风城浅层超稠油蒸汽吞吐后期提高采收率技术

为了改善浅层超稠油油藏蒸汽吞吐后期开发效果,采用解析分析和数值模拟方法,明确了超稠油油藏在注蒸汽驱替过程中的重力、驱动力的相互作用机理,提出了驱泄复合开采技术。通过油藏工程优化研究,设计了直井、水平井多种组合方式的蒸汽吞吐后期接替方式,并明确其适合的油藏地质条件及转换方式的时机。在风城油田重32井区先后开展了多个先导试验,针对驱泄复合开采的3个阶段,制订了适应的注汽方式、注采参数和调控方法,实现了地层条件下原油黏度大于60×10⁴mPa·s的超稠油油藏蒸汽驱开采,预计最终采收率可从蒸汽吞吐阶段的20%～25%提高至40%～50%。为国内外同类油藏开发提供借鉴经验。     

特稠油,超稠油油藏热采开发模式综述

方法利用水平井热采模式．对特、超稠油油藏进行开采。目的改善开发效果，提高经济效益。结果对油层厚度小于5m的特、超稠油油藏不宜采用水平井热采；对油层厚度在5～10m的特稠油油藏或油层厚度大于10m的超稠油油藏，可采用水平井蒸汽吞吐和蒸汽驱开采；对原油粘度大于5×104mPa·s的超稠油油藏，适用蒸汽吞吐开采；对油层厚度大于20m，原油粘度大于20×104mPa·s的超稠油油藏，必须采用蒸汽辅助重力泄油技术。结论对已投入蒸汽吞吐的特稠油油藏，尤其是处于中后期吞吐阶段的区块，应采用蒸汽加氮气泡沫驱及现有在井与水平共组合蒸汽驱模式；对尚未开发的特、超稠油油藏，应采用水平井注蒸汽热采模式及其它新技术。     

超稠油水平井注蒸汽开采数值模拟研究

方法利用数值模拟方法，对水平井注蒸汽的开发、布井方式等进行研究。目的提高超稠油油藏水平井开发效果。结果影响水平井开发的敏感性参数为水平段长度、水平渗透率、垂向渗透率、原油粘度、隔夹层等：在参考直井平面上波及半径为30m的基础上，选择平行水平井中间夹3口直井的布井方式为最佳方式；应采用先蒸汽吞吐后蒸汽驱开发，且在蒸汽驱过程中注入井打开油层中、上部．水平井位于油层中、下部，可以取得较好的开发效果。结论在水平井方案设计时，要考虑其敏感性因素；对凤城超稠油油藏．宜采取直井与水平井组合方式布井．水平井水平段长度应在200～300m之间，水平井位于油层底部；宜采用间隙蒸汽驱的开发方式。     

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.     

蒸汽辅助重力泄油技术在超稠油开发中的应用

对国外超稠油开发方式进行调研,利用数值模拟技术对辽河油区超稠油油藏进行了蒸汽辅助重力泄油(SAGD)开发可行性及油藏工程研究,确定了在杜84块馆陶组开展4个井组的直井与水平井组合SAGD试验。通过2a的现场应用,馆陶油层SAGD试验获得成功,目前处在蒸汽腔扩展阶段,井组日产油较蒸汽吞吐阶段上升了72t,预测SAGD开发可提高采收率27%。SAGD技术已成为超稠油油藏蒸汽吞吐后期的重要开发方式,可为类似油藏的开发提供依据。     

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.     

浅薄层超稠油油藏蒸汽吞吐后开发方式实验

应用三维相似准则设计并建立了高温高压注蒸汽三维实验模型,对影响注蒸汽采油过程的重要油藏参数进行了比例模化,研究了3种不同井网的蒸汽吞吐后注蒸汽采油接替开发方式。实验结果表明,与直井汽驱和水平井注汽直井采油相比,直井注汽水平井采油方式高产期较长,采油速率高,实验采出程度可达到70%. 对于油层厚度为10~15 m的浅层超稠油油藏吞吐后期,直井注汽水平井采油是可选的接替开发方式。     

曙一区中深层稠油藏改善高周期吞吐效果技术对策

运用监测资料.结合油藏生产动态并利用数值模拟手段,分析了超稠油蒸汽吞吐高轮递减的主要影响因素.以油藏工程理论为指导,提出多井整体蒸汽吞吐、一注多采、直井水平井组合蒸汽吞吐、三元复合吞吐等多技术联用的注蒸汽吞吐技术,该技术在曙一区现场应用结果表明能有效地改善蒸汽吞吐效果。     

物理模拟直平组合SAGD与双水平SAGD开发对比

SAGD(蒸汽辅助重力泄油)技术是一种开发超稠油经济有效方式,应用SAGD技术能够大幅提高油藏采收率,对油田的长远发展具有十分重要的意义。SAGD开发主要有两种布井方式,直-SAGD与双水平SAGD。实验以杜84块馆陶组油藏参数,流体性质为基础,采用高温高压三维比例物理模型来描述超稠油油藏直井蒸汽吞吐后转蒸汽辅助重力泄油的开发过程,认识直井与水平井SAGD和双水平井SAGD开发过程中蒸汽腔变化,各生产阶段特征和开采机理,预测油藏采收率和开发动态及生产效果。     

杜84块组合式吞吐效果评价

超稠油蒸汽吞吐开发存在生产周期短、周期产油量低、油汽比低、产量递减快的矛盾.通过分析超稠油油品特点、杜84块兴Ⅵ组油层的油藏特点及生产动态,发现蒸汽吞吐的直井已进入高轮次.生产效果差,吨油成本高,且直井井下技术状况差,可动用井数很少,直井蒸汽吞吐加热半径有限.利用数值模拟技术,发现直井井间地带仍有大量剩余油存在,在井间部署加密水平井,采用直井与水平井组合式注汽,动用直井无法动用的储量,增加了区块可采储量,降低了区域综合递减速度,加速了直井与水平井形成热连通,为下步转入SAGD试验做好了准备.     

井间气体示踪监测技术在齐40块蒸汽驱中的应用

为了充分认识齐40块蒸汽驱中注采井间的连通情况及注入蒸汽的波及情况,开展了井间气体示踪监测技术研究.介绍了气体示踪剂的监测原理、监测内容及气体示踪剂的筛选条件.采用Brigham-Smith经验公式计算了该块7-28井组示踪剂用量.现场应用结果表明,该块油藏存在较强的平面矛盾和纵向矛盾,蒸汽在平面上存在明显的指进,纵向上动用程度不高.这一监测结果为欢喜岭油田齐40块蒸汽驱工业性扩大试验提供了详尽准确的动态监测资料.     

蒸汽驱高温长效隔热注汽管柱的研制

从蒸汽驱井筒隔热机理入手,对蒸汽驱注汽过程中注汽管柱热能损失环节及其影响因素进行了详细的理论分析.在此基础上,围绕进一步提高中、深层蒸汽驱注汽管柱的长效隔热性能进行了全面、深入的研究和探索,研制出以隔热管接箍密封器、压力补偿式隔热型伸缩管、Y441强制解封蒸汽驱封隔器及多级长效汽驱密封器为核心的蒸汽驱注汽管柱,使稠油油藏蒸汽驱开采的配套工艺技术得到了进一步完善与提高.     

移动注热平台栈桥蒸汽管线设计方案

渤海某区块油田开发项目拟采用一种新型稠油热采模式，即建造一座可移动注热平台，通过栈桥与热采平台连接，交替为多个热采平台提供合格的蒸汽。热采平台受风、浪、流等因素的影响会产生相对运动，使生根在栈桥上的蒸汽管线发生拉伸、压缩或扭曲。与常规蒸汽管线或栈桥管线设计相比，移动注热平台的栈桥蒸汽管线设计难点如下：高温高压蒸汽不能采用软管连接，只能采用硬管连接；平台运动引起的栈桥位移产生的位移应力及大位移引起的支架脱空导致持续应力超标；注热启停温度变化、波浪随机运动造成的位移变化使管线产生交变应力，逐步累积使管道发生疲劳破坏。结合ASME B31.3与DNV规范，基于CAESAR Ⅱ应力分析软件对蒸汽管线进行详细的静态分析和疲劳分析，解决上述难点，论证可移动注热平台通过栈桥为热采平台输送蒸汽的可行性。     

大化肥装置的蒸汽平衡

化肥扩能改造后实际产汽量、用汽量与设计值相差很大,造成蒸汽紧张。如何保障蒸汽系统经济、安全、平稳运行,成为化肥运行的关键。     

蒸汽吞吐阶段的“汽窜”现象实质研究

描述了蒸汽吞吐阶段的“汽窜”现象,介绍了现场上有关的３种情况。为了研究“汽窜”现象的实质,分析了饱和蒸汽的温度压力特性、潜热特性和闪蒸现象。从渗流理论和传热理论入手,研究了生产井产液速度和井口温度上升的原因,列举了现场“汽窜”假象,指出蒸汽吞吐阶段一般不可能发生真正的汽窜,其实质往往是热水闪蒸所致。     

蒸汽裂解原料的评价

对齐鲁石化公司烯烃厂使用的裂解原料石脑油进行物性测试和模拟裂解评价 ,得到了多种石脑油的裂解性能数据 ;通过考察正构烷烃、异构烷烃、环烷烃和芳烃含量对石脑油裂解性能的影响 ,确定了外购石脑油的质量指标     

水平井蒸汽吞吐注汽筛管位置调整时机优化研究

针对稠油油藏水平井蒸汽吞吐吸汽不均导致热效率低的问题,采用数值模拟方法,对非均质储层水平井段吸汽规律进行研究,分析了注汽筛管位置对水平井段吸汽规律的影响,引入温度变异系数对比多个周期水平段吸汽不均的程度,并提出了注汽筛管位置调整时机优化方法,根据温度变异系数先降后升的“V”字形变化规律,对比不同阶段调整注汽筛管位置对蒸汽吞吐采油的影响。结果表明:蒸汽吞吐初期温度变异系数不断下降,依据热力学加和性原理,该阶段吸汽较好的储层比热容升高,证明含水量不断增大,剩余油被大量采出,此时调整筛管位置无法充分动用高渗储层的剩余油;若在蒸汽吞吐后期调整筛管位置,则高渗区的油大量采出后至筛管调整前这一阶段,蒸汽注入后富集于高渗低含油区,热利用效率低;在温度变异系数达到最小值时,说明高渗段油藏体系比热容升至较高值,含水饱和度大,剩余油较少,此时调整筛管位置可改善非均质储层动用不均的问题,因此,温度变异系数达到最小值后越早调整筛管位置效果越好。将研究成果应用于乐安油田,通过温度变异系数方法选择时机调整筛管位置后,吸汽剖面更为均衡,平均日产油由上一周期的0.5 t/d提高至3.4 t/d。研究成果对改善蒸汽吞吐吸汽不均有指导意义。     

Steam Flooding after Steam Soak in Heavy Oil Reservoirs through Extended-reach Horizontal Wells

This paper presents a new development scheme of simultaneous injection and production in a single horizontal well drilled for developing small block reservoirs or offshore reservoirs. It is possible to set special packers within the long completion horizontal interval to establish an injection zone and a production zone. This method can also be used in steam flooding after steam soak through a horizontal well. Simulation results showed that it was desirable to start steam flooding after six steam soaking cycles and at this time the oil/steam ratio was 0.25 and oil recovery efficiency was 23.48%. Steam flooding performance was affected by separation interval and steam injection rate. Reservoir numerical simulation indicated that maximum oil recovery would be achieved at a separation section of 40-50 m at steam injection rate of 100-180 t/d; and the larger the steam injection rate, the greater the water cut and pressure difference between injection zone and production zone. A steam injection rate of 120 t/d was suitable for steam flooding under practical injection-production conditions. All the results could be useful for the guidance of steam flooding projects.     

国外炼油厂蒸汽系统节能分析

炼油厂大约有一半能耗用于蒸汽系统,列出11套主要工艺装置估计的蒸汽能耗,介绍了蒸汽在炼油厂中应用的8种用途,提出国外炼油厂蒸汽系统改进性能的25种节能措施,并提到锅炉、蒸汽产生和蒸汽分配方面的节能经验要点,最后提出一点认识和期望。     

蒸汽喷射泵用于蒸汽与烟道气混注

向油藏内注入烟道气是一种很有前途的三次采油方法,由于稠油油田大多采用热采开发方式,在取得所需蒸汽的同时,必然会伴生有大量的烟道气产生.所以,如何在稠油油田开发过程中合理应用注烟道气技术是一个十分值得关注的问题.常规的方法存在着投资大、工艺复杂、设备庞杂等缺点,限制了注烟道气开发的推广使用.为此,提出了"蒸汽--烟道气混注"技术,其原理是采用蒸汽喷射泵以注汽锅炉产生的高压水蒸汽为动力,为伴随注汽锅炉产生的烟道气提供能量,使其在喷射泵内与水蒸汽发生混合,并将混合后的物质注入油井.依据工程热力学原理,对水蒸汽喷射泵用于稠油吞吐井注烟道气进行了可行性研究,研究结果对于进一步发展稠油蒸汽吞吐技术和实现稠油开采方式转换提供了新的方向.