稠油水平井蒸汽吞吐完井与注汽方式优化

为了解决稠油水平井蒸汽吞吐开发过程中存在的水平段储层吸汽不均衡、动用效果不理想的难题,基于单注汽点有效控制范围理论,优化了水平井完井、注汽管串结构,结合数值模拟方法,对优化的分段完井分段注汽方式与常规完井注汽方式的开发效果进行了对比评价。结果表明,优化的稠油水平井分段完井、分段注汽方式,实现了各单元独立、定量配注,消除了因分流作用和储层非均质引起的蒸汽分配不均衡问题,提高了蒸汽的有效利用率,改善了储层的动用效果。     

蒸汽吞吐效果预测及注汽参数优化方法研究

数值模拟是稠油油藏开发的有力工具，但它需要较多的人力和物力。当对新区的多个油藏进行开发效果预测时，仅用数值模拟是困难的。为此，提出了一种简单的预测蒸汽吞吐效果的方法，它以ＭａｒｘＬａｎｇｅｎｈｅｉｍ模型为基础，是在ＢｏｂｅｒｇＬａｎｔｚ模型基础上发展起来的解析解模型。同时提出了一种应用加权方法考虑多个生产指标的优化方法。以此为基础，在ＰＣ机的Ｗｉｎｄｏｗｓ３．ｘ和Ｗｉｎｄｏｗｓ９５环境下开发了相应的软件。应用结果表明：预测模型具有较高的精度；优化方法具有较好的适用性和可操作性。该软件为油藏工程师提供了一个预测蒸汽吞吐效果和优化注汽参数的工具。图２表２参４（郭海莉摘）     

渤海蒸汽吞吐油田产能分析及预测研究

渤海LD2特稠油油藏（地层原油黏度2 908 mPa·s）设计采用十轮次蒸汽吞吐方式开采。为了准确预测每一轮次注热后的产能,在对第一轮次蒸汽吞吐开采实际注汽量、注汽温度、注入速度、注汽干度等注热参数与单井比采油指数相关性回归的基础上,开展的产能影响因素分析研究结果表明：单井平均比采油指数与各注热参数存在良好的线性关系,注汽量、注汽温度、注入速度、注汽干度等越高,比采油指数越高;并通过多元线性回归,得到比采油指数与注汽量、注汽温度、注入速度、注汽干度四个注热参数和地层渗透率、黏度的关系式。经矿场实例验证,该关系式预测精度较高,该方法的优点是注热完成后,即可根据实际注热参数快速准确的进行产能预测,实用性强,应用范围广。     

高周期蒸汽吞吐最佳注汽参数实用图版研究

针对目前所使用的一些注汽参数优化设计软件,由于涉及参数过多、计算复杂、难以推广使用的问题,进行了蒸汽吞吐最佳注汽参数实用图版研究。根据蒸汽吞吐注汽参数优化设计理论和方法,应用所研制的蒸汽吞吐井注汽参数优化设计软件,对南阳井楼油田零区稠油油藏,以周期净产油量最大为目标函数,优选出不同采出程度、不同存水条件下吞吐生产井最佳注汽参数(注汽压力、干度、速率和周期注汽量),并绘制成图版。现场工作人员可通过查图版方便地确定各周期最佳注汽参数,以提高蒸汽吞吐井的开采效果。应用结果表明,查图版所确定的最佳注汽参数与用优化设计软件计算的参数相比,相对误差不超过10%,能满足工程精度要求。     

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。     

蒸汽吞吐极点降维法注汽量设计

蒸汽吞吐是目前稠油油藏开发的主要方式，合理利用蒸汽热能、提高油汽比对于稠油油藏的经济有效开发非常重要。蒸汽吞吐中注汽量对周期油汽比影响巨大，但注汽量是多相关、多维空间的一个复杂组合。参考数理统计中“分类”、“聚类”及数学分析中极点降维的思路对注汽量问题进行分析，先“分”再“析”，对合理注汽量进行设计，并编制了相关软件，为稠油蒸汽吞吐中的注汽量设计提供了一种新思路。     

渤海旅大27-2油田蒸汽吞吐先导试验注采工程

借鉴国内外蒸汽吞吐技术的开发经验,从地质-油藏工程方案、注采方案、地面(平台)方案几个方面进行研究,并结合现场实施情况进行综合分析。确定了油藏开发方案和注汽参数,研发了地面小型化、撬装化的蒸汽发生器及配套的海水淡化系统、高纯氮气系统,设计了油管注汽工艺、油套环空注高纯氮气工艺、伴注除氧剂的注汽工艺及井筒防腐措施;在海上首次采用了高温电潜泵(耐温250℃)进行热采稠油举升,并对高温井进行温度压力监测;首次在渤海旅大27-2油田进行了稠油先导性试验,取得了较好的试验效果,为下一步大规模开发渤海稠油油田提供了良好的依据和基础。     

蒸汽吞吐井注采参数优化设计

此项研究将地面、井筒和地层作为一个整体系统,采用节点分析方法,建立并求解了地面管线、井筒和地层的蒸汽吞吐注采系统的组合模型。同时,采用模拟退火优化方法,提出了蒸汽吞吐井注采参数整体优化设计方法。应用结果表明,用此方法优化蒸汽吞吐井各周期注采参数可大幅度提高蒸汽吞吐井的热能利用率,改善稠油油藏蒸汽吞吐开采效果。     

稠油油藏蒸汽吞吐井注采参数系统优化

蒸汽吞吐热力采油的效果取决于由注采参数决定的注入蒸汽的热能利用程度。将蒸汽在地面管线、井筒及地层中的流动作为一个整体系统，在地面、井筒管流及油藏数值模拟研究的基础上，基于节点分析技术，建立蒸汽吞吐注入系统组合模型，提出蒸汽吞吐井注采参数整体系统优化的设计方法。考虑蒸汽吞吐井的注入、采出费用建立经济评价模型，用模拟退火算法优化注采参数。应用结果表明，采用此方法优选出的参数进行生产，可提高蒸汽吞吐井的热能利用率和开采效果。图2表2参8     

河南油田低品位稠油油藏蒸汽吞吐后进一步提高采收率研究

河南油田浅、薄层低品位稠油注蒸汽吞吐后,采收率只有15％左右,大量的剩余油资源尚未得到有效动用。针对这一现状,先后开展了细分吞吐,加密吞吐,间歇汽驱和水平裂缝辅助蒸汽驱先导试验和推广应用,使河南油田低品位稠油热采采收率由15％提高到了30％以上,为油田的稳产起到了重要作用。     

非烃类气体辅助吞吐增效技术研究与矿场应用

针对小洼油田特稠油油藏主力区块开展了非烃气辅助吞吐增效技术研究。小洼油田目前处于吞吐开发末期,确定了注入方式为"氮气泡沫+二氧化碳+蒸汽";通过对多种泡沫剂的筛选,优选出稳定性、耐温性、封堵性能相对较好的HZ-Ⅰ型发泡剂,质量分数为0.8%,气液比为3.50~4.50。目前该技术在小洼油田实施试验井3口,同期对比阶段增油效果显著。     

朝阳沟油田蒸汽吞吐防膨预处理研究

针对朝阳沟油田的地质条件,在蒸汽吞吐试验前,开展了防膨预处理研究。通过防膨机理以及对高温防膨剂的回收率、防膨率和岩心伤害等实验,研制出CYF-2高温防膨剂。该防膨剂具有与地层流体配伍性好、在高温条件下对岩屑的回收率高、用量少、膨胀率低以及对天然岩心伤害小等特点,在现场应用中取得了较好效果。     

化学吞吐技术在海上稠油油田的试验研究

为了改善海上A稠油油田低产井生产状况,针对原油流动性差的问题,提出采用化学吞吐降黏改善原油流动性以提高产量。运用室内实验、油藏工程方法和数值模拟研究方法,研究化学吞吐试验选井原则、进行化学吞吐体系室内实验和注入量优化,并在海上A稠油油田现场试验应用。结果表明:①选井原则为主力油层井控制储量大于50×104 m 3,储集层厚度大于3 m,泥质含量小于15%,孔隙度大于25%及渗透率大于200 mPa·s等;②化学吞吐体系为CH-4作为稠油乳化降黏主剂,添加防乳化剂和润湿反转剂形成;③推荐试验井最优注入量为500 m 3,吞吐后有增液增油效果,有效期为113 d,累增油756 m 3。以上成果认识,对同类油田具有一定的推广及应用前景。     

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     

渤海油田注水井油套带压问题探析

注水井环空带压已逐渐成为渤海油田开发面临的重要问题之一,较高的环空套压对井口设备和作业人员都构成较大的安全威胁。鉴于此,以渤海A作业公司为例,对其环空带压注水井进行了统计与分类,总结了注水井环空带压产生的原因,并通过数值计算、数据统计和室内试验等方法对具体原因进行了剖析。分析认为,注水管柱的变形和注水管材的结垢腐蚀是注水井环空带压的两大主要原因。结合注水管柱变形计算模型,研究了注水管柱变形造成环空带压的两种情况,提出了密封装置临界插拔次数和行程的概念,指出密封工具的疲劳损害是其密封失效的主要原因;通过注水水源的Sl值测量和金属挂片腐蚀试验,证实了地下水源会造成金属材质注水管柱结垢腐蚀。基于注水井环空带压原因分析,从事前预防、管理制度创新和事后补救等3个方面提出了应对措施及建议。研究结果对解决渤海油田注水井环空带压问题具有一定的指导意义。     

边水淹稠油储量蒸汽吞吐技术对策

针对油层温度条件下脱气原油粘度大于10 000mPa.s的稠油油藏,在注蒸汽吞吐长期降压开采过程中,油藏压力下降导致边水推进,水淹井区采油井含水急剧上升,生产效果变差,资源浪费严重。对井楼油田一区楼1254、2107两口井的边水油层蒸汽吞吐试验结果表明,厚度不小于8 m的特稠油边水淹油层,通过优化射孔和优化注采参数,实施短周期注汽、短周期生产的开采方式,能够取得较好的吞吐效果和经济效益。目前,该技术已成为河南稠油油田进一步提高边水淹油层储量资源利用程度的主要措施之一。     

考虑蒸汽超覆的稠油蒸汽吞吐产能预测模型

常规稠油油藏蒸汽吞吐产能预测模型假设注入蒸汽活塞式驱替原油,油层顶底加热面积相同,实际生产过程中,由于原油和蒸汽密度不同产生重力分异作用,出现蒸汽超覆现象,导致油层顶部加热面积大于底部加热面积。通过确定顶底盖层加热半径之间的关系,引入等效半径,在拟稳态产量公式基础上,建立了考虑蒸汽超覆的蒸汽吞吐产能预测模型。以孤岛油田M区块为例,分别采用本文模型、Marx模型和商业模拟器CMG计算产能。模拟结果表明,Marx模型由于未考虑蒸汽超覆现象造成热损失较小,预测产能偏高,平均相对误差为41%,而本文模型计算结果平均相对误差为12%,最小相对误差为7%,与商业软件计算结果较吻合。研究结果表明,考虑蒸汽超覆的稠油蒸汽吞吐产能预测模型具有一定可靠性,可用于稠油油藏蒸汽吞吐产能预测。      

特超稠油油藏蒸汽吞吐筛选标准的探讨

蒸汽吞吐是目前开采稠油油藏最主要的技术,但对原油粘度远大于5×10⁴mPa·s 的特超稠油油藏仍存在着筛选条件不明确的问题。根据目前油价,基于投入与产出平衡原理,研究确定了单井周期极限油汽比、单井极限产油量等经济指标。在此基础上,应用数值模拟技术,对特超稠油油藏吞吐的筛选标准进行了探讨,确定了油藏条件下原油粘度不超过50×10⁴mPa·s,油层有效厚度大于8.5 m,净总厚比大于0.4,含油饱和度大于50%,孔隙度大于20%,渗透率大于500×10^-3μm²,最佳的垂向与水平渗透率比值为0.1~0.5. 该筛选条件的确定对特超稠油油藏蒸汽吞吐开采具有重要的指导意义。     

LPG吞吐提高稠油采收率研究

利用圆管填砂模型,饱和辽河稠油模拟辽河稠油油层的油层温度和压力下进行LPG吞吐实验,系统评价了LPG吞吐采油提高采收率的效果。实验中研究了注入量即注入压力、液化气注入速度、液化气与原油作用时间即闷井时间对吞吐效果的影响。其结论认为,LPG吞吐开采稠油效果显著,吞吐效果与油品黏度有关,黏度越大,吞吐效果越差。油品黏度越高,降压吐油阶段压力释放速度越慢,时间越长,出气速度也越慢;LPG吞吐稠油各周期采收率存在峰值,总趋势为上凸线;LPG注入速度对LPT吞吐的采收率影响不大;气体注入压力和注入量对采收率影响较大,注入压力越高,注入量越大,LPG吞吐的周期采收率越大。闷井时间对采收率有一定影响,但其影响程度要小于注入压力。