浅薄层特、超稠油注蒸汽吞吐后剩余油分布研究

河南油田的浅薄层特、超稠油油藏注蒸汽吞吐后,,采收率只有15％～18％,要进一步提高资源利用程度,关键是查明蒸汽吞吐后浅薄层稠油剩余油分布规律。蒸汽吞吐后水淹层岩心和电性特征变化明显,根据岩电关系的研究,建立了一套快速、直观的声液时差深侧向电阻率图版水淹层测井解释方法,有效结合矿场测试、动态分析、油藏数值模拟技术和地质综合分析方法,揭示了剩余油分布特征。超稠油油层纵向有3种水淹模式：中厚层均匀韵律油层顶部水淹,薄互层复合韵律油层中部水淹,薄互层正韵律油层底部水淹;平面上剩余油富集区有4种类型：低井网控制程度的剩余油富集区,低采出程度的剩余油富集区,不同微相控制的剩余油富集区,地层倾角影响造成的剩余油富集区。图3表1参6     

超稠油油藏蒸汽吞吐末期剩余油分布规律研究

针对超稠油油藏,以油藏数值模拟技术为基础,分析了影响蒸汽吞吐效果的主要因素及吞吐末期剩余油分布规律,同时结合动态监测资料、地球物理测井技术和密闭取心等多种方法进行了验证。基于典型超稠油油藏精细地质模型和概念模型,定量分析了原油黏度、蒸汽干度、开发方式和储层非均质性对剩余油分布的影响。结果表明,平面上剩余油分布主要受井间蒸汽波及范围、井网不完善和边底水影响;纵向剩余油主要由层间非均质性及地层倾角控制。     

新疆浅层稠油油藏蒸汽吞吐阶段剩余油特征研究

方法运用沉积相、动态监测和密闭取心等方法，论述了克拉玛依油田首批结束蒸汽吞吐阶段的九1～九44个开发区油层动用状况和宏观剩余油特征及其控制因素。目的弄清地层剩余油状况，充分挖掘尚未动用或动用程度差的储量潜力，以继续保持蒸汽驱阶段的合理开采。结果蒸汽吞吐初期高渗透层动用程度好，中低渗透层动用程度差或未动用；末期蒸汽超覆导致油层上部为强水洗，中下部基本来驱扫或冷凝水驱动。在同一开采条件下，剩余油分布的控制因素为：油层非均质性是控制剩余油的基本因素；局部范围产地层水形成水淹区是造成剩余油的重要条件；开采条件不适应是产生剩余油的外部因素。结论完善井网和加密井距调整，是减少剩余油，改善蒸汽驱效果和提高最终采收率的有效措施；掌握合理转驱时机和开展稳油降水措施，是确保原油增产的基础。     

稠油油藏化学辅助蒸汽吞吐研究

稠油具有粘度高、密度大、流动性差的特点,此类油藏的开发主要以热采为主.目前,蒸汽吞吐仍是矿场上使用最为广泛的热采方法之一.以胜利油田草27地区馆陶组油藏为例,利用油藏数值模拟方法,优选出了适合该稠油油藏化学辅助蒸汽吞吐的方法,确定出了“蒸汽+N2辅助”、“蒸汽+CO2辅助”、“蒸汽十表面活性剂+ CO2+ N2辅助”方...     

蒸汽吞吐后期剩余油分布规律研究

河南油田蒸汽吞吐油藏均为特、超稠油和普通稠油,储层胶结疏松,难以通过取心井定量分析剩余油饱和度,主要通过岩心观察定性描述水淹级别。稠油油藏注蒸汽后,储层岩电关系更为复杂,常规测井解释方法已不适用。为此,经过不断探索和深入研究,应用油藏工程方法、数值模拟方法和测井分析等多种方法,结合稠油数值模拟结果,能够快速地判断蒸汽吞吐后油层水淹程度,定量预测蒸汽吞吐泄油半径。     

海上底水稠油油藏蒸汽吞吐可行性研究

针对埕北油田A31井的开发现状,结合国内外类似油藏开发实例,表明埕北A31井有可能通过蒸汽吞吐改善开发效果,而底水将是影响埕北A31井蒸汽吞吐开发效果的关键因素;然后利用数值模拟方法,预测A31井蒸汽吞吐的开发效果;并在以上综合研究基础上给出了埕北A31井蒸汽吞吐的可行性。     

河南稠油油藏氮气辅助蒸汽吞吐机理及氮气添加量优化研究

针对河南稠油油藏"浅、薄、稠、散"的地质特征,利用数值模拟技术对1～3m、3～5m和5～10m三种薄层稠油油藏实施氮气辅助蒸汽吞吐的开发效果进行研究。通过对不同厚度稠油油藏分别实施氮气辅助普通湿蒸汽、高温湿蒸汽和过热蒸汽的增油能力、节约蒸汽效果及油藏特征进行对比和分析,总结了氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率的机理。研究结果表明,由于氮气自身的压缩性、膨胀性、小热容、低粘度等特点,蒸汽吞吐添加氮气后有利于保持地层压力,延长吞吐周期,改善了蒸汽的波及体积,增加了近井地带的洗油效率。     

渤海油区稠油油藏蒸汽吞吐注采参数优化模型

渤海油区稠油资源丰富,已动用的稠油油藏以常规注水开发为主,采收率偏低,如何经济有效地开采这些稠油资源对渤海油区持续稳产具有重要意义。以渤海油区典型稠油油藏类型为研究对象,通过油藏数值模拟手段,优化不同地层原油粘度、油藏厚度、渗透率以及不同水体倍数的稠油油藏蒸汽吞吐的最优产液速度、焖井时间及注汽强度等关键注采参数。结果表明,对于不同地层原油粘度的稠油油藏,最优产液速度和注汽强度随地层原油粘度的增大而逐渐减小,最优焖井时间随地层原油粘度的增大逐渐增加;对于不同厚度的稠油油藏,最优产液速度、焖井时间和注汽强度均随油藏厚度的增大而增大;对于不同渗透率的稠油油藏,最优产液速度随渗透率的增大逐渐增大,最优焖井时间和注汽强度随渗透率的增大逐渐减小;对于不同水体倍数稠油油藏,最优产液速度和焖井时间随水体倍数的增大逐渐增大,最优注汽强度随水体倍数的增加先增大后减小。应用多元回归数学方法,得到蒸汽吞吐注采参数优化模型,并与数值模拟计算结果进行对比,误差在10%以内。     

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。     

常规稠油油藏吞吐后期加密调整提高采收率研究

红浅1井区红一6下侏罗统八道湾组(J1b)稠油油藏位于准噶尔盆地西北缘红山嘴油田西北部,平均地面海拔340m,中深540m。共有生产井114口,由于注采参数不合理和设备损坏、就位不及时等问题,目前仅开井12口,汽窜出砂严重,影响了油井的生产效果。针对该油藏逐步进入蒸汽吞吐的高轮次阶段,油井含水高,产能低,开采难度加大,产量递减加快,开发效益下降等现状,为了改善油藏整体开发效果,首先利用生产动态资料并结合地质研究成果,分析了影响吞吐效果的地质开发因素及其规律,结果表明,有效厚度和渗透率是影响产量的关键因素,采注比低严重制约了油井吞吐效果;选择该油藏代表性井组,利用正交设计和数值模拟方法对其进行开发调整方案设计与指标预测。研究表明,该油藏蒸汽吞吐生产后转间歇蒸汽驱可以明显改善开发效果。     

稠油吞吐后期剩余油分布规律及加密可行性研究

以乐安油田草20块馆陶二砂体为研究对象,利用数值模拟、开发地质和开发动态评价、动态监测等方法,研究了草20馆二砂体吞吐后期剩余油分布规律及后期加密调整的可行性,结果表明：馆二砂体吞吐阶段加热半径约为50m,平面动用程度低,井间剩余油较高,存在较大的开发调整潜力;馆二砂体目前的井网井距具有加密调整的物质基础,通过加密调整可以提高采收率5%以上.依据上述研究成果,实施了草20馆陶二砂体的加密调整方案,取得了较好的开发效果.     

蒸汽吞吐剩余油再富集的油藏条件及控制因素

结合河南稠油油藏储层特征和原油性质,建立了油藏中心区井组、断层附近井组和边水附近井组3种特征地质模型;采用数值模拟技术,运用正交试验法和数据分析法,研究了7种不同地质因素对稠油油藏蒸汽吞吐开发后剩余油再富集程度的影响,从而得出稠油油藏蒸汽吞吐开发后剩余油再富集的控制因素。     

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。     

特超稠油油藏蒸汽吞吐数值模拟

蒸汽吞吐是增加稠油产量的一种经济而有效的方法。克拉玛依油田九7区稠油在50℃时,地面脱气原油的粘度为2400～961000mPa·s,平均452029mPa·s,属超稠油油藏。针对克拉玛依油田九7区浅层特超稠油油藏的特点,利用数值模拟方法研究了蒸汽吞吐的主要注采参数。对注汽强度、注汽速度、周期注汽量、注汽压力、焖井时间和蒸汽干度等注汽参数进行了优化计算,推荐了注采参数的优化方案,在此基础上对蒸汽吞吐井的吞吐效果进行了预测,得到了不同周期的周期产油量等。计算结果对于克拉玛依油田九7区特超稠油油藏进行蒸汽吞吐开采具有一定的指导意义。     

薄互层稠油油藏蒸汽吞吐后期二次开发方式研究

针对曙一区薄互层稠油油藏蒸汽吞吐开发后期所面临的矛盾和问题,在重构地质模型、充分认识油藏特点和剩余油分布规律的基础上,就该类油藏水平井井位部署、井网井距选择、钻井轨迹及其他参数设计等进行研究和优化.实施后取得较好的开发效果,初步形成了薄互层稠油油藏水平井二次开发的总体思路和关键技术.     

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。     

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。     

活跃边底水稠油油藏吞吐后期提高采收率技术途径

依据储量较大的稠油区块１４５块１０年多的开发实践，分析了边底水活跃的稠油吞吐开发后期存在的主要矛盾，同时为解决开发矛盾而提出三项提高采收率技术途径，并对其效果进行了总结分析，希望这些方法能对类似油藏的合理开发调整提供值得借鉴的经验。     

蒸汽吞吐稠油油藏动态石油地质储量计算方法初探

依据蒸汽吞吐稠油油藏注采特征曲线，当汽油比（ＳＯＲ）大于１－２．５时，曲线在半对数坐标上出现直线段。直线的斜率与静态石油地质储量密切相关，由此建立的经验方程计算稠油油藏动态石油地质储量，平均相对误差３．４８％。