超稠油油藏汽窜防治方法研究

通过对超稠油蒸汽吞吐汽窜特点的研究,对曙一区超稠油汽窜的油藏和开发等因素进行了分析,并对防治汽窜的方法进行了探讨,提出了适合超稠油蒸汽吞吐开发的汽窜防治措施.现场应用表明,通过采用优化射孔层位和注汽参数、推广应用组合式蒸汽吞吐技术、实施高温暂堵、调剖封窜技术等,可以有效抑制和利用汽窜,改善油层动用状况,提高油藏开发效果.     

超稠油蒸汽吞吐汽窜机理分析及防治汽窜实践

分析超稠油蒸汽吞吐汽窜机理,总结超稠油自开采以来防治汽窜的方法并对其效果进行浅析.结果认为,在今后实际工作中应以地下预防减少发生几率为主,其他防窜方式为辅,同时结合油藏工程研究成果,提高超稠油蒸汽吞吐的开发水平.     

胜利油田超稠油蒸汽驱汽窜控制技术

针对超稠油油藏蒸汽驱过程中汽窜严重的问题,开展室内蒸汽驱汽窜控制技术研究,将氮气泡沫与热固性堵剂相结合封堵汽窜,热固性堵剂封堵大孔道,氮气泡沫调整蒸汽的吸汽剖面。优化后的泡沫剂体系300℃阻力因子达到30以上,且对低含油饱和度区域具有选择性封堵作用,适用于超稠油油藏条件下高渗透带的封堵;热固性堵剂在静态120℃可4 h形成固结,150℃可2h有效固结,在蒸汽动态驱替过程中可形成有效封堵。利用双岩心管开展堵调工艺评价研究,结果表明,采用热固性堵剂和氮气泡沫相结合的封堵汽窜方式比单纯应用氮气泡沫提高采收率5.7%,驱替效率整体达到60.8%。2011年在单56超稠油藏进行现场实施,措施后综合含水下降10.2%,生产井井口温度下降15℃,井组日产油量增加28 t以上,单轮次措施有效期198 d,措施增油2 562 t,效果明显。     

稠油油藏热采井汽窜治理措施分析

本文主要选取某浅层稠油油藏为研究对象,对汽窜典型类型、现象和特点进行描述,分析汽窜发生的原因,探讨汽窜的防治及下步措施。主要包括优化热采运行、泡沫封堵、优化注汽参数、汽窜初期处理、加强热采井管理等措施。     

曙光油田超稠油油藏汽窜问题研究及对策

根据曙光油田杜84断块地质特征、油品性质及实际生产情况,从宏观和微观角度对汽窜规律及影响因素进行了研究.结果表明,目前受窜井通过提前关井、注汽井暂堵、整体蒸汽吞吐、选注配注及尽可能合理安排注汽运行计划等措施,可以将汽窜影响降至最低.     

用井间电位监测技术治理重32井区稠油油藏地表汽窜

重32井区齐古组油藏属于浅层超稠油油藏。自2007年投产后,至2011年2月,共有地表汽窜影响区域6个,汽窜点13个,减产317.7 t/d,导致247.3×104t地质储量无法动用。通过井间电位监测技术查清地表汽窜通道,采用高温封堵技术从地下封堵汽窜节点井,从根源上治理地表汽窜,措施成功率达100%,取得显著经济效益。     

杜84断块超稠油蒸汽吞吐汽窜机理分析及防窜措施初探

通过对超稠油蒸汽吞吐汽窜的实质及汽窜造成危害的研究，对杜84断块汽窜的油藏因素，开发因素等进行了分析。并对该块防治汽窜的实践进行了初步探讨，提出了适合超稠油藏汽吞吐开发的汽窜防治措施。     

春风油田排601区块浅薄层超稠油汽窜井治理技术

春风油田排601区块属于浅薄层超稠油油藏,由于油稠、地层非均质以及钻井轨迹的影响,先期开发的北区已出现9个井组、23个井次的热干扰现象,严重影响了蒸汽吞吐的开发效果。为解决热干扰问题,采取了组合式蒸汽吞吐和氮气泡沫调剖等措施,有效抑制和利用了汽窜,提高了蒸汽热能利用率,改善了油层动用状况,油井的周期产油量和油汽比均得到了提高。     

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。     

风城超稠油油藏水平井开发布井方式的优选

本文采用物理模拟方法对风城超钢油没藏水平井开发的布井方式和生产方式进行了优选。研究结果表明，本文提出的竖井注汽-水平井生产蒸汽辅助重力泄油转竖井注汽-水平井生产汽驱开发方式比较适合于风城超钢油油藏的地质构造特点，可以获得较高的采收率。在水平井蒸汽吞吐行之有效的情况下，也可以采用竖井注汽-水平井生产蒸汽工艺。研究还发现，汽驱前应建立起有效的热通道，改善水平井生产效果；水平井筒内的流动阻力将会千万注汽不均匀，导致汽窜过早发生，应该引起采油工程技术人员的重视。     

水平井分段同注技术在超稠油开发中的应用

随着超稠油水平井开发规模的逐步扩大,水平井水平段生产不均匀的矛盾日显突出,已成为影响水平井高效开发的主要因素。根据水平井温度监测资料合理判断水平段剖面动用状况,采用分段同注工艺技术,将水平段分隔成几个独立的注汽腔,灵活调整注汽量,实现水平段整体均匀注汽,调整水平段动用剖面,提高动用程度,改善开发效果,为超稠油开发持续稳产提供技术保障。     

特超稠油油藏蒸汽吞吐数值模拟

蒸汽吞吐是增加稠油产量的一种经济而有效的方法。克拉玛依油田九7区稠油在50℃时,地面脱气原油的粘度为2400～961000mPa·s,平均452029mPa·s,属超稠油油藏。针对克拉玛依油田九7区浅层特超稠油油藏的特点,利用数值模拟方法研究了蒸汽吞吐的主要注采参数。对注汽强度、注汽速度、周期注汽量、注汽压力、焖井时间和蒸汽干度等注汽参数进行了优化计算,推荐了注采参数的优化方案,在此基础上对蒸汽吞吐井的吞吐效果进行了预测,得到了不同周期的周期产油量等。计算结果对于克拉玛依油田九7区特超稠油油藏进行蒸汽吞吐开采具有一定的指导意义。     

特超稠油油藏蒸汽吞吐筛选标准的探讨

蒸汽吞吐是目前开采稠油油藏最主要的技术,但对原油粘度远大于5×10⁴mPa·s 的特超稠油油藏仍存在着筛选条件不明确的问题。根据目前油价,基于投入与产出平衡原理,研究确定了单井周期极限油汽比、单井极限产油量等经济指标。在此基础上,应用数值模拟技术,对特超稠油油藏吞吐的筛选标准进行了探讨,确定了油藏条件下原油粘度不超过50×10⁴mPa·s,油层有效厚度大于8.5 m,净总厚比大于0.4,含油饱和度大于50%,孔隙度大于20%,渗透率大于500×10^-3μm²,最佳的垂向与水平渗透率比值为0.1~0.5. 该筛选条件的确定对特超稠油油藏蒸汽吞吐开采具有重要的指导意义。     

浅井薄层稠油油藏注蒸汽开采

以ＪＬ油田零区试验区浅井薄层稠油油藏为例，总结了该油藏注蒸汽开采具有周期生产时间短、产油量递减快、产油量及油汽比低的特点。在分析了油藏地质参数，注汽参数及注汽方式对开采效果影响的基础上，得出：①提高蒸汽干度可增加单位厚度油层周期产油量；②第１周期合理注汽速度为１００ｔ／ｄ左右；每米油层最佳注入热焓为２．５×１０＾８ｋｊ，以后各周期按１５％递增；在蒸汽干度为４０％的情况下，每米油层周期注气量为１３０     

稠油注蒸汽热采井套管柱预应力松弛效应分析

为了验证提拉预应力固井技术是否适合井深小于1 000 m的稠油热采注汽井,在280℃的高温蒸汽作用下,对热采N80H和普通N80Q两种套管进行了应力松弛试验;建立了套管-水泥环-地层全井筒平面有限元模型,进一步说明预应力固井技术在浅层稠油热采井中的作用。分析结果表明,稠油热采井在长期高温注蒸汽作业过程中,因管体应力松弛现象而致使预拉力失效;在高温作用下套管上施加的预拉力经过一定时间后会降低;提拉预应力固井对浅层稠油热采井没有效果,不能预防热应力导致的套管失效,建议在浅层稠油热采井中不采用预应力固井技术。     

曙光油田超稠油蒸汽添加剂的研制与应用

开发了用于辽河曙光油田超稠油蒸汽吞吐开采的一种蒸汽添加剂。该剂以烷基芳基磺酸盐为主剂,与有机、无机辅剂复配而成。该剂洗油能力强,3g/L和5g/L水溶液90℃动态洗油率(岩心驱油率)分别为54.8%和57.1%(自来水为20.7%)。该剂对稠油乳化能力强,粘度为9.74和7.86Pa·s的原油与3g/L该剂水溶液(体积比7∶3)在80℃形成的乳状液,粘度仅为56.3和55.9mPa·s。该剂耐温性优良,0.1g/L和1g/L的该剂水溶液在280℃下处理96小时后,表面张力分别由33.4和32.8mN/m升至35.7和34.6mN/m。该剂不影响现用破乳剂的脱水性能。在辽河杜80区块兴隆台和馆陶层超稠油油藏37井次蒸汽吞吐中使用该剂,平均单井周期产油量增加579.5t,油汽比提高0.32,生产时间延长41.1天,回采水率提高31.6%。表5参4。     

风城超稠油双水平井蒸汽辅助重力泄油开发试验

风城油田超稠油黏度大、埋藏浅,常规开采难度大,采出程度低。借鉴国外类似油藏开发的经验,结合油藏自身特点,运用双水平井蒸汽辅助重力泄油(SAGD)开发技术,建立了重32、重37井区SAGD试验区。在实际生产中由于循环预热压差控制和管柱结构不合理,导致水平段连通性差,动用程度低,极易汽窜,生产波动大。为了提高开发效果,以强化精细地质研究为前提,应用三维地质建模研究储集层物性及隔层空间分布,精细认识油藏地质特点;对SAGD循环预热阶段进行总结梳理,认识到预热阶段核心调控技术是压差控制;在SAGD生产阶段,保证汽腔供液能力、注汽和采出三者的动态平衡是关键,对整个试验区不断探索、分析和总结,逐渐形成一套成熟的SAGD开发调控技术。     

注蒸汽后油藏火驱见效初期生产特征

克拉玛依油田红浅1 井区将火驱作为稠油油藏注蒸汽(蒸汽吞吐、蒸汽驱)后的一种接替开发方式,进一步提高原油采收率。通过油藏数值模拟、物理模拟等方法,研究了该种方式下次生水体对火驱进程的影响,并给出了火驱开发过程中一线生产井的5 个生产阶段及各阶段生产特征。结合矿场试验实际生产动态,分析了生产井见效初期的3 种产状及不同产状的形成机理。这对分析类似油藏的火驱动态具有重要意义。     

特、超稠油井井筒蒸汽参数计算

在分析国内外特、超稠油井注蒸汽过程中温度场计算方法的基础上,利用井筒多相垂直管流理论和能量守恒原理,建立了特、超稠油注蒸汽时井筒中蒸汽的温度、压力和干度分布的计算模型。采用经典的Orkiszewski方法对模型进行了求解,计算了汽液两相垂直管流的压力降;温度场计算假设油管中心到水泥环外缘是一维稳态传热,水泥环外缘到地层之间是二维非稳态导热;蒸汽干度计算中考虑了蒸汽热焓的变化。采用四阶龙格库塔方法编制程序耦合计算了蒸汽的参数。通过实测的蒸汽参数对比,所建模型的计算结果与现场实测结果吻合较好。     

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...