矩阵电导法测量蒸汽干度的电场模拟与误差

目前稠油开采工程普遍使用热采方法,将高温高压湿饱和蒸汽由注汽管道注入油井,通过其携带的热量与低温稠油进行热交换,提高稠油的流动性和渗透性以实现开采。湿饱和蒸汽干度是影响热采效率的重要参数,没有公认的测量方法,当前常用的方法是人工测量法,但此方法的测量结果存在严重的滞后性。为达到实时监测干度的目的,使用新型测量方法——矩阵电导法,在10 MPa、310℃的条件下,建立了用于测量外径为76 mm、内径为54 mm注汽管道内湿饱和蒸汽干度的26×26丝网模型;介绍了矩阵电导法的测量原理,并建立了干度算法模型;在Ansys Electronics软件中进行了电场模拟,分析了层间电场,结果表明适宜的层间距为2 mm。为提高精度,使用线性插值法处理边缘,对实际测量误差进行了预测。结果表明,一次线性插值后整体误差小于2.50%;二次线性插值后整体误差小于1.10%。     

超薄层临界稠油油藏蒸汽吞吐注汽参数优选（38）

基于面22区沙3上3砂组蒸汽吞吐开采的初期实践资料,应用数值模拟技术对其注汽参数进行优选,并分析注汽量、蒸汽干度、注汽速度、多周期注汽量变化等参数对开采效果的影响.研究表明,蒸汽吞吐方式开发应用于超薄层临界稠油油藏时,蒸汽干度应大于或等于7,焖井时间宜保持5d,最优注汽速度为240 t/d.     

油田专用（微）过热注汽锅炉研究与应用

针对蒸汽驱采油对高干度的要求,通过对油田专用常规直流式注汽锅炉产汽干度低的原因分析和对策研究,在常规直流式注汽锅炉制汽结构原理的基础上,增设了过热段、汽水分离器和汽水混合器,在通常水质条件下,将注汽干度提高到100％及微过热。达到了稠油汽驱采油对蒸汽干度的要求,提高了稠油开采的采收率。     

油田地面蒸汽管道干度计算方法

蒸汽干度是水蒸气的重要品质参数, 在热力采油中, 向油层注入的高压高温湿蒸汽其干度对采油的经济性有着重要的影响。为了实现注汽锅炉蒸汽干度的高质量控制,提出一种蒸汽干度计算方法。此方法通过首先计算沿程摩擦阻力,然后求出该点的蒸汽温度,进而求出管段的热损失,最后可求出管道内任意处的蒸汽干度。该方案研究了输汽管道系统蒸汽干度的变化情况,为热采输汽系统工艺设计提供参考。     

稠油热采井井筒内蒸汽参数计算

注蒸汽热采是目前开采稠油的主要方法。注汽过程中,蒸汽沿井筒方向的压力、温度、干度以及热损失之间相互影响,通过给出的井筒综合传热数学模型,能够较准确的模拟井筒内蒸汽参数的变化。模型中考虑了蒸汽物性参数随压力和温度的变化,其中,井筒汽液两相垂直管流压力降计算采用经典的Beggs-Brill方法;计算井筒总传热系数时考虑了接箍热损失的影响,并对井筒总传热系数进行了修正。通过油田实例的计算对比,验证了模型的可靠性。     

注汽锅炉应用干度自控系统提高稠油采收率

稠油热采是辽河油田稠油开发的主要方式,保证注汽质量,保持注汽干度平稳是提高稠油采收率的关键因素。注汽锅炉应用干度自控系统能够有效控制注汽干度,保证注汽质量。     

一种稠油注蒸汽开发多指标预测方法

通过对注蒸汽开发稠油油藏的大量实际开发数据的研究,提出了注采特征的双对数模型,即累计产量的对数和累计注汽量对数的线性关系,以及累计产液量对数与累计注汽量对数的线性关系.与现有的两种注采特征曲线相比,这种双对数注采特征曲线模型的线性相关性较好,使用较方便,并引入了"S"型增长模型来预测累积注汽量与时间的关系.通过将累积注汽量预测值与双对数注采特征模型结合起来,提出了一种新的注蒸汽开发稠油油藏的产量预测方法.该方法可同时对注蒸汽热采稠油油田的累计注汽量、累计产量、累计产液量、年产量等多项开发指标进行预测,应用该方法预测了辽河油田两个蒸汽吞吐区块的生产动态指标,油田实际数据表明该方法为一种有效的开发动态预测方法.     

稠油油藏经济极限油汽比探讨

对稠油油藏而言,注蒸汽热采已成为勘探阶段的主要试油方式和开发阶段的主要生产方式,准噶尔盆地通过注蒸汽开采的稠油已占年度石油总产量的1／3以上。通过剖析准噶尔盆地已投入开发的部分典型稠油油藏,研究探讨稠油油藏的经济极限油汽比（储量起算标准）、初步建立了不同埋深、不同开采方式、不同油价的工业油汽比标准,在稠油油藏储量计算中得到成功应用,对稠油油藏的评价亦具有重要意义     

新疆浅层稠油油藏氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率研究与应用

新疆浅层稠油油藏由于原油粘度高,埋藏浅,地层温度低,天然能量不足,油藏流体不具备流动性;注蒸汽热采,随吞吐轮次增加,递减加大,采油速度降低,存水率升高,油汽比下降,效果变差,开采难度加大。为提高稠油开发效果,通过稠油注氮气作用机理研究、物理模拟研究、注蒸汽加氮气吞吐数值模拟研究,确定油藏物性界限条件、氮气注入方式及合理的注采参数与时机。进行稠油注氮气提高开发效果试验取得成功,并首次将大规模工业化注氮应用于新疆九7＋8区齐古组浅层特超稠油油藏,开发效果显著。为改善稠油开采效果,提高吞吐阶段采收率,减缓稠油产量递减提供一条有效途径。     

超薄层临界稠油油藏蒸汽吞吐注汽参数优选

基于面22区沙3上3砂组蒸汽吞吐开采的初期实践资料,应用数值模拟技术对其注汽参数进行优选,并分析注汽量、蒸汽干度、注汽速度、多周期注汽量变化等参数对开采效果的影响。研究表明,蒸汽吞吐方式开发应用于超薄层临界稠油油藏时,蒸汽干度应大于或等于7,焖井时间宜保持5 d,最优注汽速度为240 td。     

海上稠油低温热化学机理研究与应用

稠油油田存在汽窜、含水率上升、低产低效井等问题。针对存在问题,提出了低温热化学技术,利用自主研发的适应于海上稠油油田高效开发化学体系-磺酸盐类化学体系L⁃B,协同低温蒸汽的热作用,达到降本增效并提高驱油效率的目的。该体系的静态洗油效率达28.7%。在56 ℃与原油的界面张力为0.086 mN/m,相比于原油与地层水的界面张力降低了99.3%。120 ℃驱油效率可达65.00%,相比于同等温度蒸汽驱提高了8.50%,达到了200 ℃的驱油效果。该技术在渤海某油田应用后,单井最高日产油达32 m3,提高了52.4%,对海上稠油油田提高原油采收率研究具有一定的指导和借鉴意义。     

稠油油藏注蒸汽开发井间汽窜描述与影响因素

稠油油藏在注蒸汽热力采油过程中,井间一旦发生汽窜,导致蒸汽无效循环,将严重制约蒸汽波及体积的扩展和原油采收率的提高。用二维可视化实验装置,研究稠油油藏注蒸汽开发过程中的汽窜现象以及剩余油分布特征,再利用数值模拟方法研究井间汽窜的影响因素。结果表明,多孔介质中蒸汽的推进实际为蒸汽驱动冷凝水与变温热水驱动原油的渗流过程;驱动前缘以外,油藏温度逐渐降低,呈现常规非活塞水驱油特征,水的渗流速度快于原油,呈现明显的突进现象,窜流通道两侧留有大量剩余油,注采井间汽窜时的平面波及系数仅为43.16%;而在热波及区域内,存在绕流残余油与角隅滞留油。影响井间汽窜的主控因素包括：井位与高渗带位置关系、平面非均质性、厚度、原油黏度、注汽速度等。     

K稠油油藏开采优化数值模拟研究

我国西部K油藏为浅层稠油油藏,油层平均埋深240 m,属于边缘氧化型稠油油藏.针对K油藏开发过程中注入蒸汽波及的效率低,热连通不充分,油汽比低,经济效益差的现状,选择该油藏有代表性的井组,利用数值模拟方法,对该油藏连续汽驱、间歇汽驱、低干度汽驱等技术方案进行了深入的研究,综合经济因素和最终采收率确定了合理的开发方案为高注汽强度的间歇汽驱,注汽强度80～100 m3/d,注汽周期为6个月.数值模拟结果对油田实际开发有指导作用.     

考虑热损失稠油热采双孔介质不稳定试井分析

注蒸汽吞吐热采技术已经成为开发稠油油藏最为有效的方法,但是蒸汽波及范围外的油层没有得到有效的改善,因而油藏流体物性可以分为两个区.针对双孔介质中的稠油油藏蒸汽吞吐热采井蒸汽波及区和未波及区流体的流动性质的差别,提出了试井问题所必须采用的径向流体复合模型,模型中考虑了蒸汽在上下盖层的热损失问题.建立了内区考虑热损失的径向流体复合模型,求得了无限大地层情况下的拉氏空间解,并通过数值反演方法作出了相应的样板曲线,并且对样板曲线作了相应的敏感性分析,为稠油开发油藏压力动态分析提供了一种新的模型.     

稠油油藏蒸汽吞吐转蒸汽驱可行性研究

以J油田W区块为例,综合筛选标准、理论计算及数模优化方法,评价油藏属性、物质基础及开发现状,形成蒸汽吞吐转蒸汽驱可行性的评价方法,进而确定目标区转蒸汽驱适应性：研究区块储层物性参数与蒸汽驱筛选标准符合良好;远井地带剩余油饱和度高,增油储量基础好;井间形成有效热连通,吞吐阶段储层预加热程度可满足转蒸汽驱需求。基于此优化蒸汽驱关键参数,确定蒸汽吞吐转蒸汽驱最优技术策略。优选在蒸汽吞吐阶段采收率达到15.20%时转换为注汽3个月,注汽速度为133.33 t/d,停注1个月的间歇注汽,蒸汽干度为0.60,采注比为1.3的蒸汽驱开发方案。预测表明,当油汽比达到0.12时,最终采收率达42.3%,较蒸汽吞吐提升29.6%。研究为稠油油藏蒸汽吞吐转蒸汽驱可行性分析提供参考,为其他同类型油藏技术策略的制定提供借鉴意义。     

考虑边水影响的蒸汽吞吐参数优化研究

XQ⁃45区进入多轮次蒸汽吞吐阶段后,受边水、断层、储层性质等因素的影响,剩余油分布复杂,吞吐效果越来越差。结合油藏动态数据,依据剩余油饱和度参数的不同将该区块79口油井划分为不同类型稠油井。其中,受边水影响的稠油井较多（22口）,边水沿高渗层向油井推进过程中,油井含水率上升较快易造成水淹。为进一步改善蒸汽吞吐开发效果,针对边水影响型油井中未水淹层段,采取单层蒸汽吞吐的方式来研究边水影响的蒸汽吞吐参数优化。通过提取单井地质模型,对比不同注汽方案,优选出最佳方案,即：注汽强度为100 t/m,油汽比将保持在0.2 t/t以上,可获得最大采油量。结果表明,周期注汽强度为100 t/m时,周期产油量在第3轮次达到峰值,蒸汽波及半径达到最大值。吞吐5个轮次后,累注汽量3 700 t,累产液量4 500 t,累产油量738.65 t,方案实施效果较好。     

CP油田稠油裂缝性油藏开发方式优选

CP油田为埋深较浅的双重介质砂砾岩背斜构造普通稠油油藏,以常规冷采方式投入开发以来,开发效果较差。为此,依据该区原油黏度大、流动性差且地层裂缝发育的地质特点,考虑采用热采方式改善油田开发效果。参照稠油热采开发方式筛选标准并利用油藏数值模拟方法进行了分析验证。研究结果表明,CP油田采用衰竭式+蒸汽吞吐的开发方式为最佳开发方式,原油采收率可达到41.4%。在此基础上,利用油藏数值模拟的方法对蒸汽吞吐参数进行了优选,并对井底干度进行了敏感性分析。根据上述开发方案对CP油田一口冷采井进行了现场试验,在注汽速度较低的情况下,取得了较好的增油效果。由此可以看出,该油田的成功经验对相似油田转换开发方式具有一定的借鉴意义。     

八面河油田面138区薄层稠油油藏蒸汽吞吐方案优化

统计分析认为,影响八面河油田面138区薄层稠油油藏热采效果的主要因数是油层厚度和油层渗透率。根据数值模拟的结果,对面138区薄层稠油油藏蒸汽吞吐工艺参数进行优化后,热采效果得到明显改善,单井注汽量减少,单井产量、周期油汽比和回采水率均得到提高。     

热采稠油证实储量评估中递减率的合理确定方法

递减法是证实储量评估中针对热采稠油的唯一评估方法,该方法的关键是递减率的合理确定。热采稠油经常采用井间、块间接替的开发模式,产量剖面上经常出现相对稳产或多段递减,造成合理递减率难以选取。针对这一难题,把国内计算热采稠油油藏技术可采储量的方法-累积油汽比法引入到证实储量评估中,运用递减法和累积油汽比法计算总可采量相等的理念反推递减率,并以曙光油田杜229块为例,证实了该方法的适用性和可行性,对其它同类油田具有一定的借鉴意义。