稠油采收率计算方法综述

总结了国内外稠油油藏常用的采收率确定方法,对各方法进行了分析归类,将稠油油藏采收率确定方法主要划分为经验数值类比法、经验公式法、注采关系曲线法等8种,并将稠油采收率计算动态法分为油汽比极限法、水油比极限法和产量极限法。选取6个典型稠油区块采用经验公式计算其采收率,并采用以上8种方法计算了齐40区块的采收率,通过对各方法的计算结果进行的对比分析得出:蒸汽吞吐采收率主要受地质因素影响,蒸汽驱采收率受操作条件的影响较大,在建立采收率计算方法时,应综合考虑操作条件对蒸汽驱的影响;在计算稠油采收率时,应动态与静态相结合,在稠油油藏开发中后期应选用动态法计算采收率,对采收率进行"动态监控"。     

浅薄层特稠油过热蒸汽驱开发研究与试验——以楼资27井区为例

针对楼资27井区浅薄层特稠油油藏特点,开展了转过热蒸汽驱开发方式可行性研究.研究结果表明,楼资27井区浅薄层特稠油油藏适合进行过热蒸汽驱开发,较湿蒸汽驱提高采收率8.24个百分点,油汽比提高0.077.对浅薄层特稠油油藏过热蒸汽驱注采参数进行了优化,筛选出四个井组进行过热蒸汽驱试验,预测汽驱阶段采出程度26.28%,蒸...     

曙光油田杜229块蒸汽吞吐后期转蒸汽驱试验技术

杜229块超稠油油藏蒸汽吞吐开发采出程度达到22．5％,可采储量采出程度高达96．3％,转换开发方式势在必行。针对该油藏地质特点及开发现状,开展转蒸汽驱方式可行性研究。结果表明,该油藏适合蒸汽驱开发,可提高采收率25％。综合研究后确定,在该块中部选取4个井组开展蒸汽驱先导试验,并对井组注采参数进行优选。经过一段时间的试验,先导试验井组已进入蒸汽驱驱替阶段,瞬时油汽比达到0．16,井组年综合递减率下降10％,蒸汽驱见到初步效果。该研究对于区块下步转换开发方式及稳产起到了保障作用,对同类型油藏转蒸汽驱开发具有重要的指导意义。     

蒸汽驱开发采收率预测新方法

本文利用热采数值模拟手段和回归分析方法研究了油层厚度、原油粘度、含油饱和度、渗透率变异系数、油层净决厚度比 油藏埋深等主要油藏参数对蒸汽驱开发效果的影响，并且得到了蒸汽驱开发采收率与诸油藏参数之间的关系式，作出了它们之间的关系曲线。在此基础上，进一步得到了不同稠油油藏汽驱采收率预测公式。通过国内外几个蒸汽驱先导试验的实例证明了所得预测公式的有效性。     

稠油油藏氮气辅助蒸汽驱增油机理实验

蒸汽驱虽能大幅提高稠油油藏采收率,但由于受到储存非均质性等因素的影响,易发生汽窜,降低蒸汽波及体积。针对齐40区块稠油油藏特点,在单一蒸汽驱后设计了2种不同注入方式的氮气辅助蒸汽驱,通过对驱替压差、瞬时(累积)油汽比、含水率和驱油效率的分析,得到了氮气辅助蒸汽驱提高采收率增油机理。自行研制了双管长岩心模型,通过改变双管长岩心长度模拟了4组不同流线比下氮气辅助蒸汽驱实验,分析了不同流线长度比对开发指标的影响,根据实验数据得出了流线长度比与驱油效率的多项式函数。实验结果表明:蒸汽驱后开展氮气辅助蒸汽驱能进一步提升最终采收率;同一流场内不同流线的采出程度随着流线长度的增加而降低,注采主流线上原油的产出量占总原油产出量的50%以上。     

蒸汽驱及化学辅助蒸汽驱提高稠油采收率实验

蒸汽驱及化学辅助蒸汽驱是提高稠油油藏采收率的重要方法。为了对比两种开发方式提高稠油采收率的效果,以新疆塔河油田稠油为研究对象,采用蒸汽驱油模拟实验装置,对比评价了不同开发方式下注汽参数对提高稠油采收率的影响。实验结果表明,蒸汽驱提高稠油采收率与注汽温度正相关,对注入压力不敏感;与蒸汽驱相比,加入一定助剂正戊烷、正己烷、正庚烷,对提高稠油采收率有明显效果;同时发现,蒸汽驱稠油采收率随着注汽压力的增加而趋于降低,化学辅助蒸汽驱稠油采收率随着注汽压力的增大而有所增加。     

油水相对渗透率曲线与水驱油藏含水率随采出程度变化的两种类型

目前在油藏动态预测中广泛使用的水驱驱替特征曲线公式,在采出程度E_R与水油比的对数lgF座标上是一条直线.本文改进了上述的预测公式,并且证明了,水驱油藏含水率随采出程度的变化及相应的油水相对渗透率曲线实际上有两种类型.第一种类型是埃尔夏基和小笹提出的公式,在E_R与lgF座标上,公式计算的曲线向E_R轴偏转.第二种类型是本文提出的公式,在E_R与lgF座标上,公式计算的曲线向lgF轴偏转.应用这两个公式,可以准确地预测油藏含水率随采出程度的变化和最终采收率,并计算矿场数据的油水相对渗透率曲线.     

杜家台油藏南区采收率预测分析

目前对油藏采收率的预测主要采取产量递减法、水驱曲线法等预测方法。随着油藏的注水开采,含水率不断上升,基于水驱曲线关系的研究,可以得到含水率与累积产油量或采出程度的半对数直线关系。笔者依据曙二区杜家台油藏南区的油水井的生产资料,充分利用该直线关系对油田的采收率进行有效的预测。采取经验公式法、产量递减法以及4种水驱特征曲线法对采收率进行了预测分析。杜家台南区的理论采收率较高,挖潜潜力较大,采收率的预测为后期的开发调整提供了可靠的依据。     

改进的童氏图版在低渗透油藏中的应用

标准童氏图版是根据中高渗透水驱油藏含水率与采出程度关系统计出来的,能较好地评价中高透渗水驱油藏开发中后期的注水效果,但不能客观准确地评价低渗透油藏的注水开发效果.采用统计学的方法,对辽河油区26个低渗透注水油藏的含水率与采出程度关系进行了研究,将标准童氏图版公式中的比例系数7.5换成了21.87,符合低渗透油藏含水率与采出程度变化规律.在改进后的图版中,实际生产曲线基本在采收率为15%的理论曲线上运行,与标定的采收率15.1%比较接近.     

齐40块蒸汽吞吐后转蒸汽驱开发研究

齐40块莲花油藏1987年投入蒸汽吞吐开发，截至2005年底，采出程度已经高达30．3％，区块年递减率达到13．3％，转换开发方式势在必行。针对齐40块油藏特点，开展了转蒸汽驱方式开发的可行性研究。研究结果表明，齐40块油藏适合进行蒸汽驱开发，可提高采收率24．58～26．9个百分点（理论值）；根据油藏工程研究结果，可以利用现有井网，在主体部位分莲Ⅰ、莲Ⅱ2套层系，边部采取1套层系进行蒸汽驱开发，并对汽驱注采参数进行了优化。共部署汽驱井组139个，预测阶段采出程度22．93％，全块蒸汽吞吐＋汽驱采收率51．9％。2006年底在齐40块转蒸汽驱65个井组，已经见到初步效果。     

辽河油田火驱开发技术进展

辽河油田稠油油藏具有埋藏深、油品类型多等特点,为探索稠油油藏注蒸汽开采后期的有效接替技术,通过开展室内物理模拟和现场试验,研究了注蒸汽开发后火驱开发中深层—特深层层状、厚层块状、水淹稠油油藏以及浅层低渗透稠油油藏等不同油藏类型的可行性,形成了针对不同类型油藏的火驱储层描述技术、室内物理模拟实验技术、油藏工程设计技术、采油工艺技术、开发效果评价技术等,火驱开发油藏的采出程度大大提高,有效缓解了产量递减。该文论述了辽河油田火驱技术探索历程,对不同类型油藏火驱开发配套技术进行了系统总结。研究成果可为辽河油田及同类型稠油油藏火驱开发提供借鉴。     

中深层稠油油藏蒸汽驱技术研究进展与发展方向

为进一步提高中深层稠油油藏采收率,对辽河油田30余年蒸汽驱进行全面回顾,系统总结辽河油田中深层稠油蒸汽驱理论与技术的发展历程、发展现状与应用成效。研究认为:辽河油田中深层稠油蒸汽驱技术历经探索、攻关试验、I类油藏规模实施、Ⅱ类油藏试验接替4个发展阶段;理论认识及开发技术经历了从最初国内外成熟技术的直接应用到与辽河地质特征相结合的研发创新,形成了以驱油机理理论认识、油藏工程设计技术、高效注采配套工艺为核心的中深层稠油蒸汽驱开发技术系列;目前蒸汽驱实施深度界限突破至1 600 m,可动用稠油黏度提高至200 000 mPa·s,预计采收率为55%~65%,达到国际浅层蒸汽驱开发水平;未来应针对中深层蒸汽驱面临的难点及重点不断研究和突破。该研究为辽河油田千万吨稳产提供了重要支撑。     

普通稠油油藏二次热采开发模式综述

根据国内多数稠油油藏或区块已进入蒸汽吞吐开采中后期,产量递减加快,经济效益下降的紧迫局面,提出了二次热采模式。目的提高原油采收率,挖掘石油资源潜力。结果只要油藏地质条件适宜于蒸汽驱采油,而且有成熟配套的工艺技术,就应适时地将蒸汽吞吐开采转入蒸汽驱开采;对于不适宜进行有效汽驱的油藏,应采用注热水或其它二次热采模式。结论不论何种稠油油藏,在蒸汽吞吐中后期,都应研究、采用二次热采模式,建立二次热采概念,以此找到依靠注入热能及驱替能采出更多的原油途径,稳定稠油产量,提高经济效益。     

油藏立体开发探讨

为有效开发辽河油田潜山稀油油藏、隔夹层发育的中深层块状稠油油藏及特深层块状稠油油藏,建立了多段多层水平井叠置、直井注汽平面驱替加水平井垂向重力泄油、叠置双水平井注汽排液加直井采油3种立体开发模型,采用现场测试、物理模拟、数值模拟等技术研究了3种立体开发方式的开发机理。潜山稀油油藏立体开发机理为分段均压作用、垂向重力作用及立体联供作用;隔夹层发育的中深层块状稠油油藏立体开发机理为重力泄油和蒸汽驱作用;特深层块状稠油油藏立体开发机理为重力泄水作用、减少热损失作用和提高采注比作用。辽河油田兴古潜山稀油油藏、杜84块兴Ⅵ油层组中深层块状超稠油油藏、洼59块特深层块状稠油油藏现场试验表明,3种立体开发方式可大幅度增加原油产量、实现油田高效开发。     

辽河油田超稠油蒸汽驱技术界限研究与应用

超稠油的黏度超过了蒸汽驱黏度界限,通常被认为不适合蒸汽驱开发,实际上超稠油蒸汽驱存在启动温度,当油藏温度超过启动温度后,蒸汽驱可以实施.针对辽河油田曙一区超稠油蒸汽驱技术界限认识不清的问题,运用室内实验及数值模拟手段,建立了蒸汽驱启动温度模型,并利用经济效益法建立了不同油价下经济极限产油量预测公式.研究表明:曙一区超稠...     

渤海湾裂缝性稠油油藏合理开发方式

渤海湾潜山裂缝性稠油油藏为具有储集层裂缝发育、流体黏度大、埋藏较深等特点的海上油藏。如果常规热采开发,注入蒸汽的热损失大;如果冷采开发,较大的原油黏度会导致驱油效率和波及效率较低,合理开发难度很大。针对此类油藏特点,采用室内物理实验和油藏工程相结合的方法,应用大尺度物理模型,对目标油田冷水驱、热水驱以及热水加表面活性剂驱等开发方式的开发机理和适应性进行研究,并应用实际地质模型对合理开发方式进行验证。结果表明,采用热水加表面活性剂的开发方式,开发效果最好,其余依次为热水驱、冷水驱、蒸汽驱和蒸汽吞吐。综合对比开发效果和经济效益,最终推荐目标区采用热水驱开发方式。     

齐40块蒸汽驱热能综合利用分析与评价

蒸汽驱是稠油油藏经过蒸汽吞吐开采以后,进一步提高原油采收率的主要热采方式．在蒸汽驱过程中,通过注入蒸汽,将热量释放到油层中;在热能影响下,原油流动性增强,在一定注采压差下,不断流向周围生产井并被采出。蒸汽驱油藏热能利用率越高,汽驱开发效果就越好。文中分析了大量的蒸汽驱监测资料,结合汽驱过程的动态开发规律,对高干度蒸汽注入注汽井筒直至油藏释放热量这一过程进行了研究。利用相关热能计算公式,量化了蒸汽驱过程中热能的实际利用情况,同时针对不同油藏特征进行了深入的分析与评价,为指导汽驱跟踪调控、深化蒸汽驱开采机理认识提供了重要的参考依据。     

稠油油田空气辅助蒸汽驱现场试验

为考察稠油油田空气辅助蒸汽驱的开采效果,开展了稠油油田空气辅助蒸汽驱现场试验研究工作。在齐40块蒸汽驱试验区选择原油濒临枯竭的、油藏已经发生严重蒸汽窜流和超覆的、亟待改变开发方式的5个井组进行现场试验,结果表明:5个试验井组平均单井组日产油由14.8 t/d升至16.1 t/d,油汽比由0.14升至0.17;油层纵向动用程度明显提高,分析认为是注入的空气在纵向和平面上首先向蒸汽驱优势方向波及,与残余原油发生低温氧化反应使孔隙中沥青质沉积增加,降低油层渗透率,迫使蒸汽转向,扩大蒸汽波及范围。研究认为:空气辅助蒸汽驱宜采用连续式空气/蒸汽注入方式;汽气比接近1: 40可取得较高采收率;70 m井距注入的空气与地下原油发生低温氧化反应,油藏温度有所提高,产出氧气含量可降到安全范围内。现场试验取得成功,利用空气辅助蒸汽驱改善稠油油田蒸汽驱开发效果具有可行性。所选试验井组存在的问题在普通稠油蒸汽驱井组生产后期具有普遍性,因此本文试验方法和相关技术参数可为类似井组开展空气辅助蒸汽驱试验提供参考。     

稠油蒸汽驱方案设计及跟踪调整四项基本准则

利用数值模拟方法研究注汽速率、井底蒸汽干度、采注比及油藏压力对稠油油藏蒸汽驱开发效果的影响，给出了具体的量化指标范围。研究结果表明，对于普通稠油油藏，要达到较好的蒸汽驱开发效果，必须满足以下条件：①注汽速率大于等于1．6m^3／（d·hm^2·m），从而保持蒸汽带的不断扩展，并保持井底蒸汽干度；②井底蒸汽干度大于等于40％，反映蒸汽驱对单位注入流体热焙的要求；③油藏压力小于5．0MPa，最好为1．0～3．0MPa，保持较低的油藏压力可提高蒸汽波及体积；④蒸汽驱稳定阶段的瞬时采注比大于等于1．2，才能真正实现蒸汽驱。辽河油田齐40块蒸汽驱先导试验和扩大试验的方案设计、跟踪调整及评价表明，提出的有关量化指标已成为蒸汽驱方案设计、跟踪调整和评价的四项基本准则。图6表1参10     

应用粘温模型计算超稠油油藏蒸汽吞吐阶段技术可采储量

根据美国材料试验学会制定的标准粘温关系曲线，建立蒸汽吞吐阶段累计注汽量与累计产油量之间的粘温模型。采用迭代法，通过数学推导，得到已开发超稠油油藏的技术可采储量。该模型为同类型油藏的合理开发提供理论依据，并完善了辽河油区稠油油藏技术可采储量计算方法系列。