海上多元热流体参数优化及选井原则研究

多元热流体吞吐技术对渤海稠油油藏的开采具有较好的适用性,但前期作业中未考虑注采参数、选井原则等因素对开采效果的影响,其在增产方面仍有上升空间。为了进一步提高多元热流体吞吐开采稠油油藏的经济效益,建立了基于渤海A稠油油田的油藏数值模型,在数值模拟结果的基础上,利用灰色关联度的数学方法得到了注采参数的敏感性排序,研究了关键注采参数和地层主要参数对油藏开采效果的影响规律,形成了最优注采参数组合和地层选井原则。计算得到了注采参数的敏感性排序为:注入温度蒸汽注入强度焖井时间复合气体注入强度地层压力注汽速度。形成了地层选井原则:油藏厚度≥10 m、长水平井段、渗透率≥3 000×10~(-3)μm~2、正韵律地层。基于研究成果开展的6井次现场试验表明研究成果符合油藏实际,可获得较好的开采效果。     

海上稠油多元热流体吞吐注入参数正交优化

为使海上稠油多元热流体吞吐能取得较好的开发效果,有必要对吞吐注采参数进行合理优化和调整。目前优化方法常采用单因素分析,难以考虑较多因素及相互影响的实际情况。针对上述问题,采用正交设计试验方法,研究注入温度、注入速度、注入干度、注热强度、焖井时间等五种因素对多元热流体吞吐开采效果的影响。通过多因素极差分析显示,影响多元热流体吞吐效果的显著因素是注热强度,其它因素影响相对较小,敏感性大小依次为注热强度、注入温度、注入干度、注入速度、焖井时间。该方法可为现场多元热流体吞吐注入参数的合理优化提供理论指导,具有实际意义。     

海上稠油多元热流体吞吐注采参数多因素正交优化研究

多元热流体吞吐是目前海上稠油热采技术中提高稠油产能的经济而有效的方法,而注采参数对吞吐的效果起着决定性的作用。为了取得较好的开发效果,必须对吞吐注采参数进行合理的优化和调整。对于多元热流体吞吐注采参数优化,在单因素分析基础上采用了多因素正交分析方法进行分析。通过单因素与多因素极差分析显示,影响多元热流体吞吐效果的显著因素是周期注入量,敏感性大小依次为周期注入量、注入温度、注入干度、注入速度、闷井时间,并优化出合理注采参数,从而为现场多元热流体吞吐注采参数的操作指标提供理论指导。     

多元热流体吞吐气体波及半径计算方法

针对水平井多元热流体吞吐过程中存在气量较大的问题,利用数值模拟方法分析了多元热流体中气体在地层中的分布特征。根据其分布特征提出气体波及半径的概念,定量表征气体在地层中的波及体积,并分析了不同油藏条件和注采参数对气体波及半径的影响。结果表明,随着注入强度和大孔道渗透率的增加,气体波及半径增加;随着油藏厚度增加,气体波及半径减少。在此基础上,回归建立了气体波及半径与注入强度、油层厚度和渗透率参数间的数学模型,该模型对多元热流体吞吐过程中气窜分析具有指导意义。     

多元热流体吞吐窜流影响灰色关联定量分析

稠油油藏进行多轮次吞吐热采时,由于地质和工艺条件差异易造成井间窜流现象,为分析各因素对多元热流体吞吐窜流的影响程度,运用灰色关联方法,通过计算各因素关联度以量化确定它们的影响大小及主次关系。研究结果表明,影响多元热流体吞吐井间窜流因素的敏感性大小排序为:渗透率、油层厚度、注采压差、注入强度、原油黏度,并据此提出有针对性的治理措施。该研究成果可为多轮次吞吐热采方案设计及后期窜流治理提供参考依据。     

浅薄层稠油水平井混合气与助排剂辅助蒸汽吞吐研究

为进一步研究水平井混合气（烟道气）与助排剂辅助蒸汽吞吐技术在浅薄层稠油油藏的应用,利用室内物理模拟实验对辅助方式的驱油效率和封堵能力进行评价,并通过数值模拟方法对研究区块适合水平井混合气助排剂辅助蒸汽吞吐的地质界限及最优参数进行限定和优化。研究结果表明,混合气助排剂辅助蒸汽驱的驱油效率比纯蒸汽驱、蒸汽助排剂驱和蒸汽氮气助排剂驱分别高出16.2%、11.0%和8.0%。混合气助排剂综合作用形成的泡沫封堵能力优于其他辅剂。研究区块适用于该技术的临界有效厚度随渗透率的增加而减小,临界渗透率随有效厚度的增大而增加。在确定研究区块地质界限的基础上,通过不同的渗透率和有效厚度组合,得到适合于该区块的注入参数,即混注比、注汽强度和混合气助排剂注入量的优化图版和取值范围。在实际区块2口水平井的成功试验,为该技术在浅薄层稠油油藏的扩展应用提供了借鉴。     

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。      

稠油油藏注蒸汽开发后转热水驱实验与数值模拟

注蒸汽是目前稠油油藏开发的主要方式,随着开发进程的加快,注蒸汽开发油藏大多已进入后期阶段,注汽效果差、井间汽窜严重等逐渐成为稠油油藏开发亟待解决的问题。以热采剩余油为研究对象,运用室内物理实验和数值模拟方法,研究了稠油油藏注蒸汽开发后的转换方式。不仅建立了不同温度和不同时机下的蒸汽驱转热水驱模型、水汽交替注入模型和氮气泡沫热水驱模型,而且建立了不同厚度、不同韵律以及不同变异系数下的稠油油藏注蒸汽开发转热水驱数值模型。研究结果表明,采用120℃的热水,注蒸汽采收率为22%时转热水驱效果最好;厚度大于5m,变异系数小于0.4的反韵律油层转热水驱效果较好。     

稠油水平井多元热流体吞吐井间窜流规律研究

稠油多轮次吞吐热采过程中的井间窜流对热采整体效益影响很大,目前的研究主要是定性分析,难以评价其影响程度。在分析水平井多元热流体吞吐窜流特征基础上,通过数值模拟方法从储层物性、流体黏度及生产动态三个角度,定量研究了窜流影响因素的敏感性大小,并引入"变异系数法"筛选出关键影响因素。通过分析得出关键影响因素为渗透率、油层厚度、注入强度、注采压差。该研究结果可为制定降低热采井窜流风险措施提供参考。     

中深层稠油油藏蒸汽-氮气复合吞吐技术

针对中深层稠油油藏地层压力高、注蒸汽过程中热损失大、蒸汽腔扩展范围小、注蒸汽开发效果差等特点,提出了蒸汽-氮气复合吞吐技术。针对渤海某中深层稠油油藏,通过实验和油藏数值模拟,深入研究蒸汽-氮气复合吞吐加热降黏、气体溶解降黏、重力驱替作用、增压作用、扩大加热腔作用、改变稠油流动形态和底水油藏注氮气的控水作用等开采机理,优化气水比、注汽量和注入方式等关键注入参数。数值模拟结果表明,注入温度为350℃时,最优气水比为50;对于厚度为10 m的油藏,水平井注汽强度为10～15 m~3/m.     

CO_2辅助蒸汽吞吐开发效果实验研究

以蒸汽多轮次吞吐稠油油藏为研究对象,采用物理模拟与数值模拟方法,研究了CO_2-蒸汽混注方式对稠油油藏热采开发效果的改善。实验表明,CO_2在原油中具有较强的溶解能力,通过与蒸汽混注可以使原油物性特征发生较大变化,进一步改善稠油流动特征,蒸汽-CO_2驱方式的驱油效率较纯蒸汽驱提高了约12%,并且含水上升速度也更小。采用数值模拟手段开展了稠油油藏CO_2辅助蒸汽吞吐方式的单因素敏感性分析,结果表明,各参数中油层厚度与原油黏度对开发效果的影响较大,并分析了各注采参数的影响。最优的实施方案为注汽速度200 t/d,气汽比1∶1,蒸汽干度0.7,焖井时间5 d,排液速度140 t/d。     

特薄层稠油油藏开采技术研究

对井楼、古城油田特薄层稠油资源分布及油藏地质特征进行了研究,根据油藏特点,利用数值模拟的方法研究了不同类型的特薄层稠油油藏蒸汽吞吐开采界限条件,找出了不同原油粘度的油层有效厚度、含油饱和度、净总厚度比、和油藏渗透率等开采限值。并对目前各井区井网条件下注汽强度、井底蒸汽干度、焖井时间等注汽参数进行了优化,为特薄层开采提供了技术支持。     

海上稠油多元热流体吞吐产能影响因素研究——以渤海N油田为例

为了实现海上稠油油藏的经济高效开发,基于渤海N油田的地质油藏特征和生产动态情况,采用数值模拟与正交试验设计相结合的方法,开展多元热流体吞吐产能影响因素研究。结果表明,地质油藏参数(静态影响因素)对多元热流体吞吐初期产能的影响因素主要为地层原油黏度、储层有效厚度和储层有效渗透率,生产参数(动态影响因素)对多元热流体吞吐初期产能的影响因素主要为生产压差、CO2组分比例和水平井段长度。并对地质油藏参数和生产参数中各因素的影响程度进行了排序。同时,也进一步明确了地质油藏参数和生产参数的最优组合方案,从而为多元热流体产能评价研究提供指导。     

浅薄层稠油油藏氮气泡沫调驱适应性研究

针对河南油田某区块稠油粘度大、油层厚度薄、蒸汽吞吐后期汽窜超覆现象严重,急需转变热采开发方式,利用室内物理模拟实验和数值模拟方法,进行了氮气泡沫调驱的适应性研究。实验结果表明,发泡剂静态性能综合评价指数有利于发泡剂的统一筛选;在蒸汽和发泡剂基本注入参数相同的条件下,热泡沫(蒸汽伴随)的发泡剂利用率较高,单位质量发泡剂产油量比冷泡沫(蒸汽不伴随)高24.4%;多层合注合采时各层启动压差受泡沫注入方式和渗透率级差的双重影响,冷泡沫注入时各级启动压差随渗透率级差呈线性增长,热泡沫注入时则呈对数式增长;此外,不同渗透率层对采出程度贡献度差异较大,泡沫对中、低渗透层动用率相近。在实验基础上,利用数值模拟得到的氮气泡沫调驱最优方案为:采用氮气泡沫段塞式注入,在蒸汽注入速度为4.5t/(d·m),发泡剂质量分数为0.5%的条件下,泡沫段塞最佳注入量为0.01倍孔隙体积,最佳地面气汽比为20∶1,最佳采注比为1.3∶1,最佳泡沫段塞停注时间为90d。     

注CO2重力驱技术在海拉尔油田高倾角断块油藏的适用性

海拉尔油田高倾角油藏石油探明地质储量规模大,地层倾角超过10°以上的储量占总探明地质储量的68.6%。受构造高差的影响,常规注水开发难以实现构造顶底部位油井均衡驱替,边底部油井含水率上升快,构造高部位油井受效差,整体开发效果不理想。针对海拉尔油田高倾角断块油藏水驱开发效果差的问题,以注CO₂重力驱油实验为基础,以油藏数值模拟为手段,开展注CO₂重力驱油机理、影响因素及适用性研究。结果表明：当以原始地层压力10.57 MPa注入1.2 PV的CO₂时,CO₂驱油效率可达55.9%,能大幅度提高高倾角断块油藏的采收率;地层倾角、储层渗透率、注气速度是影响注CO₂重力驱效果的主要因素;海拉尔油田有4 411.35×104 t石油探明地质储量适合开展注CO₂重力驱开发,注CO₂重力驱技术在海拉尔油田具有广阔的应用前景。     

裂缝型潜山稀油油藏开发技术界限研究

为研究油藏地质参数和注采参数对潜山稀油油藏采收率的影响,以渤海A油田为例,应用Eclipse数值模拟软件,建立概念模型,进行了油藏地质参数对最终采收率的敏感性分析,包括裂缝渗透率、裂缝孔隙度、裂缝倾角、裂缝密度等;同时对注采参数进行了优选,包括井网、注水位置、采液强度。研究结果表明,裂缝越发育油藏采出程度越高,对于裂缝型油藏最优的井网形式为平行交错井网,注水位置应该选在靠近油藏底部,最优水平井长度为800~1 000 m,最优采油速度3%左右。     

海上深薄层稠油油田多元热流体吞吐研究

按照稠油注蒸汽开采筛选标准,很多埋藏深、储层薄的稠油油藏难以投入注蒸汽开发。为改善开发效果,提出多元热流体（蒸汽、热水、N₂和CO₂的高温混合物）吞吐技术,利用注入气体溶解降黏等复合机理开采原油。通过驱替实验研究多元热流体吞吐有别于蒸汽吞吐的主要作用机理,采用数模方法对比研究多元热流体吞吐与蒸汽吞吐生产规律和开发指标的异同。研究表明,与常规蒸汽吞吐相比,多元热流体吞吐周期内平均日产油、累计产油、采油速度均提高30%,周期间平均日产油递减率为蒸汽吞吐的60%,采出1%石油地质储量压降幅度仅为蒸汽吞吐的80%。矿场实践表明,南堡35-2油田南区注多元热流体吞吐后,单井高峰日产油可达到127 t/d,平均热采有效期达到300 d,有效期内平均日产油达到50 t/d,为冷采产能的1.6倍,预测采收率可在冷采基础上提高8.5个百分点。研究结果可为“深、薄、稠”油藏开发方案设计提供借鉴。     

提高陈家庄南区薄层稠油油藏开采效果的技术及应用

胜利油田河口采油厂陈家庄薄层稠油油藏蒸汽吞吐开发中存在的主要问题有：热采防砂有效期短,层薄、净总比低,热损失严重。针对以上问题,采油厂进行了提高薄层稠油热采效果配套工艺技术研究,取得了显著效果。开展了薄层稠油热采防砂新工艺模式的研究及应用,有效延长了防砂有效期;开展了油溶性降黏剂＋CO2＋蒸汽的复合吞吐工艺的研究及应用,优化了CO2注入强度以及油溶性降黏剂的注入量和浓度,有效提高了蒸汽在薄层稠油油藏的波及体积,同时也有效补充了地层能量;开展了薄层稠油水平井配套技术的研究,优化了水平井注汽参数,研究应用了均匀注汽管柱,现场应用取得了显著效果。     

海上高含水稠油油藏治理对策研究

为探究海上高含水稠油油藏的治理方法,针对海上稠油油藏储层物性好、水利能量充足、单井产液量高、原油黏度高和油井高含水等特点,通过建立井组地质模型,采用油藏数值模拟方法,研究不同驱替开采方式和注采参数对抑制、延缓底水锥进的效果.研究发现:(1)针对海上稠油油藏的敏感性分析,注入介质＞地层倾角＞渗透率韵律＞级差;(2)0.2...     

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。