注汽井试井技术的完善及应用

提出了实际生产注汽井测试工艺改进方案,建立了一种有效的稠油注蒸汽热采焖井压力降落测试途径,并通过对热采试井技术解释方法和软件的完善,进一步提高了试井技术在注蒸汽井监测的成功率.现场生产中,通过对注蒸汽井进行焖井压降测试及资料的解释分析,可获得实际油层渗透率、表皮系数、蒸汽前缘、蒸汽带热量、热水带热量、热损失等油藏动态参数.该技术在辽河油田应用10余井次,取得了良好的现场应用效果.     

海上热采井高效注汽及监测工艺研究与应用

渤海油田采用现有热采注汽管柱注汽时井底蒸汽干度低,达不到方案设计要求,同时注汽管柱自身无长效测试功能。 为进一步提升海上油田注汽工艺管柱性能,开展了高效注汽及监测工艺管柱研究。 通过模拟计算,明确了影响注汽管柱隔热效果的影响因素,研制了气凝胶隔热管＋隔热接箍组合管柱,提升了注汽效果;以高温光纤测试技术为基础,结合海上热采井特点和测试需求,优化设计了长效测试工艺。 现场试验表明,高温光纤测试工艺首次成功实现了海上热采井全井筒长效测试,可满足海上热采井长效测试技术需求;通过高温监测数据进行拟合计算,应用高效注汽工艺后,井底干度可达 0.50 以上,注汽效果大幅提升。 配套形成的高效注汽及监测工艺管柱将进一步提高海上稠油规模化热采开发效果。     

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。     

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。     

渤海稠油热采隔热管优选和注氮工艺优化

渤海油田热采井已进行多轮次蒸汽吞吐,优化井筒隔热技术已成为热采井注汽中关键的技术之一。目前渤海油田L油田A23井已进行了三轮次的蒸汽吞吐现场作业,其中第三轮次注汽管柱在第二轮次注汽基础上进行了优化改进,采用了4-1/2″气凝胶隔热油管注汽工艺,较A23井二轮次使用的高真空隔热油管,有效降低隔热油管每千米的热损失由14.24%降为10.21%;同时采用了环空井筒间歇注氮工艺,降低井筒环空热损,较上一轮次有效地降低了11.86%的总注氮量。通过使用气凝胶隔热油管及环空间歇注氮工艺,降低了注汽井筒热损失,有效地节约了海上热采井注汽成本。     

稠油热采蒸汽吞吐焖井压降过程分析

热采试井就是在蒸汽吞吐、蒸汽驱或火烧油藏等热采油井中进行的不稳定压力分析.在试井方法及原理基础上,根据热采井的焖井特性,建立了热采井焖井压降的二区复合油藏物理模型及数学模型,并得出了当地层的导压系数小于0.01时的解析解.根据KD29-13井的测井资料和油藏地质资料对该井进行压降解释,由解释结果可知,该井此次注蒸汽处理半径较小,地层渗透率较低,吸汽难度大.可以对该井进行黏土防膨胀处理,以增大注汽半径,扩大波及范围;同时从调整焖井时间和生产作业时间等方面采取相应措施,以达到减少热损失及提高热效率的目的.     

注蒸汽井压降试井解释方法研究

注蒸汽井压力降落试井是确定蒸汽波及体积和了解波及区波动情况的一种经济，有效的方法。但目前我国对热采试井解释方法和软件的研究还不够完善。根据注蒸汽井试井的特点，对注蒸汽井压力数据进行积分处理，在确定注入流量时考虑蒸汽干度的影响，并给出解释时确定蒸汽区的似压力的方法，及在此饱和压力下，计算相关地层参数的公式，列出了解释方法的详细步骤。     

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。     

基于焖井温降模型的蒸汽吞吐井吸汽剖面解析

蒸汽吞吐是稠油热采开发的一项关键技术,定量计算蒸汽腔空间分布和动态变化对开采过程具有重要意义。为了获得蒸汽腔空间分布,基于传热学理论分析,建立了焖井温降模型,用于解析蒸汽吞吐井吸汽剖面,并结合最小二乘算法,对蒸汽腔初始的大小和分布进行了估计。与实际井采集数据比较结果表明,计算值与实际测量值吻合较好,应用解释模型可以详细了解热采过程中蒸汽腔的大小和分布,进而为合理确定SAGD过程总注汽量、注汽时间等参数提供参考。该模型的参数敏感性分析表明,地层热扩散系数、厚度、初始温度和蒸汽温度对计算结果影响较大,在实际应用中需要重点关注这些参数的取值。     

FGW-1复合耐高温粘土稳定剂室内研究与应用

疏松砂岩稠油油藏在注蒸汽热采过程中，由于蒸汽冷凝水使粘土矿物含量高的地层发生水敏，从而影响了热采效果。研究并利用有机、无机粘土稳定剂复配得到ＦＧＷ－１耐高温粘土稳定剂，经耐温及稳定性实验表明，ＦＧＷ－１对岩心有明显的稳定作用，可使岩心由极强水敏变为弱水敏；ＦＧＷ－１耐温可达３００℃以上，满足注蒸汽条件下开采稠油的需要。ＦＧＷ－１现场应用效果显示：（１）提高了稠油油藏注汽开发效果，延长了注汽生产周期；（２）提高了稠油热采井防砂成功率，延长了防砂有效期；（３）提高了常规井的作业成功率，有效地保护了油层。     

石油磺酸盐复配体系在胜利油田稠油热采中的应用研究

胜利油田稠油热采主要采用蒸汽吞吐的方式。其中新开发稠油区块注汽压力高、注汽干度低和老区多轮次吞吐后采收率低、油汽比低是影响热采效果的主要因素。油水之间的高界面张力导致蒸汽驱替效率低是多轮次吞吐后开发效果变差的主要原因之一。针对以上问题开展石油磺酸盐复配体系提高稠油开发效果室内研究。对石油磺酸盐复配体系配方进行优化研究。通过高温岩心驱替试验研究磺酸盐复配体系降低注汽压力的能力。研究石油磺酸盐复配体系提高注入蒸汽驱替效率和岩心采收率的能力。研究不同注入方式对提高采收率的影响。研究结果表明。石油磺酸盐体系可有效降低蒸汽注入压力。提高驱替效率和岩心采收率。2004年在胜利油田单家寺油田、孤岛油田、孤东油田现场应用12井次。单井降低注汔压力0．5～2.6MPa．周期采油量增加190～480t．截至2004年底已累计增油4600t。     

油藏压力对蒸汽驱开发效果的影响

方法利用数值模拟方法，研究蒸汽驱过程中，油藏压力对开发效果的影响。目的提高稠油油藏蒸汽驱开发效果。结果井口注汽于度相同的条件下，油藏压力越高，井底蒸汽干度越低；油藏压力过高（如大于8MPa），会使蒸汽驱效果明显变差，甚至导致蒸汽驱开发方案失败，一般成功的蒸汽驱油藏压力为1～5MPa。结论在注蒸汽过程中，注入压力直接影响井底蒸汽干度；为了在蒸汽驱过程中保持较低的油藏压力（1～5MPa），生产井必须排空，必要时可增力。生产井以保证采注比大于1．2。     

海上水平井蒸汽驱长效光纤监测技术研究与应用

海上稠油热采工艺已逐渐由单一的吞吐热采向注采一体化、蒸汽驱工艺发展,通过有效的监测手段获取井筒沿程及水平段的温度数据,对于海上蒸汽驱注汽井尤为重要。分布式光纤监测技术是近几年来发展起来的一项井下测试新技术,与传统测试技术相比,具有实时、稳定、长效等特点,具有无可比拟的技术优势。但海上热采井多为水平井且工艺管柱复杂,应用工况恶劣,安全要求高,监测难度大。结合海上热采井特点和蒸汽驱监测工艺,开展了水平井蒸汽驱光纤监测技术研究,并研制了关键配套工具,形成了一套水平井管内外穿越转换光纤监测工艺。该项测监工艺不仅能监测油管环空温度,了解注汽管柱隔热效果,而且能监测水平段的温度,了解水平段吸汽情况。现场应用结果表明,该监测技术具有耐高温、耐高压、实时、长效的特点,能为海上稠油蒸汽驱以及规模化热采开发提供科学依据,具有较好的应用前景。     

考虑热损失的稠油热采三区复合油藏试井模型

常规的稠油热采复合油藏试井模型分析结果与实测曲线拟合效果不佳.因此,根据注蒸汽开采地层温度的分布特点,建立了考虑热损失的三区复合油藏试井模型,推导出了其在Laplace空间的解析解,通过Stehfest数值反演获得了试井样板曲线,并讨论了主要油藏地质和工程参数对样板曲线的影响.分析表明,考虑热损失时,蒸汽区半径对典型曲线的影响很小,过渡区半径主要影响第三平台出现的时间,以及蒸汽区和过渡区半径的差值影响第二平台是否出现;蒸汽区与过渡区的导压系数比主要影响压力导数曲线第二平台之前是否出现波峰;蒸汽区与冷油区的导压系数比主要影响压力导数曲线第三平台之前是否出现波峰.基于热损失的稠油热采三区复合油藏试井分析明显改善了拟合程度,有助于稠油油藏的精细描述.     

浅薄层稠油热采新工艺关键技术研究

稠油热采新工艺应用中前期先导试验时采用光油管注汽,出现注汽热效率低、部分井套管和固井水泥环被破坏等问题。为此,研制了Y341-115热采封隔器等配套工具。配套工具与井筒隔热技术相结合,使浅薄层稠油油藏得到了有效动用和开发。此外还根据现场工艺管柱的特点,配套开发了张力油管锚、大流道单流阀等工具,解决了隔热和反洗井等问题,实现了隔热注采合一的功能。Y341-115隔热封隔器配套工艺技术现场共应用500多井次,其工艺成功率达98%以上,累计节约作业井次400多次,累计增加产油量8 312 t。     

注水井注水压降测试装置的研制

针对油田注水生产的需要研制了注水井注水压降测试装置。其硬件由连接支承装置、压力传感器、微处理器、存储器、液晶显示器、压力数据采集电路和通讯电路构成。它具有结构简单、尺寸小、质量轻和测试精度高等优点,能满足30 MPa、温度100℃油田注水井压力测试的使用要求。实井测试表明,该装置记录数据准确,分析结果与理论预测结果吻合。     

热采稠油油汽比评价图版的制定与应用——以辽河油田热采稠油油藏为例

在热采稠油注采特征关系曲线的基础上,借鉴水驱油藏地质储量与水驱特征关系曲线系数的统计规律方法,建立了热采稠油油藏不同采收率状况下的油汽比变化曲线评价图版。通过实例验证,建立的油汽比评价图版可有效应用于热采油藏不同阶段注汽开发油汽比和采收率评价,同时,进一步拓宽了注采特征曲线的应用范围。     

水驱油藏试井解释软件研制及应用

开发井的试井资料变异严重,压力导数曲线形态变化快,使得开发试井资料解释工作更辊复杂,难度更大。为此,华北油田开发事业部委托华北油田测试公司研制出一套开发试井资料解释专业软件－－水驱油藏试井解释软件。该软件适用于关井测压恢的油井和关井测压降的水井的压力资料处理,主要解决多层合采、多层合注井试井资料的分析、多井系统中单井试井受邻近井压力波动影响的试井资料分析,短时试井资料分析、油水两相流试井资料分析等     

陈家庄油田南区薄层特稠油油藏高效开发关键技术及其应用

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%。