小洼油田洼38断块试验区蒸汽驱参数优化

小洼油田洼38断块试验区经历12a的蒸汽吞吐开发后,已进入蒸汽驱试验阶段,在目前注采条件下,出现油层压力水平较低、油井产油量小、油汽比低等矛盾.在分析洼38断块东三段油层蒸汽驱先导性试验效果的基础上,利用数值模拟方法优化主要注采参数,最大限度地改善其蒸汽驱开发效果.结果表明,注汽速度以100～120t/d为宜;采注比为1.2～1.3,井底蒸汽干度要求在50%以上;合理的注汽压力为7MPa左右,不宜超过9MPa,油井合理井底流压应为1MPa左右.与目前注采参数生产效果相比,应用优化的注采参数进行蒸汽驱生产20a,采出程度将增加5.46%,累积增油量为3.6×104t,能取得较好的开发效果.     

杜239块吞吐后转蒸汽驱开发油藏工程研究

蒸汽驱开发是稠油油藏蒸汽吞吐后期改善开发效果、提高采收率的有效手段,并在齐40块中厚互层状油藏成功实施。与齐40块相比,杜239块油层厚度较大且油层组隔层条件较差,井间汽窜严重,因此如何合理划分开发层、设计注采井网,达到经济合理开发的目的是开发设计中的主要问题。本文系统分析了油藏汽驱设计中的主要矛盾,有针对性的优化设计了一套注汽井网二套采井网的注采系统,满足汽驱生产井排液量、采注比要求,预测其阶段采出程度20%,最终采收率61%,开发效果较好。     

高含水期采出程度影响因素分析及定量计算——以大庆油田萨中开发区为例

高含水期采出程度是编制油田开发调整方案的重要依据之一,直接影响油田开发效果的评价。因此,采出程度预测对油田开发具有重要的意义。进入高含水期开发的大庆油田萨中开发区有7口密闭取心井,采用逐步回归的方法,用6口密闭取心井的资料研究了对采出程度影响显著的参数并确定了各参数与采出程度的定量关系式;用另外1口密闭取心井的资料,根据确定的采出程度定量关系式计算该井的采出程度,计算出的采出程度与实际采出程度比较接近,一类油层采出程度的精度为77.65%,二类油层为94.30%,三类油层为90.95%,达到了精度的要求。该方法为预测非取心井采出程度提供了有效途径,为油田开发方案调整、措施井层优选提供了重要的依据。     

稠油精细注汽配套工艺技术研究与应用

随着曙光油田稠油油藏开发时间延长,出现了区块采出程度升高、地层压力下降、油藏纵向动用程度严重不均等开发矛盾.针对以上开发矛盾,开展了投球选注技术、侧钻井分注技术、恒量配汽技术、三级配注技术、复合配注技术等稠油精细注汽配套技术的研究与改进.现场实施提高了油层纵向动用程度,达到了经济高效开发稠油油藏的目的,为同类油藏开发提供了可借鉴经验.     

深调浅堵技术在千12块兴隆台油层的应用研究

千12块兴隆台油层以蒸汽吞吐方式投入开发,由于原油粘度高、储层物性差、注汽压力高(平均注汽压力15.8MPa)、注汽的高温、高压侵袭、油层的降压开采产生的层间压差等综合作用,引起套管、水泥环、油层之间应力骤变,这种多周期应力骤变使得固井水泥环松动失效形成套管外窜槽,导致底水锥进,顶部兴Ⅰ组水下窜,使油井见水,造成油层采收率低,采出程度仅为4.95%.为有效封堵上覆水层,恢复油井产能,采用深调浅堵工艺技术治理管外窜槽,见到明显增油效果,有效地解决了兴隆台油层因管外窜槽导致油层水淹的技术难题.     

提高蒸汽吞吐阶段采出程度的数值模拟研究

针对辽河油区不同稠油油藏类型，选取典型蒸汽吞吐井进行数值模拟研究。分析了影响蒸汽吞吐开发效果的主要因素是渗透率、地层系数、油层在射孔井段位置。并以此为基础提出了提高该阶段采出程度的三种措施是选注合采、交互式注汽合采及加深注汽管柱注汽。从而不同程度地提高了开发效果。     

洼38块稠油油藏主导开采工艺研究

从地质及开发特点入手,研究了适应油田的主导工艺技术,包括化学降粘助排及解堵技术、防砂技术、油层保护技术及其他工艺技术等.形成了洼38块配套采油工艺技术,保证了油田的开发水平t累积产油533.927×104t,采油速度达0.78%,采出程度达17.37%,累积注汽851.207×104m3,累积油汽比0.63,自然递减虽高达38.41%,但由于采用了综合配套的工艺,油田的综合递减控制在19.19%.     

基于特征参数的聚合物驱开发指标组合预测方法

大庆油田聚合物驱开发对象已转向储层物性更差的二、三类油层，受砂体规模、剩余油分布、开发方式等影响，开发效果差异大，油田开发指标预测不确定性增强。从聚合物驱相渗曲线与区块采出程度变化趋势对应关系出发，通过大量矿场数据统计，明确了聚合物驱阶段采出程度变化规律。同时，为了减少开发方式的影响，以聚合物驱注入站为研究单元，按照不同油层类型，通过机器学习、数据拟合等手段，建立了采油量生长曲线特征参数与聚合物驱阶段采出程度的关联关系，并给出了特征参数的物理意义。针对大庆油田二、三类油层区块，应用大数据分析手段，分别给出了以注入速度为核心的采油量和阶段采出程度预测模型，从而实现驱替全过程开发指标精准预测。应用结果表明，开发指标组合预测方法对4大开发区（萨中、萨北、喇嘛甸、萨南）的预测符合率均在90%以上，能够满足年度及长远开发规划编制需求，可以为二、三类油层聚合物驱开发方案调整提供技术支持。研究成果为油田开发规划编制与开发调整提供了理论依据。     

冷43块s1+2油藏蒸汽驱注采参数优化研究

针对目前冷43块s1+2油藏采出程度高、油层压力水平低、开发效果逐渐变差等实际情况,立足于蒸汽驱提高产能研究.应用数值模拟方法对该块蒸汽驱的注入速度、注汽强度、注采比等参数进行了优化.研究结果表明,利用合理的注汽参数进行蒸汽驱能够有效提高油藏的开发水平.     

中深层厚层块状特稠油油藏蒸汽辅助重力泄油物理模拟

渤海LD油田为中深层厚层块状特稠油油藏,是国内海上迄今为止发现的原油粘度最大的稠油油田,蒸汽辅助重力泄油(SAGD)技术是开发此类油田的有效手段。通过三维物理模拟分析了LD油田SAGD开发的可行性,认为该油田先吞吐降压,再转SAGD的开发方式能够取得较好的开发效果。经过3个吞吐轮次,油藏压力由6 MPa降至3 MPa,井间温度升至85℃,达到转SAGD时机。蒸汽吞吐降压阶段采出程度5.75%,SAGD过程中汽腔上升到顶层时采出程度13.5%,汽腔水平扩展阶段结束时采出程度30.5%,至瞬时油汽比降至0.1时采收率达到54.7%。通过数值模拟反演,进行了现场注采参数优化设计,现场瞬时注汽量363.7 m~3/d,采注比1.2以上,吞吐3轮次后转入SAGD生产,注采井间距离6.5 m。     

蒸汽驱改变井参数的重力驱油技术研究与应用——以辽河油田齐40区块高倾角区为例

蒸汽驱汽窜现象是导致产量急剧下降的主要原因。以辽河油田齐40块65井组高倾角区为例,由于密度差的原因,注入油层中的蒸汽具有上浮的趋势,具有高倾角的油层将加剧这种汽窜现象,导致产量下降。17-028井组含油饱和度数值模拟图分析表明,油层的剩余油主要分布在下倾方向底部。从而可得出3种调控方案:新井挖潜、重组井网和重力驱油。通过方案作业指标对比,仅通过调整注汽参数实现的重力驱油方案操作简单,无任何作业工作量。综合评价认为,重力驱油方案为最佳调控方案。该方案可在地层中产生一致的、向下的压力梯度,实现蒸汽向下移动。确定技术后对其进行优化,确定合理的注汽井参数。预测结果表明,当上排井注汽干度为30%时,中排井注气量下降20%;下排井注汽量下降50%时,莲Ⅱ油层高倾角地区采出程度可达7.4%。经现场试验,此项技术可以使汽窜现象减缓,油汽比提高,在油田开发中为可行方案。     

普通稠油吞吐开采后转热水驱技术研究

古城油田泌 1 2 5区经过蒸汽吞吐后 ,生产效果较差 ,油汽比降到了经济极限。但由于油层非均质性严重 ,吞吐后采出程度较低 ,大部分油层未被蒸汽驱替 ,为了提高储量动用程度 ,对该区块Ⅴ油组进行了热水驱试验。成功后在全区进行了推广 ,取得了较好效果 ,为此类油藏在蒸汽吞吐后期利用热水驱技术提高采收率提供了宝贵的经验。     

稠油热采优化组合注汽技术研究

近年来,稠油热采受采出程度高、限压注汽、汽窜、水淹、投产新井厚度薄、待认识落实的油层多等因素的影响,油汽比低,生产成本高。以往单一的注汽模式已经不适应稠油热采逐渐扩大的生产规模和日益复杂严峻的开发形势。着重从优化组合注汽、优化注汽参数入手,研究总结出进一步提高稠油热采吞吐效益的技术,以实现产量和成本的有机统一。     

稠油油藏水平井不同注汽方式物模实验研究

根据不同注汽方式对稠油油藏水平井注蒸汽开发效果的影响情况,利用三维比例模型,开展了非均匀注汽与均匀注汽物理模拟实验。实验结果表明:非均匀注汽蒸汽腔发育在水平井跟端,长度占水平段长度的1/2,趾端发育较差甚至不发育;蒸汽腔前缘呈现锥进的趋势向边井推进,容易引起汽窜并伴有严重的蒸汽超覆现象;均匀注入蒸汽腔沿水平井筒均匀发育,有效扩大了波及系数;蒸汽腔前缘基本平行于水平井均衡向前推进,并且油层上部起温缓慢,不易发生蒸汽超覆现象。当模拟含水达到98%时,水平井均匀注汽蒸汽驱采出程度为37%,比非均匀注汽可提高14.2%,具有较好的开发效果。     

浅薄层超稠油油藏水平井开发效果影响因素分析

新疆克拉玛依油田XA+B区水平井开发初期产量较高,随着水平井的规模应用、吞吐轮次增加,各类问题水平井也逐渐增多,低效水平井比例大,严重影响开发效果。为给下一步改善水平井开发效果、更好地开发该油藏提供依据,通过矿场实际生产数据,综合采用数理统计、油藏工程分析和数值模拟方法分别从单井控制储量、油层厚度、油层发育的连续性、原油黏度、水平井纵向位置、水平段长度对开发效果的影响进行了研究,进而对影响水平井开发效果的主控因素进行了分析。研究表明,原油黏度高、油层发育差、工程因素、直井汽窜是导致浅薄层超稠油油藏水平井蒸汽吞吐效果不理想,产量递减快,采油速度较低,采出程度偏低,开发效果差异大的主控因素。     

普通稠油吞吐开采后转热水驱技术研究

古城油田泌125区经过蒸汽吞吐后，生产效果较差，油汽比降到了经济极限。但由于油层非均质性严重，吞吐后采出程度较低，大部分油层未被蒸汽驱替，为了提高储量动用程度，对该区块V油组进行了热水驱试验。成功后在全区进行了推广，取得了较好效果，为此类油藏在蒸汽吞吐后期利用热水驱技术提高采收率提供了宝贵的经验。     

稠油油藏蒸汽驱影响因素数值模拟研究——以齐40块蒸汽驱为例

以齐40块蒸汽驱为例,应用CMG数值模拟软件,建立蒸汽驱基础模型,研究了各因素对蒸汽驱开发效果的影响。结果表明,采出程度和油汽比随正韵律油藏渗透率变异系数的增大逐渐增加,当渗透率变异系数超过0.7后采出程度和油汽比减小;采出程度和油汽比随反韵律油藏渗透率变异系数的增大逐渐减小;截止到蒸汽突破时,采出程度随倾角的增大逐渐减小;采出程度和油汽比随隔层厚度的增加逐渐减小;无论油藏有无隔层情况下,射开下部1/3位置时,开发效果最好;平面渗透率各向异性越强,开发效果越差;分层注汽级数越多,开发效果越好。     

稠油热采优化组合注汽技术研究

近年来，稠油热采受采出程度高、限压注汽、汽窜、水淹、投产新井厚度薄、待认识落实的油层多等因素的影响，油汽比低，生产成本高。以往单一的注汽模式已经不适应稠油热采逐渐扩大的生产规模和日益复杂严峻的开发形势。着重从优化组合注汽、优化注汽参数入手，研究总结出进一步提高稠油热采吞吐效益的技术，以实现产量和成本的有机统一。     

新疆油田稠油油藏基于正交设计的尿素辅助蒸汽吞吐研究

稠油尿素辅助蒸汽吞吐可以扩大蒸汽波及体积,加快采油速度,提高油汽比,最终提高采收率。为此,通过数值模拟,运用正交设计方法,系统研究了不同储层参数对尿素辅助蒸汽吞吐影响程度的显著性。研究结果表明,油层厚度越大,原油黏度越低,渗透率越高,采出程度越低,开发效果越好;在不同油价下油藏开采界限不同,但影响多介质辅助蒸汽吞吐的主次关系相同,主次关系依次为:采出程度油层厚度黏度渗透率,这为不同油价下的开采政策研究及区块筛选奠定了基础。     

喇、萨、杏油田特高含水期采出程度

特高含水期是油田开发的重要阶段,采出程度是编制油田开发调整方案的重要指标,因此特高含水期采出程度的测算对油田开发具有重要意义。在发展完善水驱曲线、相渗曲线计算采出程度方法的基础上,综合利用开发动态数据、室内实验数据、矿场试验数据,计算得出喇、萨、杏油田分类油层、分开发区特高含水期采出程度为8%~10%。明确了喇、萨、杏油田剩余储量潜力,为特高含水期开发调整提供了可靠依据。