稠油热采井筒隔热技术的研究和应用

河南油田第二采油厂热采井常规采用普通光油管注蒸汽吞吐开采方式,注汽热损失大,尤其是对于新庄杨楼油田、123区等区块700 m以上井,使用常规注汽方法,注汽热损失大,导致吞吐开发效果差。应用计算机数值模拟方法,分析讨论了隔热油管配套热敏封隔器、隔热油管配套氮气气举、普通油管配套氮气气举等多种注汽工艺的热效率,并从经济效益角度出发,研究并实施了适合稠油热采中深井开发的注汽工艺,提高了热采井的注蒸汽吞吐效果,取得了显著的经济效益。     

稠油热采井筒隔热技术的研究和应用

河南油田第二采油厂热采井常规采用普通光油管注蒸汽吞吐开采方式，注汽热损失大，尤其是对于新庄杨楼油田、123区等区块700m以上井，使用常规注汽方法，注汽热损失大，导致吞吐开发效果差。应用计算机数值模拟方法，分析讨论了隔热油管配套热敏封隔器、隔热油管配套氮气气举、普通油管配套氮气气举等多种注汽工艺的热效率，并从经济效益角度出发，研究并实施了适合稠油热采中深井开发的注汽工艺，提高了热采井的注蒸汽吞吐效果，取得了显著的经济效益。     

稠油油藏鱼骨井蒸汽吞吐注采参数正交优化设计

鱼骨井能够有效增加油层的裸露面积、提高油藏动用程度、扩大蒸汽波及体积,最终提高油藏采收率。蒸汽吞吐的开发效果是注采参数综合作用的结果。选取注汽干度、注汽速度、注汽压力、焖井时间、周期注汽量和最大排液量6个注采参数并考虑注汽干度、注汽速度、注汽压力之间的交互影响进行研究,采用直观分析法和方差分析法对试验结果进行分析,得到最优的蒸汽吞吐注采参数组合,依据各因素对累积油汽比的影响显著性进行排序。研究表明,交互作用对累积油汽比的影响并不显著。正交数值试验的结果可为现场鱼骨井蒸汽吞吐注采参数的优化提供理论指导,具有一定的实际意义。     

渤海油田蒸汽吞吐试验井注汽压力影响因素分析

渤海海上油田蒸汽吞吐试验井A1井第一轮出现注汽压力高，注汽能力受限，热损失大，井底注汽干度没有达到预期，影响热采效果。为了降低注汽压力，改善蒸汽吞吐实施效果，采用正交试验方法对蒸汽吞吐试验井A1井注汽压力高的原因进行分析，认为影响A1井注汽压力高的敏感因素按影响程度依次是地层能量、渗透率以及原油黏度。该区块后续热采实施应先冷采降低地层能量或注汽前采取降黏增注预处理措施，以改善注汽实施效果。研究结果可为全区热采实施及类似油田热采开发提供指导。     

蒸汽吞吐水平井开采参数优选研究

水平井蒸汽吞吐是增加稠油产量的一种经济而有效的方法,注采参数对蒸汽吞吐的效果起着决定性的作用。为了能取得较好的开发效果,必须对蒸汽吞吐的注采参数进行合理地优化和调整。针对曙一区杜84块超稠油油藏兴Ⅰ组的开采现状,建立了油藏数值模拟模型,在历史拟合的基础上,优化了水平井段长度及第一周期注汽强度,并应用正交设计方法对注汽速度、蒸汽干度、注汽压力和焖井时间等注汽参数进行了优化计算,得到了合理的注采参数优化方案,并对蒸汽吞吐井的吞吐效果进行了预测,结果表明吞吐5个周期可增油8944t。     

稠油蒸汽吞吐热采技术

经过多年的研究与实践．热采稠油形成了以蒸汽吞吐为主体的开采工艺。近年来．随着蒸汽吞吐逐渐进入中后期．加之超稠油资源的开发动用，为了保证稠油油藏开发效果．辽河油田分公司在提高注汽质量，分层注汽提高油藏纵向动用程度、超稠油举升．化学辅助蒸汽吞吐，防排砂．套损井修复以及热采测试等方面进行有益的尝试．获得了比较理想的效果。     

孤东油田九区西块稠油油藏开采特点初步研究

方法根据孤东油田九区西块原油粘度及井网分布状况，选择不同的开采工艺，另外，在蒸汽吞吐井生产末期挤入降粘剂来提高周期产油量，并应用化学添加剂提高蒸汽吞吐效果。目的选择适合各单井的稠油开采新工艺，提高开井率，并试验应用蒸汽吞吐配套新工艺延长生产周期，提高周期产油量。结果试验区1993年正式投入开发，至1995年6月底，累积生产原油17．8900×10~4t，累积采出水9．8300×10~4m~3，回采水率123％。结论中、高粘度的稠油油藏，蒸汽吞吐开发初期可采取非注汽工艺与蒸汽吞吐工艺相结合的方式综合开采，蒸汽吞吐开发可大大提高该类油藏的采油速度；固井质量差的老井，开发初期可运用非注汽工艺开采，来提高油井开井率；此外，注汽开发中可选用合适的化学添加剂，来改善开发效果。     

水平井蒸汽吞吐注采参数正交优化设计

水平井蒸汽吞吐热采是超稠油油藏开发的一种有效的方式,蒸汽吞吐的开采效果是注采参数综合作用的结果。本文选取注汽干度、注汽速度、注汽压力、注汽强度、焖井时间和最大排液量6个注采参数并考虑注汽干度、注汽压力及注汽速度之间的交互影响进行正交数值试验研究,得到了较优的参数组合;采用方差分析法对计算结果进行了分析,依据各因素对累积油汽比的影响程度进行了排序。正交数值试验的结果可为现场水平井蒸汽吞吐注采参数的优化提供理论指导,具有一定的实际意义。     

组合式注汽技术

通过对试验井组的吞吐规律的总结和开发矛盾的分析,在超稠油普通蒸汽吞吐的基础上,有针对性地采取组合式注汽即间歇恢复、抽稀井网整体注汽、一注多采的开采方式,取得了较好的吞吐效果,提高了井组采收率,为稠油油田的开发提供了值得借鉴的开采模式。     

过热蒸汽吞吐开采界限及注采参数优化研究

过热蒸汽吞吐相比普通湿蒸汽吞吐能够大幅度提高浅薄层超稠油油藏的开发效果,是提高该类油藏采收率的有效途径。建立浅薄层超稠油油藏三维地质模型,进行过热蒸汽吞吐数值模拟研究,确定了不同油层埋藏深度和油汽比条件下的厚度下限;研究原油产量与原油粘度的关系,确定了过热蒸汽吞吐原油粘度上限,并进行注采参数优化研究,优选出最佳的周期注汽量、注汽速度、焖井时间和最大排液量。从井楼油田过热蒸汽吞吐试验区的实施效果看,取得了显著的成效,大大增加了该类油藏的技术可采储量。     

二连油田稠油热采效果评价

二连油田稠油油藏埋藏浅、储层物性较差、储层非均质性严重，单层厚度小（平均２．２ｍ），采用小井距注蒸汽吞吐开采，在经济上和技术上存在很大的风险性。以吉３２热采试验区的开发实践为基础，分析了其注蒸汽吞吐开采特点，研究了影响吞吐效果的因素，提出适合薄油层稠油热采的厚度筛选标准及注汽参数，并对其开采效果进行了技术经济评价。结果表明：虽然试验区油层物性条件较差，但只要针对油藏特点、采取有效措施，高寒地区的稠油热采不但技术上可以取得成功，经济上也是可行的。根据试验区注汽井间干扰严重的特点，利用干扰剔除法对井间干扰效果进行了客观、真实的评价。吉３２试验区热采开发的成功，不但为高效、科学开发二连油田的稠油资源打下了基础，其开发经验对国内同类型稠油油藏的开发同样具有指导意义。图４（郭海莉摘）     

减氧空气吞吐技术在鲁克沁深层稠油油藏的应用

鲁克沁三叠系深层稠油油藏经过多年的注水开发,出现了含水率上升快、水驱效率低、采出程度低等问题。为了解决水驱矛盾,提高单井产量,提出了减氧空气吞吐的方案。通过室内物理模拟实验和数值模拟研究,分析了减氧空气吞吐的机理,优化了注入参数。基于理论研究结果,在鲁克沁三叠系深层稠油油藏开展了减氧空气吞吐矿场试验,结果表明：减氧空气吞吐降水增油的机理是稠油注减氧空气后存在拟泡点,形成泡沫油流分散降黏,同时封堵水流优势通道,扩大波及体积。注气量、注气速度和焖井时间对减氧空气吞吐效果影响较大,建议单井注气量40×10⁴ m³,注气速度4×10⁴ m³/d,焖井时间8~10 d。鲁克沁三叠系深层稠油油藏共实施减氧空气吞吐400余井次,有效率82%,单井平均初期日增油量4.5 t,综合含水率下降42%,有效期达168 d,有效期内单井增油量480.0 t。因此,减氧空气吞吐是深层稠油的一种有效降水增油技术,对同类型油藏注水开发后提高采收率具有重要的借鉴意义。     

底水驱稠油油藏水平井多轮次CO2吞吐配套技术及参数评价——以苏北油田HZ区块为例

针对苏北油田底水驱稠油油藏水平井生产进入特高含水期后,易发生水锥并处于低产低效开发状态的难题,CO_2吞吐是提高低产低效稠油水平井产量的有效措施。为此,选取HZ区块水平井开展了CO_2吞吐试验,进行了CO_2吞吐的合理参数和配套工艺技术研究,并对影响CO_2吞吐效果的因素进行了分析。研究结果表明,影响水平井多轮次CO_2吞吐效果的主要因素包括水平井的选择、注入CO_2量、注气强度、注入速度、注入压力、闷井时间和采油强度等参数,添加CO_2缓蚀剂、不动管柱注入CO_2、使用抽油泵采油是与之相配套的工艺技术。     

稠油油藏多轮次减氧空气吞吐后复合注气增油机理

为了提高稠油油藏注气吞吐生产效果,针对水驱后多轮次减氧空气吞吐接续注入不同气体或不同气体复合的吞吐增油机理认识不清这一实际问题,开展了一维和三维物理模型实验及正对井和反五点井网的数值模拟,采用不同轮次采油量和原油组分对比分析、渗流过程研究等手段,分析了减氧空气、二氧化碳、天然气等不同气体在稠油油藏吞吐过程中的驱油和洗油机理。结果表明：减氧空气吞吐以堵水为主,多轮次后水线容易突破而较快失效;前置二氧化碳段塞后续注入减氧空气的复合吞吐,发挥了堵水和驱替剩余油的协同作用;先注入减氧空气后注入天然气的复合吞吐,溶解了近井区域重质原油组分,起到了增能、降黏和疏通孔隙的多重作用。10轮次的实验和数值模拟综合研究,明确了3种气体及其复合吞吐的增油机理,得到现场实际井的验证,可供类似稠油油藏气体吞吐提高采收率参考。     

致密油藏超临界二氧化碳吞吐开发特征实验研究

针对鄂尔多斯盆地致密油藏采油速度快速递减、油藏压力无法保持的问题,探索采用超临界CO2吞吐开发方式开展超临界CO2吞吐长岩心实验研究,探讨了超临界CO2吞吐方式提高致密油采收率的作用机理、开发特征、影响因素等,探究了注气速度、注气相态、N2辅助保压、衰竭压力等重要操作参数对提高致密油采收率的影响.研究表明:超临界CO2...     

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。     

用相平衡理论评价注气吞吐消除凝析气井反凝析污染机理

为了评价注气吞吐消除凝析气井近井带反凝析污染的相态机理，文章基于油气两相相平衡热力学理论和PR状态方程，建立了静态零维组分模型。运用该模型，对一个实例凝析气井注气吞吐的相态机理进行了评价，研究了注入气组成、气藏衰竭压力水平以及注气量对消除凝析气井近井带反凝析污染的影响规律。结果显示：在最大反凝析压力之前注气效果更好；注气量越大效果越好，注气量过小反而将增大反凝析损失；注入气降低反凝析液量和露点压力有利于成功的注气吞吐，在相同注入条件下，不同气体吞吐效果为C₃>C₂>CO₂>烟道气>C₁>N₂。     

常规亲水稠油油藏注水吞吐开发的研究与实践

在油田开发中,稠油油藏在储量和产量上均占有重要地位,采用常规技术手段开发稠油油藏难度大、驱替效果差。本文根据亲水介质水驱油机理和室内注水吞吐试验的结果,提出了改善这类油藏开发效果的新方法——注水吞吐采油开发。该方法利用亲水孔隙介质常规稠油油藏水驱油机理,将井底蹩压的注水井直接转采,经过一段时间的生产后再次将其转注,经过几轮的反复吞吐和油水置换后,可将注入水向油层纵深推进,直到实现正常的水驱开发。根据这一理论,在自来屯油田自19-14断块进行了整体试验,参加实验的7口井均获得成功,表明对亲水的常规稠油油藏采用吞吐开发是可行的。笔者认为这种方法可适用于亲水孔隙介质的常规稠油油藏,也可以适用于油层连通性差以及低渗透的油藏开发。     

热采井高温调剖技术的研究与应用

对稠油井蒸汽吞吐开发过程中普遍存在的油有汽剖面不均匀，油藏动用程度差等问题，采取了机械调剖和化学调剖两种方法，其中机械调剖工艺有选层分注合采工艺、投球选注合采工艺和选层分注分采工艺。     

新疆稠油油藏复合吞吐技术研究与应用

针对新疆油田红003井区蒸汽吞吐开采效果较差的现状,引进了高效复合化学药剂配合氮气辅助蒸汽吞吐的复合吞吐开采技术。室内实验结果表明,氮气对原油黏度的影响很小,但可以增加地层的弹性能量;加入复合降黏剂可以使稠油在高温下转变为牛顿流体,启动压力消失。对注蒸汽+氮气+降黏剂复合吞吐的压力场、温度场和黏度场进行数值模拟,开采效果显著优于单纯注蒸汽方式,可以明显延长蒸汽吞吐生产周期。现场对12口井开展了稠油复合吞吐技术试验,增产效果明显,可为同类型稠油油藏的合理开发提供经验和借鉴。