基于不同稠油油藏模式高轮次蒸汽吞吐后生产特征及调整对策分析

井楼油田中区经过40年的开发,经历了基础井网与常规吞吐、井网加密与组合吞吐、井网调整与热化学吞吐3个技术阶段。目前,已经进入高轮次蒸汽吞吐后期,生产效果、经济效益差。通过丰富动态生产资料分析,根据影响油藏开发效果的因素及生产特点,建立不同油藏模式,并利用油藏工程与数值模拟相结合的方法,揭示了高轮次蒸汽吞吐后生产特征、剩余油分布特征,提出了不同稠油油藏蒸汽吞吐后期调整对策,为井楼中区二次开发井网重构优化及转变开发方式提供了依据,也为同类型油藏进一步提高采收率提供了借鉴意义。     

普通稠油油藏蒸汽吞吐后期注汽参数优化设计方法

利用经济平衡点、日收益及动态分析方法 ,进行了稠油油藏蒸汽吞吐后期的注汽参数确定。在分析普通稠油油藏蒸汽吞吐后期生产特点的基础上 ,以提高吞吐后期的经济效益为目标 ,通过多元回归确定了经济平衡点 ,研究出主要注汽参数的设计方法。现场运用后见到一定效果     

普通稠油油藏蒸汽吞吐后期注汽参数优化设计方法

利用经济平衡点、日收益及动态分析方法，进行了稠油油藏蒸汽吞吐后期的注汽参数确定。在分析普通稠油油藏蒸汽吞吐后期生产特点的基础上，以提高吞吐后期的经济效益为目标，通过多元回归确定了经济平衡点，研究出主要注汽参数的设计方法。现场运用后见到一定效果。     

薄互层状普通稠油油藏注热水开发可行性研究——以辽河曙光油田杜66块下层系为例

杜66块位于辽河断陷盆地西部凹陷西斜坡中段,为一典型的薄互层状普通稠油油藏。经过近20年的蒸汽吞吐开发,杜66块下层系目前已进入吞吐开发后期,地层压力低,吞吐开发效果差。根据杜66块下层系油藏条件及地层流体性质,从注热水开发油藏适应性、吞吐后期剩余油分布规律和注热水开发潜力等3个方面,利用数值模拟技术对杜66块下层系注热水开发可行性进行了系统研究。结果表明,注热水开发可在蒸汽吞吐开发基础上提高采出程度15.69%。这些研究成果对于同类油藏今后进一步改善开发效果具有一定的指导意义。     

潭口稠油热采规律探讨

目前采用蒸汽吞吐来开发稠油油藏是比较常规的方法,但是随着油藏开发到后期,则会出现很多不确定的因素,增加了稠油油藏开发难度。潭口油田为一浅层、特稠-超稠油藏,在目前的生产过程中主要表现为蒸汽吞吐效果逐渐变差,井间干扰现象十分严重。因此,针对上述问题结合生产实际,开展了一系列生产试验研究,并最终取得了较好的成果。     

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。     

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。     

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。     

厚层稠油油藏蒸汽吞吐后期立体注采井网设计及优化

蒸汽吞吐后期的厚层稠油油藏在平面上和纵向上油层动用不完善,油藏采用蒸汽吞吐开发潜力小,单井可采储量低,很难取得经济效益.为了合理开发厚层稠油油藏蒸汽吞吐后期的未动用储量,运用热采数值模拟方法,论证了厚层稠油油藏蒸汽吞吐后期直井—水平井立体注采井网的合理有效性,分别针对双水平井与直井平面上的井距、双水平井纵向上的井距和水平段长度进行了优化研究.结果表明,上部水平井(注汽)和直井在生产中起决定作用,直井扩大了蒸汽平面的波及效率;下部水平井通过排液发挥调节作用,扩大了垂向波及效率,提高了油藏动用程度.对于厚层稠油油藏,水平井与直井井排的距离为50 m,双水平井纵向井距为25 m,水平段长度为350～400m时,开发效果最佳.     

过热蒸汽吞吐开采方式及井网井距确定方法

河南油田特超稠油油藏的蒸汽吞吐开发实践表明,对于油层温度条件下脱气原油黏度小于8×104 mPa·s的浅层特超稠油油藏采用蒸汽吞吐开采技术是成功的,后期采用过热蒸汽吞吐可以改善蒸汽吞吐的开发效果,进一步提高注蒸汽开发的采收率。但对于大于8×104 mPa· s的浅层超稠油油藏和特薄层特超稠油油藏,由于层薄、黏度高、注蒸汽开发地层热损失大、需要注入蒸汽热焓高,常规蒸汽吞吐技术经济效益差,可尝试过热蒸汽吞吐开发方式。建议井楼油田特超稠油油藏开发采用五点法井网、100 m×141 m井距开发。     

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.     

杜229块超稠油油藏蒸汽吞吐后期转蒸汽驱试验可行性研究

为改善稠油油藏开发效果,提高原油采收率,分析了杜229块兴Ⅳ、Ⅴ组油层吞吐后期地下油藏的地质特征,应用筛选标准进行转驱方式筛选,并通过物模、数模等手段分析,研究认为采注比大于1.0、井底蒸汽干度大于50%是实现蒸汽驱开发的重要保证,明确了杜229块兴Ⅳ、Ⅴ组油层蒸汽吞吐后期进行蒸汽驱试验的可行性.现场试验表明,杜229块超稠油油藏蒸汽吞吐后期转蒸汽驱可以大幅度提高区块采收率.     

稠油油藏蒸汽吞吐后转注CO2吞吐开采研究

利用物理模拟技术,对蒸汽吞吐后期的稠油油藏转注CO₂吞吐技术以改善其开采效果的机理进行了研究,结果表明,蒸汽吞吐后期油藏转注CO₂吞吐开采:1增加了弹性驱能量;2CO₂溶解于稠油中,使原油粘度降低;3乳化液破乳:高轮次吞吐使原油物性变差,粘度大幅度增高;而CO₂溶解于稠油和水中降低了油水界面张力,使原油粘度大幅度下降;4油水相对渗透率曲线特征得到改善,残余油饱和度降低.实验研究及现场试验结果表明,稠油油藏蒸汽吞吐后期转注CO₂吞吐开采在技术上和经济上都是可行的.该技术改善了稠油油藏蒸汽吞吐后期的开发效果.     

过热蒸汽性质及其在稠油油藏吞吐开发中的应用——以哈萨克斯坦肯基亚克油田盐上稠油油藏为例

过热蒸汽与普通湿蒸汽相比,具有更高的热焓和更大的比容;采用过热蒸汽进行吞吐开发,不仅提高了井底的蒸汽干度、扩大了蒸汽波及体积;而且过热蒸汽的降黏作用、热膨胀、解堵作用、原油蒸馏率、驱油效率均高于普通湿蒸汽.肯基亚克油田盐上稠油油藏采用直流注汽锅炉与蒸汽再加热装置进行了现场过热蒸汽吞吐试验,试验获得了较好的开发效果,对比盐上稠油油藏普通蒸汽与过热蒸汽的吞吐效果,后者的增产效果显著.     

不同助排方式改善蒸汽吞吐效果实验及数值模拟

由于稠油油藏的蒸汽吞吐开发属于降压式衰竭开采,导致吞吐后期油藏能量不足,蒸汽超覆严重,垂向扫油系数低,开采效果变差。注蒸汽的同时伴注一定量的气体及化学剂辅助蒸汽吞吐可改善流度比,有效改善稠油油藏的开发效果。利用室内单管实验研究了不同助排方式对蒸汽吞吐效果的影响,实验结果表明,与无助排相比,烟道气泡沫助排驱油效率可提高19%。在此基础上,利用数值模拟方法对比多种助排方式对蒸汽吞吐效果的影响,其结果与物理模拟实验结果吻合。综合多方面因素,烟道气泡沫助排效果最佳,其次为氮气泡沫助排,尤其是当地层的非均质性差以及原油粘度较高时,烟道气泡沫辅助蒸汽吞吐的开发效果更为明显。     

浅薄层稠油油藏高轮次蒸汽吞吐后剩余油分布及潜力评价

井楼油田中区稠油油藏具有"浅、薄、稠、散及油水界面参差不齐"的特点,蒸汽吞吐开发已40多年,目前,已经进入高轮次蒸汽吞吐后期,生产效果、经济效益变差。要实现稠油可持续发展,关键是要研究高轮次蒸汽吞吐后剩余油分布特征。立足于丰富动态资料,通过油藏动态分析与数值模拟相结合方法,研究高轮次蒸汽吞吐后剩余油分布特征,总结了井间剩余油分布模式,并针对剩余油分布潜力进行分类型评价,为井楼中区进一步提高采收率提供了技术支撑。     

稠油注空气辅助蒸汽吞吐技术研究与应用

W8块属深层稠油油藏,已进入开发后期,为缓和开发矛盾,改善注汽吞吐开发效果,开展注空气辅助蒸汽吞吐技术研究。分析了稠油油藏注空气催化降黏技术增油机理;论证了W8块注空气技术的可行性;通过稠油注空气催化氧化实验,筛选出高效催化剂ONi-2,设计了完整的注空气辅助蒸汽吞吐工艺。进行现场试验1井次,注入空气18×104m3,催化剂4 t,投产后已稳产期超过660 d,与上轮相比,累计增油743 t,含水量下降3.5%,延长生产周期300 d以上。W8块注空气辅助蒸汽吞吐技术的成功开展,为改善W8块稠油油藏开发效果,提供了技术支持,对其他类似油藏具有一定的借鉴意义。     

稠油油藏注蒸汽和烟道气数值模拟研究

为提高克拉玛依油田九6区特稠油蒸汽吞吐后期及转蒸汽驱开发效果,进行了注蒸汽添加锅炉烟道气机理、地质参数敏感性、注采参数优化和经济评价等研究.研究结果表明在适宜的油藏条件下,蒸汽加烟道气吞吐和蒸汽加烟道气驱比单纯的蒸汽吞吐和蒸汽驱效果都有明显的改善.蒸汽吞吐后期加锅炉烟道气可使该区吞吐周期延长2～4轮次,单井产量提高1459 t,采出程度提高7.02%;蒸汽驱过程中添加烟道气可使采出程度提高3.7%.     

稠油油藏蒸汽吞吐后期调整技术研究

欢127东块属普通稠油油藏,已进入蒸汽吞吐后期,受油层出砂和底水等影响,井况差,水淹严重.为此,通过精细油藏描述、油藏数值模拟等手段,开展细分小层剩余油潜力分析和采油工程研究,确定利用水平井重新部署蒸汽吞吐井网,并采用TP100H、 TP120钢级的套管和加砂水泥浆固井,以及排、防一体化防砂技术,实施二次开发调整,明显改善了油藏吞吐开发效果.     

杜66块杜家台油藏蒸汽吞吐后期挖潜研究

曙光油田杜66块杜家台油藏蒸汽吞吐开发后期,地层压力低,储层平面及纵向动用不均,蒸汽吞吐效果随周期增加逐渐变差,区块产量逐年下降.在该区油层特征及油层吸汽状况精细研究基础上,开展了常规选配注、三级配注、投球选配注、氮气助排和复合助排等挖潜措施研究.挖潜措施的实施有效延缓了区块递减,对于其他同类油藏蒸汽吞吐后期开发具有重要的指导意义.