海上稠油油田水平井多轮蒸汽吞吐生产规律研究

旅大油田是渤海油田首个循环蒸汽吞吐先导试验区,其中2口水平井已累计实施9轮次蒸汽吞吐。海上稠油循环蒸汽吞吐开发仍处于探索与试验阶段,针对海上多轮次吞吐开发规律的研究尚属空白。为摸清海上水平井多轮次吞吐开发规律,改善中后期热采开发效果,以旅大油田注采动态数据为基础,运用油藏工程方法,对水平井多轮次蒸汽吞吐生产特征、递减规律及开发效果评价等进行了研究。结果表明：1)蒸汽吞吐是开发海上稠油的有效手段之一,能大幅提高单井产能,第1周期高峰产能相对于冷采增产4.3倍,多轮次平均增产1.8倍。海上水平井蒸汽吞吐油汽比高,累积油汽比为2.34;2)在一个蒸汽吞吐周期内的产油量变化呈现先上升、再递减、后低产稳产的变化规律,可划分为放喷吐水期、高产期、递减期和低产稳定期4个阶段;3)单个周期内及周期间递减规律为指数递减,旅大油田第1～第5周期内递减率为15.5%～5.5%,不同周期间递减率为22.0%～24.8%。以上成果认识对海上相似稠油油田热采开发具有一定的指导意义。     

稠油油田蒸汽吞吐动态预测方法研究

通过对稠油油田蒸汽吞吐动态与常规油田注水开采动态的类比统计分析，提出一种类似于水驱特征曲线预测蒸汽吞吐动态的方法。通过对实际蒸汽吞吐动态拟合和预测，认为该方法简单实用?其结果可作为稠油蒸汽吞吐工程设计或动态分析的依据。     

冷家堡油田稠油蒸汽加溶剂吞吐试验

在蒸汽吞吐过程中．加入溶剂是一种新的热力采油方法。通过对冷家堡油田稠油组分及元素分析，选出A、B、C、D四种溶剂，其中B、C、D三种降粘效果较好．经室内试验，选用C、D两种复配使用，其最佳配比为2：3。利用四因子水平正交试验确定基本配方为：20%S 1%F 0.2%H。通过岩心流动试验．证实该配方的溶剂使渗透率损失很小，不会产生胶质、沥青沉淀；物模试验认为蒸汽加溶剂吞吐技术，可以提高稠油的蒸汽吞吐效果和采收率．并给稠油集输与储运也带来了很大方便。     

乐安油田水平井蒸汽吞吐开采特征

结合乐安油田水平井蒸汽吞吐实践．阐述了水平井蒸汽吞吐开采的特点及主要影响因素，并对水平井的开采效果与直井进行了分析对比。研究表明：水平井比直井更利于改善和提高油田开采效果。     

渤海稠油不同吞吐方式效果对比及优选

针对海上稠油热采方式优选问题,参考渤海Ａ 油田南区实际油藏数据建立典型模型,利用数值模拟技术,对比不同油藏的渗透率、Ｋｖ ／ Ｋｈ 值、韵律性、有效厚度、原油黏度和控制储量等油藏、流体参数条件下,蒸汽吞吐及多元热流体吞吐的开发效果。结果表明,原油黏度小于１ ０００ ｍＰａ·ｓ 时,对于有效厚度大于１０ ｍ,Ｋｖ ／ Ｋｈ 小于０􀆰 １,渗透率较高的正韵律储层更有利于多元热流体吞吐。首次总结出不同热采方式适宜的油藏流体参数技术界限,达到了快速筛选目标油藏吞吐方式的目的,为渤海稠油油田的开发提供借鉴,也为热采吞吐技术的推广应用提供指导。     

提高稠油蒸汽吞吐效果

本文对提高稠油蒸汽吞吐效果的综合对策进行了研究。     

海上稠油油藏蒸汽吞吐效果预测模型

海上稠油油田蒸汽吞吐开发与陆上有很多不同之处,效果预测不能照搬陆上油田的模型。以渤海油区某稠油油藏为典型区块,根据海上油田特点建立基础方案,运用数值模拟方法讨论了蒸汽吞吐采收率和内部收益率与油藏主要静态参数的相关关系;基于正交设计和油藏数值模拟方法,产生了效果预测样本集;采用多元回归方法建立了海上稠油油藏蒸汽吞吐的采收率和内部收益率效果预测模型,以海上油田类似油藏蒸汽吞吐效果预测结果进行验证,对渤海海域稠油油藏蒸汽吞吐潜力进行了预测。     

陆上A稠油油藏蒸汽吞吐开发效果评价及海上稠油油田热采面临的挑战

对陆上A稠油油藏采用蒸汽吞吐开采方式的现场试验结果进行了分析,对其开发效果进行了评价,并对其采收率进行了预测,以期为即将进行的海上稠油油田热采提供指导.指出了海上稠油油田热采面临的挑战.     

卡拉赞巴斯油田东区多轮次蒸汽吞吐开发效果影响因素

卡拉赞巴斯油田东区具有埋藏浅、油层厚、储量丰度高、储层物性好及原油粘度大等特点,属于典型的浅层稠油油藏。针对该油藏特点,采取了蒸汽吞吐的开发方式,并取得了较好效果。通过对浅层稠油多轮次蒸汽吞吐开发效果影响因素的分析认为:由于地层能量和油层厚度不同,各层系吞吐效果差异很大,地层能量越强,吞吐效果越好;吞吐初期峰值产量高,但产量递减快,低产期生产时间长,随着吞吐周期的增加,周期产油量和回采水率明显上升;储层非均质性对蒸汽吞吐效果影响较大,非均质性越强,产油量越低;注汽强度应控制在合理范围,最佳注汽强度为90~120 t/m;焖井时间过长,吞吐效果越差。     

渤海稠油油田多元热流体吞吐数值模拟研究

渤海Q油田稠油油藏原油粘度高,采用常规注水开发方式难以使储量得到有效动用,为此引入多元热流体吞吐技术来改善开发效果.运用数值模拟方法对多元热流体吞吐的注入参数进行优化设计,得到合理注入参数分别为：注入温度240℃,注入速度210 m3/d,周期注入量4 200 m3,焖井时间3～5 d.并对该油藏的整体开发效果进行了预测,研究结果表明,与常规水驱相比,在相同开发年限内,应用多元热流体吞吐技术可使油田的采收率得到明显提高.     

稠油蒸汽吞吐开采技术研究概述

利用蒸汽吞吐开采稠油最早出现在20世纪50年代，作为一种相对简单和成熟的注蒸汽开采技术，目前仍在委内瑞拉、美国和加拿大广泛应用。在研究大量文献的基础上，回顾了蒸汽吞吐开采技术的发展和现状，总结了蒸汽吞吐采油原理和开采特征，热力模型的发展，以及现阶段存在的问题，展望了未来的发展方向。研究认为：蒸汽吞吐在稠油开发中仍然将继续占有重要的地位；其采油原理复杂，是一项复杂、技术难度大的系统工程；进入开采中后期，必须运用各种手段改善吞吐效果并适时地转入合理的二次热采方式。     

渤海旅大油田新近系稠油油藏水平井蒸汽驱油物理模拟实验

对渤海海域旅大油田新近系典型稠油油藏开展水平井蒸汽驱油物理模拟实验,利用长填砂管模型分析了蒸汽温度、注入速度和原油黏度对蒸汽驱油效果的影响,探讨了蒸汽驱油不同生产阶段的动态特征、温度场的变化规律以及蒸汽驱油机理。研究结果表明：①蒸汽驱油物理模拟实验采用长岩心单管模型,设置模型内径为2.5 cm,长度为50.0 cm,填砂后模型孔隙度为35.0%,渗透率为4 500 mD,设置蒸汽干度为0.7,注汽温度为250℃,注汽速度为6 mL/min,驱油效率可达82.52%。②研究区蒸汽驱油过程分为启动、稳定驱替、蒸汽突破和蒸汽剥蚀4个阶段;注、采水平井间蒸汽腔温度场扩展不均衡,水平井底部温度扩展速度快,顶部温度扩展速度慢,在启动和稳定驱替阶段温度场呈“三角形”推进模式,蒸汽突破和剥蚀阶段蒸汽腔温度场沿对角线扩展,速度减小;蒸汽驱替阶段采出程度为51.86%,稳定驱替阶段为主要的产油阶段,采出程度为39.06%。③热力降黏是旅大油田蒸汽驱油最主要的机理,高温蒸汽的剥蚀作用、蒸馏效应、微观波及效率的提高等也影响驱油效率。     

稠油油藏蒸汽吞吐水平井生产动态分析

文中以稠油油藏为研究对象,针对水平井蒸汽吞吐产能计算问题,利用保角变换方法,得到蒸汽运移位置计算公式。再结合拟稳态产能公式及耦合流动矩阵,建立了完整的蒸汽吞吐水平井产能及生产动态参数分析模型,并结合累计产水量曲线对不同生产制度下蒸汽热利用率进行了分析。结果表明:定油量生产条件下,稳产期内井底流压先缓慢下降,后迅速下降;定油量较小时,生产时间延长,随着定油量增加,产能曲线趋近于定压产能曲线,稳产期缩短;生产制度不同,热利用率不同,定油量越大,周期产油量越高。该模型对现场蒸汽吞吐操作、合理选择生产制度、分析生产动态具有指导意义。     

多井整体蒸汽吞吐在超稠油开采中的初步应用

以曙-区杜84断块曙1-38-7030井组为例，系统地论述了利用多井整体蒸汽吞吐技术改善超稠油开发效果的原理及开发程序。通过对多井整体蒸汽吞吐机理的研究。综合分析了该项技术在超稠油开发中的可行性和必要性，提出实施的前提条件和具体的操作程序，在生产实践中见到了明显效果。实践证明。多井整体蒸汽吞吐是改善超稠油中，高轮次吞吐效果的主要手段之一。为辽河油区超稠油油藏以及其它地区类似油藏的开发提供了借鉴。     

稠油油藏蒸汽吞吐采收率确定方法

通过研究稠油油藏有关参数及井网密度与蒸汽吞吐采收率的关系,利用回归方法及多种公式对比,确定出一种新的蒸汽吞吐方式下的采收率预测公式.与其它公式相比,该公式考虑到井网密度对采收率的影响程度,具有较强的实用价值.     

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。     

海上底水稠油油藏热采适应性预测新方法

以渤海底水稠油油藏地质油藏参数为基础,建立机理模型,利用数值模拟方法研究了水体倍数、油层厚度、原油黏度、渗透率、Kv/Kh、非均质性对蒸汽吞吐效果的影响;采用灰色关联方法进行了多因素敏感性分析,并通过多元回归建立了底水稠油油藏蒸汽吞吐的采收率计算公式,该公式综合考虑了影响底水稠油油藏蒸汽吞吐效果的各种因素;应用拟合公式对渤海实际油田的采收率进行预测,证实该方法简便、易于实现,且具有较高的精度。     

曙—区超稠油间歇蒸汽吞吐技术探讨

针对曙-区超稠油井进入高周期后产量递减，成本上升的矛盾，提出用间歇吞吐技术改善高周期蒸汽吞吐效果，通过对吞吐机理和现场实际资料统计的分析。对这项技术实施的条件及效果进行了探讨。结果表明，该项技术在高周期井实施效果较好。具有较好的推广前景。     

考虑稠油非牛顿性质的蒸汽吞吐产能预测模型

与常规油不同,当达到某特定温度时,稠油呈现牛顿流体状态,而在该温度值以下时,稠油呈现非牛顿流体状态,即存在启动压力梯度。经典的解析模型将蒸汽吞吐分为热区与冷区2个部分,热区温度为蒸汽温度,冷区温度为原始地层温度。然而在实际过程中,热区到冷区的温度是一个非等温的渐变过程,不会存在热区与冷区的边界处的突变现象。而且在生产过程中,稠油在不同区域呈现牛顿流体与非牛顿流体2种状态,不同区域的稠油渗流方程不同。针对这种情况,基于Marx-Langenheim方程,对蒸汽吞吐的解析模型进行了改进。在注入阶段,考虑了热区非等温分布的特征;在生产阶段,考虑了稠油牛顿流体区与非牛顿流体区的渗流耦合。模型应用结果表明,该模型更加接近实际生产情况,有较好的应用价值。     

高升油田高3块蒸汽吞吐开发后期管理策略

高升油田高3块是典型的中深层巨厚块状气顶底水稠油油藏,历经20余年的蒸汽吞吐开采,目前处于低压、低产、低效益的蒸汽吞吐后期采油阶段,呈现地层压力低、蒸汽吞吐效果差、油层严重脱气、油品性质变差等开发特征.针对稠油油田蒸汽吞吐后期生产特点,研究并实施了一系列行之有效的解决办法,取得了明显的成效.