连续分析注蒸汽操作以增进采油效率

为了克服定期实测回注蒸汽干度的不足，研制了一种综合的、连续测量的传感器系统，并在几个方面取得了收益。     

超低渗透油藏注蒸汽(热水)井筒温度压力预测

超低渗透油藏注蒸汽或注热水可提高井筒附近储层的渗透性和储层流体的流动性,从而提高单井产量。基于气液两相流体下降流动过程质量守恒原理和动量守恒原理及井筒传热机理,建立流体井筒流动的压力、温度及干度梯度耦合模型,并采用四阶龙格-库塔法数值求解。该模型考虑流体焦耳-汤姆逊效应及环空介质和地层热物性沿井深的变化。以某油田一口井为例,计算了温度、压力及干度,并与实测值相比,误差均在10%内,说明所建立的模型准确可靠。     

注蒸汽开发稠油油藏可采储量预测方法探讨

通过对稠油开采机理和油藏类型的分析，提出了注采关系曲线法和水驱曲线法为注蒸汽开发稠油油藏预测可来储量的主要方法，并对这两种方法的适用性进行了分析。运用数值模拟的方法，对稠油油藏在油藏条件下经济流动极限进行了研究，建立了产能与流度的关系曲线。     

对具有边水和底水型重油油藏注蒸汽的数模试验研究

本文报导的是利用三维油藏模型研究中国具有边水和底水的重油油藏。在模型中，Ｘ、Ｙ和Ｚ轴方向上的距离分别为３６０５、１００和１０３ｍ；并且油层在Ｘ轴上的距离约６００ｍ；在Ｚ轴上的距离约５６ｍ。通过实例测定了某油层及其物理性能受到周围四口井注入１３００ｄ的蒸汽激励的影响。可预测蒸汽吞吐和蒸汽驱的生产动态。由分析压力和在Ｘ－Ｙ及Ｘ－Ｚ截面的饱和水边界线来论述边水和底水的运移。据油层到边水的距离将油藏划分为     

稀油油藏注蒸汽热采提高开采效果

探讨了3类稀油油藏注蒸汽热采的经济和技术可行性。对于含蜡低渗透油藏，通过物理模拟和数值模拟研究了注蒸汽提高开采效果的可行性，在大庆油田外围朝阳沟低渗透油藏2口生产井进行的蒸汽吞吐现场试验结果表明，蒸汽吞吐是有效的增产措施；对于吉林油田扶余水驱稀油油藏，用油藏工程方法研究其转蒸汽驱的可行性，对1个井组的开发指标和经济效益预测结果表明，水驱稀油油藏转蒸汽驱可提高采收率20％以上；对大庆油田聚合物驱油藏转蒸汽驱的可行性进行了物理模拟和数值模拟研究，对比分析了蒸汽驱与聚合物驱提高采收率的不同机理，初步研究表明，这类油藏转蒸汽驱后可提高采收率10％以上。图1表4参10     

地层水对注蒸汽开发稠油油藏的影响

加热单位体积的水比加热相同体积的油所需的热量大几倍，因此地层水的存在势必造成注入热量的大量损失，从而影响稠油的热采效果。针对这一问题，通过对哈萨克斯坦肯基亚克油田盐上稠油油藏(具有边水和底水)的研究分析，利用解析方法、油藏工程方法、数值模拟方法和实际热采效果分析研究了地层水对注蒸汽开发效果的影响。得出了一些新的认识。     

注蒸汽开发稠油油藏中的井筒热损失分析

注蒸汽开发稠油油藏过程中，为了预测沿井深和随时间变化的蒸汽温度分布、干度分布和蒸汽压力分布、套管和地层温度分布，以及焖井、开井生产过程中温度、压力的变化，首先必须建立注入过程中的井筒-地层温度分布模型。而这一模型建立的基础是井筒热损失的计算分析。文中应用热传递基本理论，通过井筒内能量守恒定理建立起注蒸汽井井筒热损失计算预测模型，重点分析了井筒总传热系数Uto和注汽速度对井筒热损失和井底蒸汽干度的影响，对注蒸汽开发稠油油藏有一定的指导作用。     

注蒸汽采油井底温度计算

井底温度是热采井生产动态的一个重要参数。本文借助于油气水的产量、井底压力以及出油温度等油井生产数据,通过对传热方程及热平衡方程的分析,建立了井筒中的能量平衡方程,并导出了适用于热采井的井底温度计算公式。通过实例计算与实测值对比,认为该方法是适用而有效的。     

注蒸汽热力采油理论的发展及现状

随着国内外注蒸汽工艺技术的进步，注蒸汽理论也得以发展和完善。本文着重在对解析模型的论述基础上，从注蒸汽热力采油理论发展的角度阐述了包括注蒸汽热采过程和机理、井筒热损失、蒸汽超覆现象、地层中能量平衡以及关于蒸汽吞吐和蒸汽驱动态预测等方面的认识。以求能为在已知油藏和作业情况的基础上，选择合适的模型方面提供依据。     

克拉玛依油田三3区360井区克上组稠油油藏注蒸汽吴吐采油工艺研究

针对克拉玛依油田３区克上组注水砾岩稠油油藏的地质情况,进行数模拟综合研究,选择了注汽参数。在该区原注水开发工艺模式的基础上对其原井下的结构及井口工艺在蒸汽吞吐开采中的适应性进行了研究。     

稠油注蒸汽开发指标预测的一种方法

水驱特征曲线是注水开发油田预测开发指标的主要方法之一。稠油注蒸汽开采油藏中热采进行到一定程度时,累积产油量和累积产水量亦符合水驱特征曲线。同时,累积产液量的对数与累积注汽量对数的平方在直角坐标系中具线性关系,称为注采关系曲线。由上述两个基础关系式,可导出预测稠油油藏最终开发指标和中途动态参数的计算公式,从而达到预测稠油油蒇热采动态的目的。     

注蒸汽开发稠油油藏注采特征曲线的校正及应用

利用注采特征曲线计算开发指标和析油藏动态,具有需要数据少、计算简单、计算精度高的特点,因而已成为稠油注蒸汽开采的常规分析方法.但实践资料表明,早期的注采曲线是一条曲线,只有生产时间较长、出现直线段后才可利用计算,否则会出现较大的误差.本文提出了注采特征曲线的早期曲线部分的校正方法,扩大了其应用范围.     

渤海油区稠油油藏蒸汽吞吐注采参数优化模型

渤海油区稠油资源丰富,已动用的稠油油藏以常规注水开发为主,采收率偏低,如何经济有效地开采这些稠油资源对渤海油区持续稳产具有重要意义。以渤海油区典型稠油油藏类型为研究对象,通过油藏数值模拟手段,优化不同地层原油粘度、油藏厚度、渗透率以及不同水体倍数的稠油油藏蒸汽吞吐的最优产液速度、焖井时间及注汽强度等关键注采参数。结果表明,对于不同地层原油粘度的稠油油藏,最优产液速度和注汽强度随地层原油粘度的增大而逐渐减小,最优焖井时间随地层原油粘度的增大逐渐增加;对于不同厚度的稠油油藏,最优产液速度、焖井时间和注汽强度均随油藏厚度的增大而增大;对于不同渗透率的稠油油藏,最优产液速度随渗透率的增大逐渐增大,最优焖井时间和注汽强度随渗透率的增大逐渐减小;对于不同水体倍数稠油油藏,最优产液速度和焖井时间随水体倍数的增大逐渐增大,最优注汽强度随水体倍数的增加先增大后减小。应用多元回归数学方法,得到蒸汽吞吐注采参数优化模型,并与数值模拟计算结果进行对比,误差在10%以内。     

高3断块烟道气蒸汽混注驱替实验研究

高3断块位于辽河盆地西部凹陷北端,根据高3断块的油藏条件,通过室内驱替实验研究了烟道气蒸汽混注条件下的驱油效率,并通过理论计算和原油模拟蒸馏实验对混注时的驱替机理进行了分析.结果表明,混注条件下蒸汽组分的分压降低,井底蒸汽干度相应提高,因此在注入相同的蒸汽质量当量下,热流体的波及范围增大;混注时原油蒸汽蒸馏效应得到强化,原油的初馏点温度降低了22℃,注汽温度为220℃下原油可蒸馏体积增加值由驱替初期的5%提高到10%.烟道气蒸汽混注驱替实验结果表明,低注汽温度范围(<220℃)内,气汽混注比例增加,驱替效率升高,高注汽温度范围(≥220℃)内,气汽混注比例增加,驱替效率增值缓慢.对于高3断块,适宜的混注气汽比例为0.5∶1,比纯蒸汽驱原油采收率提高3%.图5表1参5(刘慧卿摘)     

注蒸汽采油用化学剂HCS-1研究与矿场试验

针对胜利孤岛油田试验区高粘油特性,采用以酚醛树脂为起始剂的聚醚作主剂,复配以有离子表面活性剂,有机酸,氢氧化钠,有机溶剂,研制了注蒸汽采油用化学剂（薄膜矿展剂）ＨＣＳ－１,在该试验区２３口蒸汽吞吐井使用获得了成功,本文介绍了该剂的配方原理,配方筛选,配方物性能（扩展压力,脱水降粘能力,起泡性能,动态洗油能力及高温岩芯驱油能力）在１３噪中对比井应用的效果及效果分析。     

降低注汽站高压锅炉房室内温度的措施

在调查研究目前高压锅炉房室内温度偏高的现状后，分析了产生问题的原因，并提出了降低锅炉房室内温度改进措施。