蒸汽驱机理再认识及全生命周期开发研究

针对目前辽河油田齐40块蒸汽驱开发面临的含水率高、热利用率有待提高等问题,运用油藏工程分析与数值模拟,提出了蒸汽驱全生命周期的评价方法,并得到了蒸汽驱各阶段注采参数设计方法。研究结果表明:基于稠油黏度与温度的关系特征,将目前的蒸汽驱“三场”修正为“四场”,可以更加直观地评价蒸汽驱的开发效果;基于蒸汽驱过程中的不同机理,将目前蒸汽驱的“3个阶段”划分为“4个阶段”,能够更准确地评价蒸汽驱的全过程。结合黏度场特征及热利用情况,对蒸汽驱各阶段的注采参数进行设计:热连通建立温度场阶段和蒸汽驱替阶段的最优注汽强度分别为200 m³/(d·m·km²)和150 m³/(d·m·km²);蒸汽较明显突破调整注采参数阶段的最优注汽强度为120 m³/(d·m·km²),干度控制在0.2左右,有利于阶段的开发效果。蒸汽驱全面汽窜后,通过分析蒸汽-热水交替注入和间歇汽驱的开发机理,对比二者与继续蒸汽驱开发效果,认为蒸汽-热水交替注入和间歇汽驱是全面汽窜后较好的接替方式。研究成果对辽河油田齐40块的蒸汽驱开发具有一定的指导意义,可为类似的稠油油田开发提供参考。     

浅层特稠油油藏氮气泡沫驱主控因素分析

特稠油油藏在蒸汽驱后期往往存在吸汽剖面不均、蒸汽波及体积减小、热效率降低等问题,严重制约了蒸汽驱采收率的提高,而蒸汽驱后转氮气泡沫辅助蒸汽驱能有效提高波及系数,增加蒸汽波及体积。以河南油田某井区油藏参数为基础建立机理模型,在此基础上对特稠油油藏蒸汽驱后转氮气泡沫辅助蒸汽驱各影响因素进行分析,最终通过正交数值实验分析方法确定其主控因素。结果表明,采注比为氮气泡沫辅助蒸汽驱的主控因素,各因素对采出程度的影响程度大小的排序为采注比、注入段塞体积、注汽强度、发泡剂浓度、气液比。研究结果为特稠油油藏蒸汽驱后期最优方案的制订提供了依据。     

江37区块浅薄层稠油油藏蒸汽吞吐参数优化

大庆油田江37区块稠油开发区原油埋藏浅、油层厚度薄,按照常规稠油油藏注汽参数开采难以有效动用储层。在精细地质建模和历史拟合的基础上,利用数值模拟技术按照不同有效厚度级别对注汽速度、注汽强度、井底干度、闷井时间等注汽参数进行优化并确定其合理范围。研究表明：有效厚度不小于5m的稠油储层,第1周期的注入强度为100t/m,注入速度大于100m³/d,井底干度不小于50%,闷井时间5d为宜;有效厚度小于5m的稠油储层,第1周期的注入强度为120t/m,注入速度大于75m³/d,井底干度不小于50%,闷井时间5d为宜。该技术在矿场试验中取得了较好的开发成果,完成了22口井共计61井次的蒸汽吞吐注汽,累计产油量为2.23×10⁴t。研究成果对浅、薄层蒸汽吞吐合理开发具有应用价值。     

孤东油田九区稠油油藏化学蒸汽驱提高采收率技术

稠油油藏在经历了蒸汽吞吐和蒸汽驱开发后,随着注蒸汽井吞吐次数和开采时间的增加,产量递减快、汽窜严重等现象成为开发中后期面临的共性问题,同时也严重制约了该类油藏采收率的大幅提高。化学蒸汽驱在注入蒸汽或热水的同时,加入泡沫体系,利用泡沫体系"堵水不堵油"和"堵低更堵高"的特点,改变注入介质的流动方向,抑制蒸汽超覆和汽窜,补充地层能量,可达到提高稠油油藏采收率和经济效益的目的。根据数值模拟研究和开发实际,设计了孤东油田九区化学蒸汽驱注采参数:泡沫驱后平均注汽速度为3.9 t/h,采注比为1.3,泡沫剂质量分数为0.5%,段塞长度为氮气与泡沫剂段塞注30 d停60 d,在整个过程中蒸汽连续注入。研究结果表明,与未调整的老井相比,调整后泡沫辅助蒸汽驱可生产11 a,新增产能为1.15×10~4t,提高采收率为14.63%。     

特稠油油藏多元热流体吞吐技术研究与应用

目前辽河油田洼38块沙三段油层已进入蒸汽吞吐末期,周期油汽比接近经济开采极限,油井普遍低产低效。针对该问题,结合现场设备适应性,应用数值模拟及油藏工程方法对多元热流体吞吐注采参数进行研究。研究结果表明,洼38块沙三段油层多元热流体吞吐合理注采参数为：天然气注气强度为1800～2100m³/m,空气注气强度为18000~21000 m³/m,注水强度为26~35t/m³;天然气注气速度为1400~1600m³/d,空气注气速度为14000~16000 m³/d,注水速度为20~25t/d;焖井时间为6~8d,蒸汽过热度为8~9℃;先注入蒸汽再注入多元热流体效果较好。洼38块沙三段油层多元热体试验井取得较好的试验效果,平均单井日产油量为前一周期蒸汽吞吐的2倍,含水率由蒸汽吞吐阶段的95%下降至80%左右。该研究为稠油油藏蒸汽吞吐后期改善开发效果提供了技术参考。     

水平井蒸汽驱开采稠油数值模拟研究

方法利用数值模拟方法,研究了水平井蒸汽驱过程中注汽速度、蒸汽干度及水平注采井距对蒸汽驱效果的影响。目的提高水平井蒸汽驱开采稠油的开发效果。结果注汽速度越高,相同时间内采出程度越大;注汽速度对累积油汽比的影响在不同时期有不同的规律;根据模拟结果,计算了不同注汽速度下净产油量的净现值,确定出开发期内的最佳注汽速度,本油藏模拟期内的最佳注汽速度为１２７ｍ３／ｄ;蒸汽干度对蒸汽驱效果的影响受注汽速度制约,注汽速度较低时,蒸汽干度越高,开发效果越好,但注汽速度较高时,蒸汽干度过高,反而使开发效果变差;注采井距对蒸汽驱效果,特别是蒸汽突破时间影响显著,注采井距应大于水平段长度。结论水平井蒸汽驱开采稠油主要受注汽速度、蒸汽干度和注采井距的影响,只有合理选择上述参数,才能取得较好的开发效果     

CO_2辅助蒸汽吞吐开发效果实验研究

以蒸汽多轮次吞吐稠油油藏为研究对象,采用物理模拟与数值模拟方法,研究了CO_2-蒸汽混注方式对稠油油藏热采开发效果的改善。实验表明,CO_2在原油中具有较强的溶解能力,通过与蒸汽混注可以使原油物性特征发生较大变化,进一步改善稠油流动特征,蒸汽-CO_2驱方式的驱油效率较纯蒸汽驱提高了约12%,并且含水上升速度也更小。采用数值模拟手段开展了稠油油藏CO_2辅助蒸汽吞吐方式的单因素敏感性分析,结果表明,各参数中油层厚度与原油黏度对开发效果的影响较大,并分析了各注采参数的影响。最优的实施方案为注汽速度200 t/d,气汽比1∶1,蒸汽干度0.7,焖井时间5 d,排液速度140 t/d。     

朝阳沟油田蒸汽驱数值模拟研究

在大庆朝阳沟油田蒸汽驱试验区地质研究基础上,利用CMG软件中的STARS模块进行蒸汽驱参数优选,并对不同蒸汽驱开发方案的开发指标进行了预测.结果表明,蒸汽驱注汽速度应不小于50 t/d,由于低渗透油藏要求高注采比,注汽速度可以提高至70 t/d.井底蒸汽的干度越高,开发效果越好;连续蒸汽驱开发效果较好;连续蒸汽驱5a转为常规水驱开发效果与连续注蒸汽驱开发效果相当.     

渤海块状底水稠油油藏蒸汽吞吐参数设计

渤海X油田底水普二类稠油油藏埋藏深、烃柱高度大,底水能量强,降低了热力采油的能量利用率,开发效果较差。在有限的注入热量下,为有效利用原始地层能量,实现原油降黏,提高流动能力,采用蒸汽吞吐热采方式开发。以DST测试资料为基础,利用数值模拟方法对蒸汽温度、干度、注汽速度、焖井时间及周期注汽量等参数进行优化分析。研究认为,该区最佳注汽温度340～350℃,注汽干度0.4,注汽速度300 m~3/d,焖井时间3～5 d,推荐周期注入量递增,第一个吞吐周期蒸汽注入量为3 900 m~3,第二个周期开始,注入量逐周期递增10%左右,预测蒸汽吞吐4轮次平均单井累产油6.6×10~4 m~3。研究方法和结果对渤海同类油藏开发具有一定的指导意义。     

基于Plackett-Burman试验设计的超稠油SAGD影响因素研究

蒸汽辅助重力泄油(SAGD)是开发超稠油油藏的有效方式。针对厚度较大的块状超稠油油藏,基于Plackett-Burman试验设计方法,利用稠油热采数值模拟手段,以采收率和累计油汽比作为评价指标,综合分析影响SAGD开发效果的9大开发参数,并进一步利用满意度函数进行双目标优化得到各个因素的最优值。结果表明,影响采收率的三大因素依次是注汽压力、采注比及排距,三者权重之和达到70.5%;影响累计油汽比的三大因素依次为蒸汽干度、注汽压力、水平段长度,三者权重之和达到90.5%。利用满意度函数得到采收率为65%且累计油汽比为0.4m³/m³时的因素最优取值,并利用数值模拟进行验证,结果准确可靠。     

胜利油田超稠油油藏蒸汽驱三维物理模拟与应用

针对胜利油田单56区块油藏条件,利用蒸汽驱三维物理模拟装置,开展了20% 、40% 、60% 蒸汽干度条件下反九点井网超稠油油藏蒸汽驱实验。分析了单井及井组生产动态,并在蒸汽驱的基础上研究了采用氮气泡沫的方式改善超稠油蒸汽驱的开发效果。实验结果表明,超稠油油藏汽窜较为严重,综合含水上升较快,蒸汽腔发育不均匀;边井生产效果较好,角井温度场发育较差,产液量和产油量较低,对井组贡献率较低。通过提高蒸汽干度可以有效提高蒸汽驱阶段的采收率,当注入油藏蒸汽干度从20% 提高到60%,蒸汽驱阶段的采出程度提高19.86%。段塞注入0.093 PV的泡沫体系时,蒸汽汽窜得到有效抑制,边井产液量和综合含水均出现明显下降,角井温度场开始发育,角井产液量和产油量显著增加,阶段综合含水下降7%,提高采收率15% 以上。通过提高蒸汽干度和辅助氮气泡沫调剖工艺,超稠油油藏可以转为蒸汽驱进一步提高采收率。     

稠油油藏气体- 泡沫辅助注蒸汽实验与数值模拟

针对蒸汽吞吐过程中由于能量不足以及严重汽窜等导致热效率低、吞吐效果变差的问题,从室内物理模拟以及数值模拟两方面,开展了在蒸汽中添加气体及高温泡沫以改善蒸汽吞吐开发效果的研究。首先,通过引入泡沫综合指数,筛选了合适的发泡剂;其次,进行了4 组室内平行双管实验,分别为单纯蒸汽驱、蒸汽- 烟道气泡沫驱、蒸汽- 氮气泡沫驱以及蒸汽- 氮气驱。实验结果表明:在注入条件相同的情况下,蒸汽- 烟道气泡沫驱和蒸汽- 氮气泡沫驱均能够有效地封堵高渗管,启动低渗管,与单纯蒸汽驱相比,采出程度最高分别提高了28.98% 和26.04%;蒸汽- 氮气驱调剖效果有限,不能有效地启动低渗管, 采出程度比单纯蒸汽驱提高了10.56%。结合物理模拟的结果,采用数值模拟方法,分析了地层参数对烟道气- 泡沫辅助吞吐和单纯蒸汽吞吐开发效果的影响,结果显示,对于层薄、油稠的非均质油藏,烟道气- 泡沫辅助吞吐与单纯蒸汽吞吐相比具有显著的优势,能够有效地提高蒸汽吞吐开发效果。对河南油田井楼零区烟道气- 泡沫辅助蒸汽吞吐方案进行了参数优化,得到最佳日注汽量为100 m3,最佳气汽比为12,最佳焖井时间为7 d。     

热力泡沫复合驱物理模拟和精细数字化模拟

根据稠油热采三维物理模拟相似准则,得到胜利孤岛油田特稠油油藏蒸汽驱及后续转热力泡沫复合驱三维物理模拟的实验参数并进行相关实验,基于实验结果,对蒸汽驱及后续热力泡沫复合驱进行三维精细数值模拟研究。结果表明,蒸汽驱后转热力泡沫复合驱可有效抑制蒸汽窜流、改善蒸汽波及状况进而提高稠油采收率。利用三维精细数值模拟技术优化设计的热力泡沫复合驱工艺参数为:最佳方式为泡沫段塞注入,最优蒸汽注入速度为25 mL/min,氮气注入速度为1000mL/min(标准状况),泡沫段塞注入时间为1.0min,段塞间隔时间10～20min;利用相似准则对优化结果进行反演计算,可得到现场最优注采参数,该条件下特稠油油藏采收率可达到42.15%,较单纯蒸汽驱最终采收率(29.64%)提高12.50%。     

Steam Flooding after Steam Soak in Heavy Oil Reservoirs through Extended-reach Horizontal Wells

This paper presents a new development scheme of simultaneous injection and production in a single horizontal well drilled for developing small block reservoirs or offshore reservoirs. It is possible to set special packers within the long completion horizontal interval to establish an injection zone and a production zone. This method can also be used in steam flooding after steam soak through a horizontal well. Simulation results showed that it was desirable to start steam flooding after six steam soaking cycles and at this time the oil/steam ratio was 0.25 and oil recovery efficiency was 23.48%. Steam flooding performance was affected by separation interval and steam injection rate. Reservoir numerical simulation indicated that maximum oil recovery would be achieved at a separation section of 40-50 m at steam injection rate of 100-180 t/d; and the larger the steam injection rate, the greater the water cut and pressure difference between injection zone and production zone. A steam injection rate of 120 t/d was suitable for steam flooding under practical injection-production conditions. All the results could be useful for the guidance of steam flooding projects.     

热水添加氮气泡沫驱提高稠油采收率研究

利用物理模拟实验和油藏数值模拟技术,研究了稠油油藏蒸汽吞吐后期转热水添加氮气化学剂泡沫驱提高稠油采收率的开采机理;对合理工艺参数进行了优化,包括化学剂注入速度、注入浓度、气液比、注入方式及段塞大小等.在此基础上,针对辽河油田锦90块的油藏地质特点和开采现状,进行了开发指标预测,设计了先导试验方案.热水添加氮气化学剂驱油技术在矿场先导试验井组中已取得了较好的开采效果,单井组累积增油21378t.目前已扩大到9个井组进行试验,预计这种技术将成为此类稠油油藏蒸汽吞吐后期有效的接替方式.     

薄互层超稠油油藏蒸汽驱技术研究与试验

薄互层超稠油油藏具有净总厚度比小、纵向非均质性强及蒸汽超覆严重的特点,为明确该类油藏蒸汽驱提高采收率的可行性及影响因素,以杜80块兴隆台油层为目标,借鉴其他类型超稠油油藏蒸汽驱的成功经验,以数值模拟技术和动态分析为手段,开展油藏工程优化设计研究。结果表明:杜80块兴隆台油层中稳定发育5 m左右的泥岩隔层,可细分为2套开发层系独立开发;井网井距为70 m井距反九点井网,注汽速率为1.7～1.9 t/(d·m·hm²),采注比为1.1～1.2,井底蒸汽干度以大于50%为最佳,确定转驱时机为油藏温度大于80 ℃;根据小层厚度及级差界限,分别采用4、8、12、16 孔/m的孔密射孔。蒸汽驱现场先导试验取得了单井日产油、采油速度翻倍的良好效果。研究结果为薄互层超稠油油藏蒸汽吞吐后转换开发方式提供了技术支持。     

河南油田稠油热采氮气段塞热处理矿场试验

河南油田稠油热采蒸汽吞吐从1987年开始经历了24年,为提高开发效果,2011年进行了氮气段塞热处理矿场试验,周期油汽比、日产油得到相应的提高,统计了氮气段塞的阶段应用效果,分析了影响不同粘度稠油油藏氮气段塞热处理效果的因素,明确了目前氮气段塞热处理工艺的选井条件及适用范围,为下步措施工作提供依据。     

浅薄层稠油水平井混合气与助排剂辅助蒸汽吞吐研究

为进一步研究水平井混合气（烟道气）与助排剂辅助蒸汽吞吐技术在浅薄层稠油油藏的应用,利用室内物理模拟实验对辅助方式的驱油效率和封堵能力进行评价,并通过数值模拟方法对研究区块适合水平井混合气助排剂辅助蒸汽吞吐的地质界限及最优参数进行限定和优化。研究结果表明,混合气助排剂辅助蒸汽驱的驱油效率比纯蒸汽驱、蒸汽助排剂驱和蒸汽氮气助排剂驱分别高出16.2%、11.0%和8.0%。混合气助排剂综合作用形成的泡沫封堵能力优于其他辅剂。研究区块适用于该技术的临界有效厚度随渗透率的增加而减小,临界渗透率随有效厚度的增大而增加。在确定研究区块地质界限的基础上,通过不同的渗透率和有效厚度组合,得到适合于该区块的注入参数,即混注比、注汽强度和混合气助排剂注入量的优化图版和取值范围。在实际区块2口水平井的成功试验,为该技术在浅薄层稠油油藏的扩展应用提供了借鉴。