的特点，与井距研究的其它该当具有可靠性及有效性。     

中深层稠油油藏蒸汽吞吐开发的合理井距探讨

方法应用客积法、产量特征法和数值模拟法，对辽河油区杜66块、齐40块、高3块三种典型的稠油油藏蒸汽吞吐开发合理井距及经济极限井距进行了计算研究。目的有效地提高储量动用程度，提高蒸汽吞吐阶段采收率；为同类油藏的合理开发提供依据。结果利用容积法计算杜66块、齐40块、高3块的合理开距分别是123．3、125．0、105．4m；利用产量特征法计算三个区块的合理井距分别是111.6、109．5、113．0m；利用数值模拟法计算三个区块的合理井距分别是100、100、1051。结论三种计算方法适用可行；综合确定三个区的经济极限井距分别为86．7、89．9、67．7m；在目前正方形井网格局已定的情况下，杜66块、齐40块、高3块的合理井距分别是100、100、105m。     

泡沫油型超重油冷采后转SAGD开发数值模拟

泡沫油型超重油油藏原始溶解气油比高,地下可形成泡沫油流,水平井冷采初产较高,但一次衰竭开发采收率低。因此,开展了泡沫油型超重油冷采后转SAGD开发技术研究。根据研究区块油藏地质特征,建立了泡沫油冷采及热采数值模拟模型,研究了泡沫油SAGD驱油机理和开发技术政策。研究结果表明,与油砂SAGD不同,泡沫油具有流动性,泡沫油SAGD驱油机理为在注采井形成热连通之前蒸汽驱油为主、重力泄油为辅,形成热连通后蒸汽驱油为辅、重力泄油为主。泡沫油SAGD启动阶段不需要预热,注采井间垂向井距应适当增大。地层压力下降后油相中析出的溶解气附着在蒸汽腔侧面上影响蒸汽腔的横向扩展。因此,冷采转SAGD时机应尽量延后,当冷采至较低地层压力、溶解气含量大幅降低时转SAGD开发效果更好。由于区块构造具有倾角,生产井水平段井轨迹应保持水平,有利于形成合理的SAGD汽液界面;在满足技术经济条件下,缩小SAGD排距可提高采出程度。提出了提高SAGD开发效果的措施：1采用上下两口水平井冷采,有利于减少溶解气含量,提高SAGD开采效果;2对于多井SAGD,采用（交替）不平衡注汽,可促进蒸汽腔发育,提高采出程度。     

砂砾岩稠油油藏蒸汽驱先导试验效果分析

方法结合矿场实验，应用油藏工程方法及数值模拟技术，研究砂砾岩稠油油藏蒸汽吞吐后转蒸汽驱的开采规律及其效果。目的改善稠油油藏的热采效果，进一步提高采收率。结果砂砾岩稠油油藏按照优选的注采参数实施蒸汽驱，除遵循一般的蒸汽驱开采规律外，还表现为：蒸汽驱受效过程较温和，反映在采油井上，蒸汽驱有效期长，蒸汽突破晚；转驱后，初期对采油井适时吞吐引效，中期开展蒸汽泡沫调剖，后期关汽窜采油井等一系列配套措施，对改善汽驱效果均是有效的。结论适时转蒸汽驱预计可比一直吞吐到底提高采收率１０％左右，经济上可行；选择合理的转驱时机、井网井距和注采参数是提高汽驱效果的关键；采取一系列的调整措施是改善汽驱效果的保证     

新疆浅层稠油油藏蒸汽吞吐阶段剩余油特征研究

方法运用沉积相、动态监测和密闭取心等方法，论述了克拉玛依油田首批结束蒸汽吞吐阶段的九1～九44个开发区油层动用状况和宏观剩余油特征及其控制因素。目的弄清地层剩余油状况，充分挖掘尚未动用或动用程度差的储量潜力，以继续保持蒸汽驱阶段的合理开采。结果蒸汽吞吐初期高渗透层动用程度好，中低渗透层动用程度差或未动用；末期蒸汽超覆导致油层上部为强水洗，中下部基本来驱扫或冷凝水驱动。在同一开采条件下，剩余油分布的控制因素为：油层非均质性是控制剩余油的基本因素；局部范围产地层水形成水淹区是造成剩余油的重要条件；开采条件不适应是产生剩余油的外部因素。结论完善井网和加密井距调整，是减少剩余油，改善蒸汽驱效果和提高最终采收率的有效措施；掌握合理转驱时机和开展稳油降水措施，是确保原油增产的基础。