井楼油田零区稠油热采组合吞吐技术实验研究

井楼油田零区热采汽窜现象严重,已经形成大面积汽窜,为此,开发过程中通过物模方法探索面积汽窜井区扩大蒸汽波及体积、提高采收率的技术。实验采取单井轮流蒸汽吞吐后转组合蒸汽吞吐、组合蒸汽+氮气、组合蒸汽+氮气+泡沫三组平行实验,通过汽窜井区周期产油量、周期油汽比和温度场变化,研究组合吞吐方案的实施效果。结果表明,氮气辅助组合蒸汽吞吐和氮气泡沫辅助组合蒸汽吞吐均能够有效封堵汽窜通道,扩大蒸汽的热波及;组合吞吐技术是扩大汽窜井区蒸汽波及体积、提高采收率的有效手段。     

试验设计方法在稠油蒸汽吞吐方案优化中的应用

蒸汽吞吐是稠油油藏最常用的开发方式,而蒸汽吞吐的开发效果主要受到地质静态因素和生产动态因素的影响。结合风城油田M井区稠油油藏蒸汽吞吐生产状况,运用试验设计方法对注汽速度、注汽量、焖井时间和蒸汽干度4种注汽参数进行了优化设计。利用数值模拟对设计出的29组参数组合进行了周期产油量计算,并利用DOE软件回归得到了4种注汽参数与周期产油量的计算公式,公式计算结果和数值模拟结果相比,计算结果最大相对误差为1.73%,平均相对误差为0.52%。运用该方法可以获得最佳的参数组合方案,也可以计算得到不同参数组合下的目标值。     

蒸汽吞吐汽窜调剖参数优化设计研究

对稠油油藏蒸汽吞吐的汽窜动态和汽窜方式进行了分析,根据汽窜通道内的蒸汽凝析特征,建立了窜流通道内的蒸汽驱非活塞驱替模型。并根据窜通井对应射孔段的油层物性差异,建立了井间平均连通程度和窜通角计算方法。利用该方法计算出井间窜汽量,然后由非活塞式驱替模型、注汽动态资料和窜通时间确定了井间窜通孔隙体积。注蒸汽油藏数值模拟研究表明,调剖段塞处于井间中部时,调剖效果较好;初次调剖段塞比率为10%-15%时,蒸汽波及系数达到最大。对L1833井进行了调剖参数设计,按照深部调剖原则选取堵剂颗粒粒径,调剖剂用量为32m³。实施调剖后注汽,邻井的汽窜通道得到了封堵,堵调效果较好。     

一种叠加汽窜影响的稠油剩余油潜力评价方法——以井楼油田中区为例

油藏进入超高轮次蒸汽吞吐阶段以后,汽窜升级为网状面积汽窜,加剧了剩余油赋存状态的复杂程度及剩余油潜力评价的难度。在原有常规剩余油潜力评价方法的基础上,利用油藏工程确定泄油半径、汽窜宽度等参数,绘制网状汽窜分布图,将其与动态分析及油藏数值模拟研究的剩余油分布结果相叠合,形成了一种叠加汽窜影响的剩余油潜力评价方法。应用于井楼油田中区,明确了三种剩余油分布模式,划分出低采高黏、中采中黏、高采低黏三类剩余油潜力区,为制定超高轮次蒸汽吞吐阶段采收率提高的技术策略提供了依据。     

基于机器学习的稠油油藏注蒸汽过程中汽窜识别研究

稠油油藏蒸汽吞吐过程中汽窜的产生与油藏地质和开发工程等因素有关，目前识别汽窜的方式局限于油藏工程、数值模拟等，此类方法无法准确判别各因素的不确定性和相关性，机器学习方法可识别海量数据间的隐含关系，准确度高且模型易维护。分析了汽窜的影响因素，构建基础数据集后对数据进行特征工程处理，包括数据重构、缺失值处理、维度转换及相似性分析，建立了汽窜预测特征属性集；采取Wrapper方法、Embedded方法、主成成分分析法对数据集进行降维处理，形成3套不同的特征组合方案；分别采用随机森林、SVM、神经网络和XGBoost算法建立汽窜预测模型，给出不同模型的预测准确率和预测汽窜通道分布。研究结果表明:注汽强度、层位渗透率极值和邻井距离对汽窜的影响程度最大，表现最好的组合模型是:PCA数据集+XGBoost模型，该方案在训练集上的准确率为97.20%，在验证集上的准确率为96.11%，实现了对汽窜的精准预警。     

超稠油直井水平井组合蒸汽驱参数优化

针对风城油田重32井区蒸汽吞吐轮次高、周期产油量低、油汽比低等突出问题,建立直井水平井组合蒸汽驱典型井组的数值模拟模型,通过设置不同的参数组合方案,运用单因素法和正交实验法研究井网井距、转驱时机、注采参数等对生产效果的影响。分析结果表明,直井水平井组合蒸汽驱合理的开发技术参数为:直井与水平井井距为35 m;水平段位于直井井排中间;直井蒸汽吞吐8周期、水平井蒸汽吞吐2周期后转蒸汽驱;注汽速度为70 t/d;采注比为1.2;井底蒸汽干度大于0.7;井口Sub-cool(井口压力对应的饱和蒸汽温度与流体实际温度的差值)为10~20℃;直井连续注汽200 d后可转轮换注汽,注3个月停1个月。试验区转蒸汽驱后,日产油由63 t/d升至117 t/d,阶段油汽比由0.08升至0.19。研究成果可有效指导超稠油蒸汽驱现场动态调控,为后续技术推广提供理论支持与经验借鉴。     

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。     

刊中报

<正> 汽窜也是蒸汽吞吐过程中所面临的严重问题,它必将危及后续周期生产以及蒸汽驱开采。因此,在吞吐阶段也必须尽量抑制汽窜发生。 目前,矿场上较多采用面积式整体注汽方法,以抑制吞吐过程中发生汽窜。所谓面积式整体注汽,就是将所有汽窜连通井作为一个整体同时注汽、焖井和回采。此法虽然能有效地防止汽窜连通单元内再度发生汽窜,但仍存在以下几方面不足:①注汽单元内油藏压力整体升高,注入流体聚集于注汽井附近,很难向远处扩散,蒸汽波及系数低;②产出液温度较高,热能利用不充分;③注汽单元与     

蒸汽吞吐水平井开采参数优选研究

水平井蒸汽吞吐是增加稠油产量的一种经济而有效的方法,注采参数对蒸汽吞吐的效果起着决定性的作用。为了能取得较好的开发效果,必须对蒸汽吞吐的注采参数进行合理地优化和调整。针对曙一区杜84块超稠油油藏兴Ⅰ组的开采现状,建立了油藏数值模拟模型,在历史拟合的基础上,优化了水平井段长度及第一周期注汽强度,并应用正交设计方法对注汽速度、蒸汽干度、注汽压力和焖井时间等注汽参数进行了优化计算,得到了合理的注采参数优化方案,并对蒸汽吞吐井的吞吐效果进行了预测,结果表明吞吐5个周期可增油8944t。     

直井与水平井组合吞吐转汽驱操作参数优选

S 断块为一中低孔、中低渗稠油油藏。 利用数值模拟方法系统优选了该断块稠油油藏直井与水平井组合吞吐转入蒸汽驱的操作参数。 结果表明：直井射孔位置与水平井垂向距离 15 m、水平井射孔位置与油层底界垂向距离 7.0 m,直井吞吐 8 周期、水平井吞吐 6 周期,地层压力降至 5 MPa 左右,注汽速度 84 m3/d,井底蒸汽干度 >40%,采注比 1.2,为吞吐转汽驱的最佳操作参数。 上述操作参数能使 S 断块吞吐转汽驱有效运作,提高原油采收率,也为同类型油藏直井与水平井组合吞吐转汽驱的操作参数优选提供了可靠的理论依据,具有一定的借鉴意义。     

欢127块组合蒸汽吞吐技术研究及应用

欢127块兴隆台油层采用蒸汽吞吐方式开发,由于储层孔隙度和渗透率较高,蒸汽吞吐过程中汽窜现象严重.为缓解区块汽窜,实施组合蒸汽吞吐技术,即互相汽窜的数口油井,采取同时注同时采、一注一采等方式组合开发,提高了油井周期产量和油汽比,减少了油井汽窜的发生,改善了区块开发状况.     

海上稠油油藏蒸汽吞吐周期注汽量优化研究

海上稠油油田蒸汽吞吐开发与陆上油田相比更为复杂,周期注汽量的合理选择已越来越受到重视。以渤海油田某稠油油藏为研究对象,根据海上油田特点建立概念模型,运用数值模拟方法对蒸汽吞吐周期注汽量进行优化研究,首先设计7种方案对各周期注汽段塞进行了定性研究;在此基础上,针对开发效果最好的注汽段塞方案又设计12种方案进行定量细化研究。结果表明,研究区蒸汽吞吐开发时各周期注汽量应随着周期数的增加而增加,且各周期注汽量递增率均为20%时开发效果最好。M油藏实际区块数值模拟结果表明,吞吐10周期后,蒸汽吞吐周期注汽量最优方案比各周期注汽量相同的注汽方式的累积产油量提高4.58×104m3,采出程度提高0.53%。     

克拉玛依油田九区蒸汽吞吐后开采方式优化研究

克拉玛依九区稠油油藏具有整装、构造简单、开发时间长、经历蒸汽吞吐、蒸汽驱等多个开发过程。应用数值模拟方法对其开发历史进行精细数值模拟,在对储量动用状况、剩余油分布规律和影响因素分析的基础上,利用修正后的预测模型进行多井组、多种开发方式、多注采参数优化调整及预测,确定了研究区在蒸汽驱阶段合理的间歇汽驱周期、注汽速度及调整时机等。研究表明,在蒸汽吞吐之后采用间歇汽驱、变速汽驱、热水驱相组合的开发方式的开发指标优于其它方案。开发方式在现场是可行的,优化研究方法可供同类油田借鉴。     

超稠油整体蒸汽吞吐效果影响因素分析及对策研究

杜84块超稠油蒸汽吞吐开发中后期多井组合整体蒸汽吞吐开发规模不断扩大,井组开发矛盾日益突出,部分井组整体蒸汽吞吐开发效果较差.分析认为,井组内前期单井蒸汽吞吐形成的油藏内部压力不均、井间汽窜等是造成多井组合整体蒸汽吞吐后井组内油层纵向动用不均、地层亏空严重的主要原因,甚至可能造成蒸汽外溢不能形成完全独立的封闭体系.另外,直井与水平井组合整体蒸汽吞吐井组中水平井水平段存在动用不均问题,也可能造成部分井组整体蒸汽吞吐效果差.通过科学灵活划分井组、合理调整注汽顺序、优化注汽参数,并辅以高温调剖、三元复合吞吐、蒸汽吞吐添加剂、双管注汽等工艺措施,可以提高井组整体蒸汽吞吐开发效果.     

超稠油油藏地表窜汽原因分析

超稠油注蒸汽吞吐开发中发生层间汽窜的突出表现是地表窜汽,造成产能损失,使地表窜汽区域储量不能利用。由于注汽压力远大于油层压力,经过一段时间的吞吐生产,套管与固井水泥环间会产生缝隙,后续注汽时蒸汽沿此缝隙上窜,就会从水泥环薄弱部位进入上覆砂层。当窜入该砂层的蒸汽量达到一定程度后,若继续注汽,蒸汽就会从该砂层薄弱部位喷出地表而产生窜汽。其原因主要是超稠油注蒸汽吞吐开发时的采注比小于1,且长期压注所致。解决的方法是提高排液能力,封堵套管窜槽部位。     

杜84-37-77井组组合式蒸汽吞吐研究

超稠油蒸汽吞吐进入高周期以后,吞吐效果降低,周期产油量和油汽比降低,井间汽窜频繁,严重影响了加密井的部署开发和井间剩余油的动用.以杜84-37-77井组为例,针对杜84-37-77井组11口井生产过程中由于井间采出程度差异大、井组不封闭、导致蒸汽外溢、汽窜现象严重等问题,将该井区11口井进行组合式注汽,建立封闭的加热体系,有效地抑制了汽窜,同时辅助调剖、三元等工艺措施,调整储层纵向动用程度,控制蒸汽外溢,使该井组生产效果得到明显改善.     

二连盆地吉32块稠油热采特征及后续开采方式研究

方法根据吉３２试验区的地质条件，结合生产实际，应用干扰剔除法和数值模拟技术，进行蒸汽吞吐开采特征研究，提出了后续开采方式。目的研究生产特征、优选合理的技术参数，为该区稠油大规模开发提供依据。结果采用７０ｍ井距正方形井网蒸汽吞吐方式生产四个周期后，蒸汽吞吐生产阶段基本结束；蒸汽吞吐效果集中在前两个周期，该阶段产量递减快、无稳定生产期；注汽井间干扰频繁，使回采水率高，并且含水曲线呈锯齿状；注汽强度、注汽速度均较低；注汽压力随周期增加而降低。结论选择合理的油层厚度，既能保证热采的地质基础，又能减小层间差异；优选合理的注汽参数，可保证蒸汽质量，充分利用注入热能，扩大波及体积；井间干扰对提高蒸汽吞吐效果有利，但应避免汽窜；该区后续开采方式不适合蒸汽驱，应先补孔，然后注入１２０℃热水驱开采     

含油污泥调剖数值模拟研究

针对多轮次蒸汽吞吐井存在严重汽窜及含油污泥排放难的问题,提出了利用含油污泥进行高渗透层的封堵。利用CMG数值模拟软件的STARS模块对蒸汽吞吐井含油污泥调剖的影响因素及封堵效果进行了预测,结果表明：不同非均质性的储层对应一个最优的封堵半径和堵剂注入量,模拟结果对指导现场施工有参考和应用价值。     

双水平井SAGD间歇式吞吐强化扩腔技术

强非均质储层条件下,超稠油双水平井SAGD开发中普遍存在注采井间窜扰、水平段动用不均匀、蒸汽腔规模小且扩展缓慢等问题,导致SAGD井组长期处于低产、低效状态。为了改善开发效果,提出双水平井SAGD间歇式吞吐强化扩腔技术策略。以新疆风城油田M区实际井组为例,采用数值模拟对吞吐操作方式、注采参数、转轮时机等关键参数开展了系统研究。研究结果表明,采用注汽井注汽(生产井关井),焖井后生产井采油(注汽井关井)的方式,在合理注采参数条件下,间歇式吞吐能有效改善开发效果,采收率达53.8%。SAGD间歇式吞吐强化扩腔技术主要作用机理为:(1)吞吐期间注汽井高速注入,蒸汽热损失减少;(2)注汽时消除了汽窜和压差影响,有助于扩大蒸汽波及和动用较差区域;(3)注汽期间重力泄油持续进行,建立的液面在开井生产时能有效防止汽窜,实现高效泄油。采用该技术在风城M区开展了2井组试验,措施后日产油水平提高了1.5 t/d,且生产稳定,研究成果为同类油藏改善开发效果提供技术参考。     

超稠油油藏汽窜防治方法研究

通过对超稠油蒸汽吞吐汽窜特点的研究,对曙一区超稠油汽窜的油藏和开发等因素进行了分析,并对防治汽窜的方法进行了探讨,提出了适合超稠油蒸汽吞吐开发的汽窜防治措施.现场应用表明,通过采用优化射孔层位和注汽参数、推广应用组合式蒸汽吞吐技术、实施高温暂堵、调剖封窜技术等,可以有效抑制和利用汽窜,改善油层动用状况,提高油藏开发效果.