烟道气辅助蒸汽吞吐油藏适应性研究

稠油热采的开发效果不仅与热采方式有关,同时也与注入的热介质关系密切。利用油藏数值模拟方法对比了不同地层和注热参数条件下烟道气辅助蒸汽吞吐与纯蒸汽吞吐的开发效果,并对烟道气辅助蒸汽吞吐增产效果的影响因素进行了敏感性分析,总结出了烟道气与蒸汽混注吞吐的油藏条件。渤海某稠油油田矿场实践表明,烟道气辅助蒸汽吞吐可改善该油田稠油开发效果,其产能是常规开采产能的2～3倍。     

水平井在稠油热采油藏中的应用

孤岛油田Ng6稠油油藏储层发育差，油层薄，边底水能量充足，采用直井开发含水上升快、采出程度低。应用水平井和直井联合部署井网进行蒸汽吞吐开发，取得了较好的开发效果，为水平井蒸汽吞吐开发稠油油藏技术的不断发展和完善提供了宝贵的经验。     

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。     

海上稠油两种热采方式开发效果评价

为了给海上稠油油田选择热采技术提供依据,对多元热流体吞吐和蒸汽吞吐2种热采方式的开发效果进行了评价。根据实际地质油藏参数建立了热采单井地质模型,运用数值模拟方法,设置了注入热焓相同和注入量相同2种方案,并结合现场先导试验对比分析了多元热流体吞吐和蒸汽吞吐的开发特征和效果。通过数值模拟得出:在注入热焓相同（4.3×1013 J）的条件下,多元热流体吞吐和蒸汽吞吐的采收率分别为18.3%和12.4%;在注入量相同（227 m3/d）的条件下,多元热流体吞吐和蒸汽吞吐的采收率分别为17.5%和13.3%,多元热流体吞吐的采收率是蒸汽吞吐的1.3~1.5倍。在现场先导试验中,多元热流体井的产能是蒸汽吞吐井的1.5倍。研究结果表明,多元热流体吞吐比蒸汽吞吐提高采收率的幅度大,更适于开发海上稠油油田。      

CPL油田裂缝性砾岩稠油油藏开发方式优化研究

为了改善已经进入天然能量开发后期裂缝性底水砾岩稠油油藏的开发效果,通过稠油油藏开发方式筛选标准及双孔双渗油藏数值模拟方法,对开发方式转换进行优化,结果表明,蒸汽吞吐是最有利改善开发效果的开发方式,油藏裂缝发育、基质渗透率低、活跃边底水的作用,将给蒸汽吞吐转蒸汽驱带来困难。进一步利用油藏数值模拟方法优选蒸汽吞吐转吞吐时机及注采参数,确定适合CPL油田裂缝性砾岩稠油油藏的蒸汽吞吐注采参数,并在CPL油田裂缝性底水砾岩稠油油藏现场实施取得了较好的开发效果。     

孤岛油田底水稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐的选区新方法

在注入相同蒸汽量的基础上分析注氮气辅助蒸汽吞吐效果时，许多学者忽略了注入总热量对蒸汽吞吐的影 响。在注入总热量相同的条件下，通过分析孤岛油田底水稠油油藏特征，选取研究区3种典型地层参数，即油层厚度分别为2~5，5~8和8 m以上，渗透率分别为500×10-3，1 000×10-3，2 000×10-3 μm2，对应的孔隙度分别为30%，35%和40%，利用数值模拟技术从增油量、加热半径和底水锥进程度3个方面，对注氮气辅助蒸汽吞吐的效果进行了对比。建立了强底水和弱底水条件下普通稠油以及特稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐地层参数的筛选图版，利用该图版可有效分析底水稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐的可行性。研究结果表明：孤岛油田东区Ng3和中二北Ng5油层适合注氮气辅助蒸汽吞吐；孤北1区Ng3油层不适合注氮气辅助蒸汽吞吐。     

稠油油藏多轮次蒸汽吞吐后注CO2的可行性

针对我国稠油油田的许多区块或油藏已进入多轮次蒸汽吞后期，开发效果逐渐变差的实际情况，运用数值模拟及油藏工程的方法，以辽河冷家堡油田的几个典型的稠油区块为例，进行了蒸汽吞吐之后注CO2开采的可行性研究，并对数模和矿场先导试验的结果进行了经济评价，给出了不同原油粘度的稠油油藏在注蒸汽吞吐之后注CO2吞吐的可行性。对于前期进行过多软次蒸汽吞吐的普通稠油，随原油粘度增大，注CO2吞吐的换油率增大，可行性增加；对于特稠油和超稠油，前期必须进行1～3轮次以上的蒸汽吞吐，之后实施CO2吞吐工艺才能获得良好的效益，所得的结论对现场生产具有一定的指导意义。     

薄层边底水稠油油藏开发方式优化研究

方法　运用正交设计法和数值模拟手段 ,深入细致地研究了吞吐注汽参数、不同井距下吞吐、吞吐转汽驱、吞吐转热水驱等开发方式。目的　优化吞吐注汽参数及接替开发方式 ,提高油田开发效果。结果　该方法优化孤岛油田中二北Ng5 3 4 稠油油藏蒸汽吞吐周期注汽强度为 2 0 0～ 2 5 0t/m ,注汽速度为 1 5 0～ 2 0 0t/d ,焖井时间为 3～ 5d ;大井距加密至小井距吞吐 ,再转蒸汽驱开采方式为最佳接替方式。结论　该方法很好地优化了孤岛油田中二北Ng5 3 4 稠油油藏吞吐注汽参数和接替方式问题 ,为该油田的合理开发提供了科学依据。     

基于网络技术的蒸汽吞吐井动态管理系统

1.系统提出的目的、意义 孤岛油田开发后期,随着稠油油藏的动用,蒸汽吞吐作为一种主要的稠油开发工艺,在油田开发中占着越来越重要的作用。蒸汽吞吐井的日益增多以及所带来的丰厚效益,其管理越来越为人们所关     

孤岛稠油区块热采配套工艺技术研究与应用

为解决孤岛稠油区块存在储量动用不均、水侵影响加剧等主要问题和矛盾,降低含水上升率,提高稠油采收率,采取"用、排、停、堵、避"相结合的多种配套工艺措施,有效抑制了水侵速度;应用热采防砂、化学解堵等配套工艺技术,延长了生产周期,提高了油汽比,从而形成了适合孤岛油田稠油蒸汽吞吐的配套技术,取得了较好的开发效果。     

稠油注蒸汽开采后期转热水驱数值模拟及可行性研究

针对河南稠油油田蒸汽吞吐开发的实际,利用数值模拟技术研究了不同类型稠油的转热水驱条件,最佳转驱时机,注入参数优化设计,不同注入方式转热水驱效果,明确了适合转热水驱的油藏类型,建立了薄层稠油注蒸汽开采后转热水驱的筛选标准,可为类似油田开发提供参考。     

王庄油田蒸汽吞吐开采方式数值模拟

为了提高王庄油田稠油蒸汽吞吐开发的热利用率和最终采收率,应用该油田的实际地质资料建立了主力油层正韵律、复合韵律等多种地质模型,使用NUMSIP注蒸汽采油的三维三相多组份模拟软件对其进行了分层开采与合层开采蒸汽吞吐的数值模拟研究,认为该油田分层开采好于合层开采。     

海上稠油热采开发经济界限研究

针对海上稠油热采成本高、经济界限与陆地油田热采差异较大,无法套用陆地油田稠油热采储量筛选标准的问题,通过研究热采单井累计产油量的关键地质油藏参数,以数值模拟结果为基础绘制了单井热采效果预测图版。通过油藏、钻采、工程、经济等多专业协同,明确了不同海洋工程依托模式下稠油热采开发经济界限,并对比了多元热流体和蒸汽吞吐两种开发方式的经济性,为海上稠油热采整体规划决策提供了技术支撑。     

稠油油藏多轮次蒸汽吞吐后注co2的可行性

针对我国稠油油田的许多区块或油藏已进入多轮次蒸汽吞吐后期。开发效果逐渐变差的实际情况,运用数值模拟及油藏工程的方法,以辽河冷家堡油田的几个典型的稠油区块为例.进行了蒸汽吞吐之后注co,开采的可行性研究,并对数模和矿场先导试验的结果进行了经济评价给出了不同原油粘度的稠油油藏在注蒸汽吞吐之后注CO,吞吐的可行性。对 于前期进行过多轮次蒸汽吞吐的普通稠油随原油粘度增大。注co,吞吐的换油率增大、可行性增加.对于特稠油和超稠油,前期必须进行1~3轮次以上的蒸汽吞吐,之后实施co,吞吐工艺才能获得良好的效益。所得的结论对现场生产具有一定的指导意义。     

渤海L油田稠油水平井蒸汽吞吐开发效果分析

L油田是渤海首个进行稠油蒸汽吞吐热采试验的先导区,对其开发效果准确评价关系着渤海稠油蒸汽吞吐开发技术的推广及应用。基于蒸汽吞吐井实际生产动态数据,对L油田蒸汽吞吐实际注入状况、井底流温、产量、含水及热采增油效果等方面进行分析。结果表明,蒸汽吞吐下泵生产后井底流温较高,高峰达103℃,之后大幅度降低,蒸汽吞吐井底流温提高幅度大于多元热流体吞吐;根据产油量变化,蒸汽吞吐可划分为四个阶段:放喷吐水、高产、快速递减和低产稳定阶段,产量递减符合指数递减规律,第一轮次月递减率为22.3%～28.6%;蒸汽吞吐井第1月平均日产油是冷采井的2.5～2.8倍,第1年平均日产油和累计产油是冷采井的1.7～2.2倍,平均2.0倍。蒸汽吞吐能显著提高渤海稠油开发效果。     

海上稠油油藏多元热流体吞吐开采技术优化研究

针对我国渤海A油田稠油油藏原油粘度高、冷采效果差的问题,在分析多元热流体吞吐开采机理的基础上,开展了多元热流体吞吐数值模拟研究,对多元热流体吞吐参数进行了优化,并针对该油田进行开发井网部署,制定多元热流体吞吐整体开发方案,预测开发效果。现场先导试验表明:对稠油油藏进行多元热流体吞吐开发,可以有效提高油井产能,改善开发效果,对海上稠油油藏开发模式的转变具有重要的指导意义。     

特薄层稠油蒸汽吞吐界限及开采技术研究

通过对河南井楼、古城油田特薄层稠油油藏地质特征再认识研究,总结出了此类油藏蒸汽吞吐生产规律;并运用动态财务净现值法和油藏数值模拟技术,研究了特薄层稠油蒸汽吞吐经济极限油汽比、产量以及不同类型稠油吞吐开采地质参数界限条件;优化了注采工艺参数;阐明了提高开发效果的技术对策,取得了较好的经济开采效果.     

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。     

海上多元热流体吞吐提高采收率机理及油藏适应性研究

多元热流体吞吐热采作为海上稠油热采开发创新技术,已在渤海油田稠油开发中进行了先导性试验,但对其提高采收率机理及油藏适用范围的研究尚不够深入。通过理论分析、物理实验分析和数值模拟等方法,研究了热流体中各个组分的作用机理以及各组分之间的耦合作用,深入剖析了多元热流体提高采收率机理;同时,利用渤海油田稠油油藏的地层原油粘度、渗透率和非均质性等参数,对比研究了多元热流体吞吐和蒸汽吞吐的开发效果及各自的油藏适应条件。研究结果表明:多元热流体提高采收率机理与单纯蒸汽吞吐相比,增加了扩大热波及半径、提高地层能量及减少热损失等作用,但所携带热焓总量略有下降,因此,更适用于原油粘度相对不高、储层非均质性弱、油层较薄、天然能量较小的稠油油藏。     

中国稠油热采现状及发展前景

中国稠油热采技术进步较晚，但发展很快，在过去５年中，中国的稠油热采技术是到了新的发展，蒸汽吞吐开采仍然是稠油开采的主要技术，不同类型的稠油及特稠油油藏蒸汽吞吐开采规模进一步扩大，注蒸汽的工艺技术又有新发展，自１９９３年热采原油产量超过１０００万ｔ后，到１９９７年稳定在１１００万ｔ，全国投入注蒸汽开发的稠油储量超过８亿ｔ，油井总数超过９０００口，西部浅层稠油油田已部分转入工业性蒸汽驱开采，东部深层油