提高浅层超稠油油藏蒸汽驱效果的策略

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.     

稠油油藏蒸汽驱提高热利用率研究

针对现有稠油油藏热利用率计算方法所得结果普遍偏低的问题,在分析油藏中汽水分布规律及热利用率与注入蒸汽干度关系的基础上,运用数值模拟方法,参考辽河油田齐40块实际生产数据,分析了含油饱和度、注采比等主控因素对油层热利用率的影响。同时,结合多层油藏蒸汽驱开发特点及各因素对热利用所产生的影响,建立热利用率计算公式并对其进行修正,采用修正后的公式对杜229块进行针对性设计。实践结果表明：采用修正公式计算所得热利用率值较未修正值更接近生产实际;采用注汽干度为0.8、采注比为1.2、降注量小于15%的操控条件,能够有效保证杜229块油藏汽驱开发的经济性。该研究为改善稠油油藏蒸汽驱效果及经济性提供了技术参考。     

薄层稠油水平井蒸汽驱优化设计

辽河油田w块为深层薄层状特超稠油油藏．2005年采用水平井蒸汽吞吐整体开发,目前处于蒸汽吞吐开发中后期,水平井吞吐效果变差,周期产油量低,油汽比低,急需转换开发方式,前期研究表明该块转水平井蒸汽驱可行．文中根据W块油藏埋藏深、油层薄、原油黏度高的特点。建立了三维数值模型,对汽驱开发井网、注汽层段、注采参数等水平井蒸汽驱关键参数进行了优化设计。结果表明,采用75m井距水平井注采井网、注汽水平井水平段长度为采油水平井的2／3、油层下部1／3处高干度注汽的汽驱方案能够获得较高的油藏采收率。     

稠油蒸汽驱热效率影响因素研究

通过建立稠油蒸汽驱的开发地质模型,对蒸汽驱开发过程中的蒸汽注入速度、蒸汽注入干度、不同地层渗透率纵向分布,以及油层中存在隔夹层等影响稠油热采热效率的影响因素进行了分析。结果表明：蒸汽的井底干度越大,地层渗透率为正韵律分布时稠油油田蒸汽驱的热效率越高;地层渗透率为反韵律分布时,良好的隔夹层可以提高稠油蒸汽驱热效率;较高的蒸汽注入速度可以提高油田采收率,但会降低热效率。     

蒸汽驱注采井网对比优化设计

针对锦45试验区生产井突破后,难以调整蒸汽波及、采注比偏低的问题,在试验区现有反九点井网的基础上构建反九点抽稀、小回字形、大回字形井网,有效提高采注比。应用Petrel软件进行地质建模,CMG历史拟合,在注采参数优化的基础上进行汽驱过程中注汽速度和适时封堵相结合的调整,综合评价4种井网。结果表明：反九点及小回字形井网有较高经济效益,此项优化设计为稠油油藏气驱开发的井网设计提供理论支持。     

超稠油水平井蒸汽驱技术参数优化研究

针对胜利油田Ｚ 区块水平井蒸汽吞吐开发采收率低、井间剩余油较多的问题,首选蒸汽驱作为蒸汽吞吐后的接替方式来进一步提高原油采收率。运用数值模拟方法结合现场实际,对Ｚ 区块水平井蒸汽驱井网形式、转驱时机、注汽干度等技术参数进行优选。实施过程中使用了３０ ｔ／ ｈ 超高干度注汽锅炉,出口注汽干度可高达９５％以上,保证了注汽井的注汽强度为１􀆰 ６ｍ３ ／ （ｄ·ｋｍ２·ｍ）左右。先导试验区７ 口水平井蒸汽驱见到明显效果,平均日产油增加了４～８ ｔ／ ｄ。研究成果为稠油油藏水平井蒸汽驱在胜利油田的推广提供了技术依据。     

孤东九区西蒸汽驱配套技术应用及效果

油藏地质及开发主要影响因素：油层埋藏深，厚度薄，净总比小。孤东九区西块构造形态总体上表现为由北向南倾没的断鼻构造，东北高，西南低。主力含油层系馆上段，为河流相沉积，油层埋深为1300m-1470m。油层厚度小，平均有效厚度10．0m，油层厚度5m以下占50％，5-10m占35%，10m以上仅占15％，油层厚度静总比0.40。     

辽河油田超稠油蒸汽驱技术界限研究与应用

超稠油的黏度超过了蒸汽驱黏度界限,通常被认为不适合蒸汽驱开发,实际上超稠油蒸汽驱存在启动温度,当油藏温度超过启动温度后,蒸汽驱可以实施.针对辽河油田曙一区超稠油蒸汽驱技术界限认识不清的问题,运用室内实验及数值模拟手段,建立了蒸汽驱启动温度模型,并利用经济效益法建立了不同油价下经济极限产油量预测公式.研究表明:曙一区超稠...     

蒸汽驱中主要工艺参数对开发效果的影响

利用数值模拟方法对蒸汽驱中注汽速度、采注比和蒸汽干度等工艺参数进行了研究。结果表明，蒸汽驱开发效果受它们的影响强烈。要确保项目在真正的蒸汽驱条件下运作，就必须使注汽速度、采注比和蒸汽干度在其临界值以上，否则开发效果急剧下降。国内外几个实例证明，其研究结果是正确的。     

水驱后聚合物驱全过程的相对渗透率曲线研究

针对油田开发时水驱至一定含水率后聚合物驱的实际情况,选用大庆油田有代表性的葡Ⅰ组与萨Ⅱ组的天然岩心平行样,水测渗透率分别约1.0、0.6、0.2μm2,采用恒速非稳态法分别测定了水驱至含水率90%、94%、98%时转注聚合物溶液及后续水驱全过程的相对渗透率曲线.实验结果表明:水驱与聚合物驱全过程的相渗曲线形态与单一聚合物驱相比发生了明显变化.注聚合物后的油相相对渗透率先增加后降低,而驱替相渗透率则先降低后增加;同等渗透率级别时,转注聚合物越早,其相渗曲线两相区跨度越大,残余油饱和度越低;转注聚合物时机相同时,岩心渗透率越高,油相相对渗透率下降越缓慢,对应水相相对渗透率上升越缓慢,使两相区增大,残余油饱和度降低.     

井间气体示踪监测技术在齐40块蒸汽驱中的应用

为了充分认识齐40块蒸汽驱中注采井间的连通情况及注入蒸汽的波及情况,开展了井间气体示踪监测技术研究.介绍了气体示踪剂的监测原理、监测内容及气体示踪剂的筛选条件.采用Brigham-Smith经验公式计算了该块7-28井组示踪剂用量.现场应用结果表明,该块油藏存在较强的平面矛盾和纵向矛盾,蒸汽在平面上存在明显的指进,纵向上动用程度不高.这一监测结果为欢喜岭油田齐40块蒸汽驱工业性扩大试验提供了详尽准确的动态监测资料.     

稠油油藏化学复合蒸汽驱技术室内研究

针对胜利普通稠油油藏,研究了地层水硬度、矿化度、原油对泡沫剂DHF-1泡沫性能的影响,考察了DHF-1与驱油剂烷基苯磺酸盐表面活性剂WT的配伍性,通过驱替实验比较了不同驱替方式的驱油效果。结果表明,随地层水硬度和矿化度的增加,DHF-1的起泡体积与半衰期逐渐降低。地层水硬度为120 mg/L(CaCl₂)时,DHF-1的起泡体积与半衰期分别为155 mL与65 s,泡沫体系界面开始浑浊;地层水矿化度为20 g/L时,DHF-1的起泡体积与半衰期分别为168 mL与43 s,泡沫体系有不溶物产生。随原油加量增加,DHF-1半衰期迅速降低;原油与DHF-1质量比小于0.3时,DHF-1起泡体积变化较小,之后迅速降低。WT对DHF-1的起泡性能无不利影响。随DHF-1加量增加,驱油体系油水界面张力降低,DHF-1与WT质量比为20时的界面张力为0.05013 mN/m。蒸汽-泡沫-驱油剂复合驱最终采收率为72.1%,比蒸汽驱提高14.6%,复合增效效果显著。     

化学剂结晶提高蒸汽驱采收率研究

研究了化学剂结晶控制蒸汽冷凝水流度提高稠油采收率技术,采用优选化学剂MA开展了MA降低水相渗透率实验和室内模拟驱油实验。实验结果表明:岩心水相残余阻力系数随温度和MA饱和溶液注入量的增加而增大,注入量应该大于1 PV,注入温度应高于220℃;MA对岩心水相渗透率的降低具有可逆性,随着注入温度的升高,可逐渐解除MA对水相渗透率的影响;注入MA前后不同温度的油相残余阻力系数都接近1,说明MA具有堵水不堵油的特性;当温度由200℃降低至160℃时,注MA饱和溶液岩心的驱油效率为49.9%,比单纯200℃热水驱高10.1%,比160℃热水驱的驱油效率高11.7%;当温度由200℃降低至60℃时,注MA饱和溶液岩心的驱油效率为37.1%,其效果介于200℃热水驱和60℃热水驱之间。     

蒸汽驱高温长效隔热注汽管柱的研制

从蒸汽驱井筒隔热机理入手,对蒸汽驱注汽过程中注汽管柱热能损失环节及其影响因素进行了详细的理论分析.在此基础上,围绕进一步提高中、深层蒸汽驱注汽管柱的长效隔热性能进行了全面、深入的研究和探索,研制出以隔热管接箍密封器、压力补偿式隔热型伸缩管、Y441强制解封蒸汽驱封隔器及多级长效汽驱密封器为核心的蒸汽驱注汽管柱,使稠油油藏蒸汽驱开采的配套工艺技术得到了进一步完善与提高.     

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.     

国外蒸汽泡沫驱矿场实施效果

以文献调研手段对18个国外蒸汽泡沫驱油田区块的现场实施效果进行评价,研究了蒸汽温度、蒸汽干度、起泡剂类型、起泡剂质量分数、注入时机和起泡剂注入方式对蒸汽泡沫驱增产效果的影响.蒸汽泡沫驱广泛用于提高蒸汽驱或蒸汽吞吐的蒸汽波及效率,进而提高热采的采收率.蒸汽泡沫驱在美国、加拿大、委内瑞拉的众多油田都进行了成功的先导试验及工...     

水平井蒸汽驱温度场与黏度场平面物理模拟

为了明确均质与非均质储层水平井正对排状井网蒸汽驱过程中温度场和黏度场的变化规律,进行了驱替实验研究。利用实验室平面物理模型中布置的高精度温度传感器,测量了驱替过程中不同时间点模型温度场的分布,得到了水平井正对排状井网蒸汽驱时的蒸汽腔形状、蒸气腔发育规律、含水上升规律及最终采收率。根据黏温关系,利用插值得到了黏度场分布及变化规律。实验对比了水平注采井间存在高渗带时,高渗带对蒸汽腔发育、含水上升规律和最终采收率的影响。实验结果表明,存在高渗带且低渗带与高渗带渗透率之比为1∶8时,均质模型最终采收率比非均质模型高17.14%。      

稠油油藏表面活性剂辅助蒸汽驱适应性评价研究

针对胜利稠油油藏条件,利用室内实验和油藏数值模拟技术,系统研究了表面活性剂辅助蒸汽驱开发效果。考察了高温表面活性剂WT的界面张力、耐温性和降黏性。结果表明,WT溶液与原油间的动态界面张力最小值达10-2mN/m。耐温可达150℃,半衰期大于15 d。油水质量比8∶2、7∶3时的降黏率分别大于86%和95%。表面活性剂辅助蒸汽驱最终采收率为74.32%,比蒸汽驱提高12.11%,增油效果明显。在驱油实验的基础上,基于数值模拟方法对孤岛中二北Ng5典型井组表面活性剂辅助蒸汽驱注入参数进行优化。最佳注入方案为:段塞交替注入,表面活性剂质量分数0.5%,注入体积0.3 PV,预测该方案提高采收率3.58%。通过动态经济评价方法,推导得到了"经济极限增油量"表达式,在此基础上建立了表面活性剂辅助蒸汽驱经济技术界限研究方法,并确定了典型井组表面活性剂辅助蒸汽驱有效厚度、原油黏度界限。