稠油热采技术及开发效果影响因素分析

总结了多种稠油热采技术的特点,如蒸汽吞吐、蒸汽驱、多元热流体吞吐、热水驱、火烧油层、蒸汽辅助重力泄油。然后对稠油热采开发效果的影响因素(油藏参数和注入参数)进行了详细分析与研究,希望可以为相关从业者提供一定的参考,从而促进我国石油工业的发展。     

小断块油藏注天然气吞吐提高采收率室内实验研究

鉴于海上某小断块油藏A17-b井区油藏单元剩余可采储量大,地层能量低,孤立性强,难以完善井区注采井网开发的开发状况,采用油田外输天然气回注,开展单井注天然气吞吐工艺措施,这是最为可行的提高采收率方法之一。文中针对海上某小断块油藏的地质开发特征,在对目前油井地层流体进行相态分析的基础上,通过天然气注入油藏流体膨胀实验,确定天然气吞吐的驱替机理;通过天然气吞吐长岩心驱替实验,说明衰竭后注天然气吞吐能有效提高原油采出程度,其中带30°倾角岩芯测试结果更优。     

海上稠油注多元热流体井筒热损失影响因素敏感性分析

多元热流体热采技术应用于海上稠油油田增产效果显著,但多元热流体注入过程中的井筒热损失是不可忽视的,为了尽可能减小热损失提高热量利用率,结合现场实际,利用井筒热力参数计算模型,在引入正交数值实验方法的基础上,对稠油油藏注入多元热流体后井筒沿程热损失的工艺参数影响因素进行了敏感性分析。结果表明:因素的敏感性依次为油管类型、注入速度、注热时间、油套环空介质、注N2速度、注CO2速度、注热温度、油管尺寸。其中,影响显著因素为油管类型、注入速度和注热时间。该研究成果对多元热流体热采注入参数优化和采取隔热措施具有指导意义,可为多元热流体热采工艺方案设计提供理论依据。     

稠油油藏蒸汽吞吐后转驱方式研究

从C油藏的地质因素出发探讨该稠油油藏经过若干轮次蒸汽吞吐后,最适宜的转驱方式,通过数值模拟的方法,比较蒸汽吞吐后转接的不同温度的热水驱、蒸汽驱与常规水驱的开发效果,对比得出了320℃的蒸汽驱为最佳转驱方式。利用油藏工程论证及数值模拟法,确立了该区块最佳井网形式为反九点法井网,井距90 m,最优注采参数为:注汽速度50 t/d,采注比1.2,井底蒸汽干度0.5。     

潜山稠油油藏开发方式优化研究

郑家油田郑6块沙一段为典型的潜山稠油油藏,该油藏满足稠油热采标准,适合注蒸汽吞吐开发。文章在分析该块试采特征的基础上,结合该块地质特点,选择直井注蒸汽吞吐的开发方式,并通过数值模拟手段,优化了蒸汽吞吐井距、避射厚度、注汽强度、吞吐转蒸汽驱时机等参数。     

莫尔图克特稠油多元热流体热采参数优化

针对莫尔图克特稠油蒸汽吞吐效果变差、生产成本逐年增加的现状，油田引进了多元热流体热采技术。多元热流体被注入地层后，在氮气、二氧化碳及水相组成的复合热载体的协同作用下，油藏中形成泡沫油，增加了原油膨胀系数，提高了原油流动性，实现增加单井产能，提高稠油油藏最终采收率的目标。现场试验表明，多元热流体吞吐平均单井日产油约为蒸汽吞吐的1.5倍，油汽比约为蒸汽吞吐的3倍，各项指标均好于预期。该技术试验的成功，为莫尔图克特稠油的规模化高效开发奠定了技术基础。     

稠油油藏水驱转热采工艺可行性分析

我国某些油田稠油油藏一般是经过注水开发,但其长期使用效果不明显,后期难以提高采收率。造成这种情况的主要原因是由于原油粘度增大和剩余油分布零散,因此相关人员要注重转换其他方式进行稠油油藏开发。本文主要分析了稠油油藏水驱转热采工艺的必要性,阐述了稠油油藏水驱转热采工艺的应用实例,并针对稠油油藏水驱转热采工艺的可行性进行了研究和探讨,以期促进稠油油藏水驱转热采工艺的发展,从而保证稠油油藏的采收率的到有效提高。     

井楼油田特稠油油藏蒸汽吞吐转蒸汽驱注采参数优化

以井楼油田某试验井区为例,通过油藏数值模拟和实际生产资料分析,系统深入研究了井楼油田蒸汽吞吐转蒸汽驱最佳转驱时机和转驱注采参数（注气速度、蒸汽井底干度、采注比、单井排液能力）优化。研究结果表明,吞吐5个周期后,剩余油饱和度依然较高、热连通基本形成,地层压力相对较低,是蒸汽吞吐转驱的较佳时机。蒸汽驱最佳注汽速度为80t／d,单井排液能力达到40t／d,井底蒸汽干度在60%上蒸汽驱效果好,但最低不得低于40%。实验区的研究对整个井楼油田蒸汽吞吐转驱有很好的借鉴和指导意义。     

稠油热采井筒隔热技术研究与应用

海26块是稠油热采区块,油田转热采吞吐试验初期,受井深、完井技术和井筒隔热工艺的影响,油井注汽过程中表现注汽压力高、蒸汽干度低、套管上涨等现象,造成蒸汽吞吐效果差。通过开展油藏参数和井身结构研究,分析油藏热采适用条件和井筒受热状况对非预应力套管完井产生的影响,优化注汽管柱和井筒隔热工艺,经过6年162井次的现场实践证明,深层稠油热采井筒隔技术在海26块应用是成功的,达到了保证注汽质量和提高热采吞吐效果的目的。     

蒸汽吞吐后期转蒸汽辅助重力泄油数模研究

针对小洼油田洼38块下第三系沙三段深层、特稠油油藏的特点及目前蒸汽吞吐开发进入尾声的现状,利用热采数模软件,对蒸汽吞吐后转蒸汽辅助重力泄油(简称SAGD)开发方式主要油藏工程参数如:生产层位、SAGD组合形式、直井与水平井水平距离、直井与水平井垂直距离、注汽直井井数、注入参数、水平井排液量进行了数模研究,并得出了结论。     

稠油油藏蒸汽吞吐转汽驱开发方式研究

稠油油藏为提高采收率,蒸汽吞吐后需要进行转驱开采,以增加原油流动,提高油田的经济效益。以K油田为例,通过数值模拟方法对K油田注入介质,转驱时机,转驱注入方式及井距等因素进行对比研究,以期能够提高K油田采收率和为其增加更大的经济效益。经研究发现,K油田最优的蒸汽吞吐转汽驱的开发方式为反九点法布井、以湿蒸汽为介质的注一停一间歇汽驱的生产方式。     

大港滩浅海稠油热采一体化工艺技术研究

因为大港油田的稠油非常富有,所以人们就运用多元热流体吞吐以及蒸汽吞吐工艺实施开采,虽然效率非常高,但是必须借助注采两趟管柱才能完成,这就会使开发的费用特别大,由此便对工艺技术展开了优化,得到了稠油热采一体化的工艺技术,此工艺技术不仅极其耐温,而且还很大程度的减少了费用支出,对海上油田热采实现极为有利。由此可见,对大港滩浅海稠油热采一体化工艺技术实施研究是非常有必要的。     

特稠油油藏吞吐后转蒸汽驱方案研究

以河南井楼油田某试验井区为例,通过实际生产资料分析及油藏数值模拟,研究了井楼油田LZ27井区蒸汽吞吐转蒸汽驱条件及转驱方案。研究表明,试验区吞吐后转蒸汽驱最佳井网为目前井距、反九点井网,合理转驱时机为吞吐5个周期后转驱。通过蒸汽吞吐转蒸汽驱方案优化设计,优选出最佳方案为试验区部分井继续吞吐5个周期后再转入汽驱,发生汽窜后对注汽井采用间歇汽驱方式。后期现场试验取得了较好效果,对整个井楼油田蒸汽吞吐转驱上产及相似油田改善热采效果具有重要的借鉴和指导意义。     

蒸汽吞吐主要参数对开发效果影响研究

在普通稠油油藏开发过程中,蒸汽吞吐通过注蒸汽、焖井、开井生产三个阶段可以降低原油粘度,改善流度比,从而降低残余油饱和度,提高驱替效率,是一项有效的开采稠油的方式。蒸汽吞吐的开发效果是热采参数综合作用的结果。本文通过数值模拟的方式,系统的研究了注汽强度、注汽速度、焖井时间、排液时间对开发效果的影响,对普通稠油油藏开发具有提供相应的参考     

热采井抗高温长效水泥固井技术研究与现场应用

稠油油藏大多采用热力降粘的方式开采,主要是采用蒸汽热采的方法。注蒸汽热采一般为蒸汽吞吐,后期转为蒸汽驱,因此热采稠油井的固井必须适合和满足蒸汽吞吐和蒸汽驱开采方式。后期注蒸汽开采时,由于地层的保温效果很差,高温蒸汽在注入过程中能量通过水泥环很快耗散到地层中,导致稠油油藏达不到注蒸汽热采的效果,严重影响稠油油藏的开发效果。在注蒸汽开采过程中,水泥石在高温蒸汽环境中强度衰减严重,导致水泥环破裂损坏,使原本封固好的环空失效,引发油气水窜,严重缩短油井寿命。针对稠油油藏固井存在的问题,须研究开发一种适用于封固稠油热采井的长效固井技术,使该固井技术具有水泥浆热容高、保温效果好,可延缓蒸汽注入过程中能量损失;水泥浆具有良好的强胶结性能,大大改善固井第二界面胶结强度,有效防止油气水窜的发生,提高浅层水泥封固段长期封固效果;水泥石强度高,抗高温性能好,其强度在高温下衰减缓慢,可经受稠油热采高温蒸汽的侵蚀的优点。有效解决稠油热采井在高温驱替环境下固井质量差、油井寿命短的问题,为稠油油藏勘探开发提供有力的技术支撑。     

孤岛西区馆5热采稠油转非均相复合驱井网优化研究

普通稠油油藏蒸汽吞吐开发随着吞吐轮次的增加,油汽比逐年下降,经济效益变差,亟需改变开采方式来改善开发效果,提高最终采收率.本文以孤岛西区馆5为目标区,论述了高轮次吞吐后期存在的问题,通过转变井网,实现液流转向,同时采用非均相复合驱的驱油技术来改善单元开发效果,力求实现均衡驱替.这种井网优化方式对同类型热采稠油油藏转化学...     

旅大27-2油田稠油油藏采出液流动特性

旅大27-2油田稠油油藏采用蒸汽吞吐的方式进行热采开发。在开发过程中,影响采出液黏度变化的主要因素有:稠油族组成、温度、含水率和产液速度。首先通过室内实验研究影响旅大27-2油田稠油黏度变化的影响因素。然后结合采油井井筒数据建立旅大27-2油田稠油油藏流体流动性模型。最后根据蒸汽吞吐参数和生产数据建立稠油油藏井底流温图版以及稠油油藏采出液黏度图版。根据建立的井底流温图版,可以计算出旅大27-2油田稠油蒸汽吞吐不同阶段采出液井底流温和相应的地层温度;结合采出液黏度图版,可以计算出不同流动阶段、蒸汽吞吐不同时期采出液黏度,为油田生产以及措施实施提供指导。     

影响超稠油蒸汽吞吐开发效果因素分析

蒸汽吞吐技术由于其适用条件广,经济效益高是目前开发稠油热采技术中应用最广泛技术。影响稠油热采开发效果因素众多,本文主要从油藏地质条件,注汽工艺参数,射孔条件三个主要面分别阐述其对超稠油蒸汽吞吐开发效果影响。     

薄互层稠油油藏火驱开发研究与应用

火驱技术是稠油油藏蒸汽吞吐后大幅度提高采收率技术之一。国外已经开展了浅层单层火驱的工业化应用,并取得了很好的开发效果。对于薄互层状稠油油藏,采用单层火驱单井产量低、采油速度低,开发效果差。针对此问题,本文应用数模、油藏工程计算等方法开展了薄互层稠油油藏火驱技术研究,对井网形式、燃烧方式、注采参数进行了优化设计,并评价了先导试验效果,认识火线推进规律,该研究对同类油藏的火驱开发具有一定的借鉴作用。     

海上稠油油藏水平井注蒸汽开发技术研究

为提高海上稠油油藏水平井注蒸汽开发效果,以渤海某油田明化镇组稠油油藏为实例,首兇分析了该稠油油藏注入蒸汽开采的经济和技术可行性,明确了该稠油油藏具有良好的注汽开发前景,通过油藏数值模拟方法,分别模拟了注蒸汽速度、关井时间、井底蒸汽干度、蒸汽温度和采液速度对周期内注汽开发效果的影响。结果表明:最佳注蒸汽参数设定为注蒸汽速度350 m~3/d、关井时间6 d、井底蒸汽干度0.8、蒸汽温度370℃、采液速度150 m~3/d,同时为迚一步提高注蒸汽开发效果,在设备条件允许的情况下,尽可能地提高注入蒸汽的温度来达到更好的注采效果。