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特稠油,超稠油油藏热采开发模式综述 总被引:8,自引:3,他引:8
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。 相似文献
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超稠油水平井注蒸汽开采数值模拟研究 总被引:1,自引:0,他引:1
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。 相似文献
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烟道气强化蒸汽驱提高稠油油藏采收率实验 总被引:1,自引:0,他引:1
明玉坤 《大庆石油地质与开发》2017,36(3)
为了搞清烟道气与蒸汽混合注入稠油油藏进一步提高采收率机理,进行了烟道气强化蒸汽驱模拟实验研究。利用PVT装置研究了不同温度、压力条件下,烟道气在原油中的溶解特性及原油物性变化特征,开展了烟道气强化蒸汽驱一维管式驱替实验与三维物理模拟实验。通过一维驱替实验,可确定不同温度条件下烟道气强化蒸汽驱比单纯蒸汽驱的驱油效率增加值,并优选了最佳注入温度;利用三维物理模拟实验,对比了蒸汽驱转烟道气强化蒸汽驱的生产动态变化规律及温度场扩展特征,分析了厚层油藏内热采过程中不同流体组分的分布特征。基于三维物理模拟实验结果,利用数值模拟方法优化设计了厚层稠油油藏水平井热采开发的布井模式。结果表明:高温降黏助驱、CO_2溶解降黏和N_2分压增容是稠油油藏烟道气强化蒸汽驱提高稠油采收率的机理。 相似文献
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李玄 《石油石化物资采购》2021,(12):112-113
本文通过对超稠油蒸汽驱实施界限进行研究,明确了超稠油可以实施蒸汽驱,得出了原油粘度是决定汽驱可行性的关键参数的结论。并对超稠油转驱注采参数进行了优化设计,为同类型油油藏开放提供了技术参考和借鉴。 相似文献
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辽河油田超稠油油藏开采方式研究 总被引:22,自引:6,他引:22
辽河油田杜84 块兴隆台油层是一个超稠油油藏。由于地下原油粘度大,流动性差,因此常规直井蒸汽吞吐效果很差,平均周期油汽比只有0.35。为了提高蒸汽吞吐开采效果,在油田现场采取了一系列技术措施,包括采用高效真空隔热油管、加深注汽管柱、采用大泵抽油等,措施后,周期油汽比提高到了0.559。同时,根据该油藏地质特征及原油性质,研究并试验了水平井注蒸汽开采、成对水平井蒸汽辅助重力泄油、水平裂缝辅助蒸汽驱及垂向燃烧辅助水平井重力泄油等新技术及开采方式。结果表明,水平井技术与重力泄油相结合,将是提高厚层超稠油开采效果的一种主要方式。 相似文献
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二氧化碳气体辅助SAGD物理模拟实验 总被引:5,自引:2,他引:3
为进一步提高蒸汽辅助重力泄油(SAGD)的开发效果,针对辽河油田杜84块馆陶组超稠油油藏SAGD开采的现状,采用二维物理模拟技术,开展了通过添加CO2气体改善SAGD开发效果的机理及技术可行性实验。实验研究结果表明:CO2气体辅助SAGD开发杜84块馆陶组超稠油油藏在技术上是可行的,超稠油SAGD过程中添加的CO2气体具有非凝析气和溶剂的双重作用机理;从CO2气体辅助SAGD实验的温度场发育数据来看,CO2气体有利于SAGD蒸汽腔的侧向扩展,增加蒸汽的横向波及体积;添加的CO2气体使SAGD的采收率、油/汽比及采油速度都明显提高。同时,进一步研究了添加的CO2气体量对SAGD开发效果的影响程度,初步优化出CO2气体与蒸汽的最佳注入比例为20%。 相似文献
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超稠油油藏开发是世界性难题,河南油田利用热化学辅助蒸汽吞吐技术成功实现了超稠油油藏的高效开发。分析了氮气和降黏剂改善蒸汽吞吐效果的机理,通过室内实验方法评价优选降黏剂,应用数值模拟方法进行了注汽强度、氮气注入量、降黏剂注入量等因素对开发效果影响的研究。该技术在河南油田超稠油油藏开发中得到了广泛应用,平均单井周期产油量提高117 t,含水率降低8%,油汽比提高0.12,取得了良好的开发效果,具有一定的借鉴意义。 相似文献
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稠油油藏水平井热采应用研究 总被引:22,自引:5,他引:22
本文油藏数值模拟技术研究了不同类型稠油油藏水平井注蒸汽开采的可行性、相应的开采方式及油层厚度与原油粘度对水平井注蒸汽开采效果的影响。 相似文献
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蒸汽超覆对块状超稠油油藏剩余油分布影响研究 总被引:5,自引:0,他引:5
利用测井资料,结合油藏地质特征,建立了非均质地质模型。通过高温吸汽剖面、井温剖面、产液剖面等测试资料的分析,利用数值模拟手段研究了蒸汽吞吐开采过程中蒸汽的超覆作用,揭示了蒸汽超覆导致独特的油层温度分布特征及井间剩余油分布特征。研究表明,通过改变油井射孔方式、调整注汽参数等措施可以有效地减缓蒸汽超覆,提高油层纵向动用程度,降低油层纵向上的剩余油。在油层下部钻水平井,采取直井与水平井组合重力泄油方式,可以有效地动用井间剩余油,提高原油采收率。 相似文献
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赵淑萍 《油气地质与采收率》2012,19(3):98-100,103,118
陈家庄油田南区为薄层特稠油油藏,具有储层薄、油稠、出砂严重、含油饱和度低的特点,常规开发单井产量低。针对以上问题,在精细地质研究的基础上,开展了水平井开发及蒸汽驱技术政策界限研究,数值模拟优化结果表明:水平井布井极限厚度在3 m以上,吞吐阶段注汽强度为15 t/m,初期尽量提高采液量;当地层压力降至5 MPa以下开始转驱,蒸汽驱阶段采用水平井与水平井组合方式,水平井合理井距为150 m左右,合理生产井段长度为200~250 m,合理的转驱时机是吞吐4个周期左右,注汽速度为6~8 t/h,连续蒸汽驱的开发方式为最优方案。通过以上关键技术研究成果的应用,实现了研究区薄层特稠油油藏的有效动用,预计采收率可达到17%。 相似文献
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为了进一步提高XJ研究区浅层稠油油藏的开发效果,充分发挥水平井注汽开发技术的优势,结合数值模拟方法,建立了浅层稠油油藏模型,对水平井蒸汽吞吐开采参数进行了优化研究。计算结果表明:以水平井眼位于油层中下部,水平井段长度250~350 m,注汽速度200~250 m3/d,注汽压力5~6 MPa,注入蒸汽干度0.7~0.8,注入蒸汽温度300℃的模式进行开发可获得最优的注汽开采效果。优化结果在研究区浅层稠油的实际应用中取得了较好效果,为研究区增产提供了一定的技术参考。 相似文献
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Abstract The steam-assisted gravity drainage (SAGD) is likely the most efficient and important thermal recovery in-situ method to produce extra-heavy oil and bitumen reservoirs. Indeed, a huge expansion of commercial SAGD applications is taking place, particularly in the Alberta oil sands of Canada. Numeric reservoir simulators are available for predicting SAGD performance indicators and are used as tools to support reservoir management decisions. Those decisions are related to the selection of optimal values of controllable variables, including operating conditions such as preheating period, sub-cooling temperature, maximum steam injection pressure, maximum steam injection rate and steam quality, and temperature. In order to make unbiased decisions, the optimization process should be done considering the stochastic character of reservoir variables. However, the high computational time associated to the complex numeric solution of reservoirs under the SAGD recovery process makes the integration of reservoir uncertainty to the SAGD decision-making process an almost impossible task. Thus, a calibrated-proxy is used in this work as an efficient substitute of the numeric simulator to accomplish such a task. Design of experimental techniques and response surface methodology allowed the construction of a simple model by fitting a quadratic model to reservoir simulator outputs extracted from a chosen set of simulation cases. The main purpose of this work was to optimize the production and injection constraints of a SAGD well pair, based on an Athabasca oil sands data set, in order to maximize the net present value in presence of reservoir uncertainty. The production and injection constrains considered in the problem were: injection pressure, maximum steam flow rate, and sub-cooling temperature; and the reservoir uncertainty was represented by vertical permeability, porosity, thickness, horizontal to vertical permeability, and initial oil saturation. The results indicate that experimental design and response surface techniques are excellent tools to quickly obtain valuable information about the SAGD performance. 相似文献
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辅助重力泄油(SAGD)技术是近年来特稠油高效开发的新技术之一,复杂的海上环境对该技术的应用提出更大挑战。结合国内外SAGD技术的开发经验和渤海旅大特稠油油藏实际情况,从注汽工艺、采油工艺和地面工程进行分析,确定了SAGD开发过程:预热、降压和SAGD操作;优化了不同阶段的注汽和举升工艺,注汽井采用同心双管均匀注汽,降压阶段采用气举,SAGD操作阶段采用高温电泵生产;地面采用小型化、橇装化的热采设备,并对其地面流程进行优化。总体论证了SAGD技术在该油田的可实施性,为海上油田进行SAGD先导性试验提供了理论依据和技术支持。 相似文献