油砂SAGD蒸汽腔扩展厚度界限实验

蒸汽辅助重力泄油（SAGD）是一种高效开发稠油的热采技术。针对加拿大长湖油田原油黏度大，砂泥互层状隔夹层渗透率低、厚度大，隔夹层上方原油动用难度大等问题，进行了不同渗透率、不同温度下的稠油启动压力梯度室内实验，分析原油在重力作用下通过隔夹层的可行性。在此基础上，开展了3组SAGD二维物理模拟实验，研究了砂泥互层状隔夹层厚度对SAGD蒸汽腔扩展及生产效果的影响，确定砂泥互层状隔夹层条件下SAGD蒸汽腔扩展厚度界限。结果表明：在油砂开采过程中，稠油在隔夹层中的流动存在启动压力梯度现象，只有当隔夹层上方地层中的温度达200 ℃以上，原油黏度降至8.966 mPa·s以下，隔夹层上方的原油才能单纯依靠重力作用开始流动；随着地层中砂泥互层状隔夹层厚度增大，蒸汽腔呈现纵向扩展减弱、横向扩展增强，蒸汽突破隔夹层能力减弱的趋势。砂泥互层状隔夹层渗透率为50 mD，厚度低于6 cm时，蒸汽突破隔夹层，隔夹层上方原油能得到部分动用。     

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     

不同韵律稠油油藏注蒸汽后期转热水驱试验研究

针对稠油油藏注蒸汽开发后期进一步提高原油采收率的问题,以物理模拟技术为手段,研究了不同韵律(正韵律、反韵律、复合韵律)储层蒸汽驱转热水驱的开发特征.研究发现,对于正韵律储层,注入蒸汽在高渗带窜流和蒸汽超覆作用的共同影响下波及体积较大,蒸汽驱的开发效果较好;对于反韵律储层,转热水驱时注入热水首先沿上部的高渗带突进,同时由...     

近临界蒸汽驱技术在低渗透油藏中的应用

针对大庆朝阳沟低渗透油田在注水开发过程中注采能力差等问题,应用室内实验、油藏工程分析及数值模拟手段,研究了低渗透油藏蒸汽驱提高采收率机理、不同注入介质的注采能力、裂缝系统对蒸汽驱波及效果的影响,以及适合该低渗透裂缝性油藏蒸汽驱的最优井网、井距及蒸汽驱注采参数.研究表明,与稠油蒸汽驱不同,低渗透油藏蒸汽驱过程中,注入蒸汽是一种近临界状态的高温、高压、高热焓、低比容、低干度的蒸汽,注入蒸汽显著降低了原油黏度、改变了岩石的润湿性、提高了原油蒸馏率、降低了启动压力梯度,大幅度提高了开发效果.目前该油田已开展了3个井组的注蒸汽矿场试验,开发效果显著.     

夹层对不同韵律底水油藏开发效果的影响机理——以苏丹H油田为例

以苏丹块状底水油藏H油田为原型,运用数值模拟方法建立了正韵律、反韵律、复合正韵律和复合反韵律底水油藏的数值模型,研究了不同夹层半径、厚度及分布条件下各种韵律油藏的开发效果,并提出了相应的开发技术对策。结果表明,对不同韵律底水油藏,含夹层油藏的开发效果均得到不同程度的改善,控水效果随着夹层半径的增大而变好;夹层厚度对开发效果影响不大,低含水期正韵律底水油藏和中高含水期反韵律底水油藏控水效果相对较好;夹层分布在距离油水界面较近或存在多夹层情况下开发效果好;剩余油主要分布在夹层之间和夹层下部。不同韵律底水油藏的开发策略主要为充分利用隔夹层优化射孔,结合垂向与水平渗透率之比控制采油速度和适时实施人工夹层等减缓底水锥进速度。H油田开发实践表明,充分利用隔夹层优化射孔并部署加密水平井能取得较好的开发效果。     

超稠油水平井注蒸汽开采数值模拟研究

方法利用数值模拟方法，对水平井注蒸汽的开发、布井方式等进行研究。目的提高超稠油油藏水平井开发效果。结果影响水平井开发的敏感性参数为水平段长度、水平渗透率、垂向渗透率、原油粘度、隔夹层等：在参考直井平面上波及半径为30m的基础上，选择平行水平井中间夹3口直井的布井方式为最佳方式；应采用先蒸汽吞吐后蒸汽驱开发，且在蒸汽驱过程中注入井打开油层中、上部．水平井位于油层中、下部，可以取得较好的开发效果。结论在水平井方案设计时，要考虑其敏感性因素；对凤城超稠油油藏．宜采取直井与水平井组合方式布井．水平井水平段长度应在200～300m之间，水平井位于油层底部；宜采用间隙蒸汽驱的开发方式。     

深层稠油油藏高干度蒸汽驱物理模拟实验

胜利油田稠油资源丰富,大部分稠油油藏埋藏深、边底水活跃,油藏压力难以降低到5 MPa,矿场实施的常规蒸汽驱井底注汽干度为30%左右,提高采收率幅度不明显。为改善该类稠油油藏蒸汽驱开发效果,基于高干度注汽技术的发展,以孤岛油田中二北Ng5稠油油藏为原型,开展7 MPa压力条件下二维纵向蒸汽驱物理模拟实验,监测分析注汽干度分别为10%,30%,50%的蒸汽驱过程中蒸汽腔的形成和发育状况,研究注汽干度对深层稠油油藏蒸汽驱开发指标的影响规律。实验结果表明:注汽干度对深层稠油蒸汽驱开采效果影响明显,提高注汽干度,地下蒸汽腔形成时间缩短,蒸汽腔扩展距离变大,蒸汽驱结束时间变长,最终采收率明显提高;7 MPa油藏压力条件下,蒸汽驱的蒸汽干度至少应大于50%。井底注汽干度由30%提高到50%可增加胜利油田深层稠油油藏蒸汽驱有效动用储量1.32×108t。     

间歇注汽法—提高蒸汽驱效果的重要方法

蒸汽突破后,采用间歇注汽方式,可以达到抑制汽窜,提高蒸汽比容、波及体积、干度,油相相对渗透率,热利用率及自渗吸驱油之目的,从而提高稠油蒸汽驱开采效果.河南井楼油田零区试验区采用间歇注汽法取得了显著的效果.现场试验及数模研究结果表明,对薄层稠油油藏来说,合理的间歇注汽方式是每注30天,停30天,间歇注汽阶段合理的注汽速度应为连续注汽速度的1.5倍;对大型蒸汽驱开发单元来说,同一排注汽井为一注汽单元,相邻两排注气井的注汽时间应重复50%.     

CO2辅助直井与水平井组合蒸汽驱技术研究

利用物理模拟及数值模拟方法，研究了在蒸汽中添加CO₂改善直井与水平井组合蒸汽驱开发效果的生产机理，主要包括降低原油黏度、使原油体积膨胀、降低油水界面张力等。优选出了CO₂与蒸汽的合理注入方式、注入比例和注入量。模拟结果表明：CO₂辅助直井与水平井组合蒸汽驱是深层稠油油藏高轮次吞吐后进一步提高采收率的有效技术。对于埋深为1300～1700m的稠油油藏，由于井筒热损失大，使井底蒸汽干度降低。而在注蒸汽的同时添加CO₂，不仅可以有效地弥补蒸汽干度低，难以达到蒸汽驱要求的不足，而且还可以缩短蒸汽驱初期的低产期，提高采油速度。     

渤海旅大油田新近系稠油油藏水平井蒸汽驱油物理模拟实验

对渤海海域旅大油田新近系典型稠油油藏开展水平井蒸汽驱油物理模拟实验,利用长填砂管模型分析了蒸汽温度、注入速度和原油黏度对蒸汽驱油效果的影响,探讨了蒸汽驱油不同生产阶段的动态特征、温度场的变化规律以及蒸汽驱油机理。研究结果表明：①蒸汽驱油物理模拟实验采用长岩心单管模型,设置模型内径为2.5 cm,长度为50.0 cm,填砂后模型孔隙度为35.0%,渗透率为4 500 mD,设置蒸汽干度为0.7,注汽温度为250℃,注汽速度为6 mL/min,驱油效率可达82.52%。②研究区蒸汽驱油过程分为启动、稳定驱替、蒸汽突破和蒸汽剥蚀4个阶段;注、采水平井间蒸汽腔温度场扩展不均衡,水平井底部温度扩展速度快,顶部温度扩展速度慢,在启动和稳定驱替阶段温度场呈“三角形”推进模式,蒸汽突破和剥蚀阶段蒸汽腔温度场沿对角线扩展,速度减小;蒸汽驱替阶段采出程度为51.86%,稳定驱替阶段为主要的产油阶段,采出程度为39.06%。③热力降黏是旅大油田蒸汽驱油最主要的机理,高温蒸汽的剥蚀作用、蒸馏效应、微观波及效率的提高等也影响驱油效率。     

过热注汽锅炉在稠油热采工程中的应用

在稠油热采工程中，由于常规注汽锅炉产生的蒸汽干度低，注到井底的蒸汽干度通常不到50％，影响了开采效果，为此需要采用新的高干度过热注汽锅炉。文章结合新疆油田稠油热采注汽开发的基本情况，介绍了新研制的高干度过热注汽锅炉的工作原理、结构特点、现场运行情况及相关技术数据的测试情况等。     

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。     

稠油注蒸汽热采中添加化学剂技术

方法在注蒸汽热采稠油中,往油层中添加相应的化学剂,对油藏进行处理。目的解决稠油热采遇到的各种矛盾和困难,提高稠油热采效益和采收率。结果该技术在以下几方面已获得好效果：改善油层吸汽剖面;提高驱油效率;抑制底水和边水入侵;改善稠油流动性能;保持和提高油层渗流能力;防止油层出砂。结论添加化学剂技术已成为提高注蒸汽热采效益和采收率的重要措施之一,并已形成系列技术,且日趋完善     

蒸汽驱过程中油藏压力的控制

结合矿物实践,以某油藏100m井距,反九点井网的一个井组为例,对蒸汽驱过程中分阶段油藏压力控制进行探讨,以提高稠油油藏蒸汽驱的开发效果。蒸汽驱过程中对油藏要分阶段控制压力,保证在有效的生产压差下使蒸汽带不断扩展,从而高效率地驱替井间原油,提高了在现有的开采工艺条件下汽驱的可操作性。蒸汽驱的全过程必须要把对油藏压力的控制贯穿到方案设计中,才能实现较好的蒸汽驱效果。     

胜利油区水驱普通稠油油藏注蒸汽提高采收率研究与实践

胜利油区地层条件下原油黏度大于100mPa.s的普通稠油油藏水驱采收率一般低于18%,普通稠油油藏采收率低于25%的储量达到3.75亿t。稠油为非牛顿流体,渗流所需剪切应力大;压力梯度相同,油越稠渗流速度越低;常温驱油效率低,水驱波及系数小,且水驱后原油黏度增加。稠油加热后渗流速度大幅度增加,启动压力梯度减小,油水相对渗透率得到改善,驱油效率大幅增长。因此,注蒸汽热采可以改善稠油渗流特性,降低残余油饱和度,提高驱油效率、波及系数及采收率。为进一步提高水驱后普通稠油油藏的采收率,在优化注蒸汽开发技术政策的基础上,在孤岛油田开展了先导试验,明显提高了采收率。图10表3参23     

裂缝性稠油油藏蒸汽吞吐动态预测模型

在常规稠油油藏蒸汽吞吐动态预测模型的基础上,运用能量平衡理论,建立了裂缝性稠油油藏蒸汽吞吐开采动态预测模型,给出了热膨胀作用、重力驱替和毛管渗吸作用下的分析解。在求解过程中,考虑了温度对粘度、含油饱和度和油水相对渗透率的影响。该模型的实例计算结果与数值模拟计算结果相近,这表明该模型能用于裂缝性稠油油藏蒸汽吞吐动态预测。     

稠油非牛顿渗流的数值模拟研究

方法　根据稠油在地下的非牛顿渗流特性 ,建立相应的热采数值模型 ,并利用数值模拟方法分析稠油渗流特征。目的　分析稠油非牛顿渗流特性对稠油开发效果的影响。结果　当压力梯度大于初始压力梯度时 ,稠油才开始流动 ,初始压力梯度不但与稠油性质有关 ,而且与油藏孔隙度、渗透率有关 ;初始压力梯度与日产油量成反比 ;初始压力梯度越大 ,经济效益越差 ,蒸汽驱采收率越小。结论　通过数值模拟计算 ,认为蒸汽驱应选择较低的初始压力梯度 ,才会取得较好的开发效果。     

声波注汽技术初探

注入油层的湿饱和蒸汽向油层顶部超覆推进以及沿高渗透区域指进一直是蒸汽吞吐开采过程中的主要矛盾.为寻找解决这一矛盾的有效方法,在充分分析其成因的基础上,研制了汽动式声波发生装置,并就采用声波注汽技术提高稠油油藏均衡动用程度与注入蒸汽的热效率进行了初步探索.     

海上稠油油田蒸汽吞吐产量确定新方法

针对目前蒸汽吞吐产量预测模型假设条件简单、普适性差等问题,一般采用测试法和类比法综合确定海上稠油油田蒸汽吞吐初期产量。由于目前海上油田通常只开展常规测试,无法直接获得热采开发初期产量。笔者提出海上稠油油田蒸汽吞吐初期产量确定新方法,建立蒸汽吞吐相对于常规开发的初期产量倍数预测模型,通过蒸汽吞吐产量倍数,将常规测试确定的产量转化为蒸汽吞吐产量。研究表明,蒸汽吞吐初期产量倍数主要受储集层渗透率、原油黏度、注入强度、蒸汽干度等因素影响,利用正交试验设计和多元回归等方法,建立海上稠油油田蒸汽吞吐初期产量倍数与油藏地质参数及注入参数之间的非线性预测模型,该模型经实际生产数据验证,预测误差小于5%,可靠性高,能够为海上稠油油田蒸汽吞吐初期产量的确定提供依据。