水平井双管注汽工艺技术

水平井双管注汽工艺技术采用内外管方式分别对水平井前端和末端注汽，井口配套工具采用双四通、双悬挂器，同时应用等干度分配器实现双管柱内的蒸汽流量控制及等干度分配，隔热方式为氮气隔热，经现场试验取得良好效果。双管注汽技术的研制成功表明该技术能够在井口实现注汽量的动态调整，使注汽利用率得到提高，有效改善了水平井的开发效果。     

双管注汽改善水平井吞吐效果机理分析

对影响水平井水平段动用不均的主要因素进行分析,分类总结了造成各种类型水平井水平段动用不均的因素.在此基础上,结合水平井双管注汽技术在辽河油田公司特种油开发公司2年来的实施效果,主要运用工程热力学和传热学原理,重点分析双管注汽时蒸汽在井筒内管和外管中流动的水力热力情况.论述水平井双管注汽技术改善水平井吞吐效果机理,指出了该技术的应用范围和参数优化方向等.     

超稠油水平井双管柱开采技术

为了解决水平井在超稠油蒸汽吞吐时溢流以及脱抽等问题,通过对目前的注汽管柱、采油管柱、采油泵以及井口进行优化及改进,成功研发了水平井双管柱开采技术,实现了在不动管柱的情况下,可以对蒸汽吞吐井注蒸汽闷井后直接进行采油的目的。该技术既能满足日常的采油要求,又能够保证注蒸汽及采油的安全性,对于现场的推广和应用有重要意义。     

双管注汽技术在稠油水平井开发中的研究应用

辽河油田稠油水平井均采用筛管完井,注汽过程中采用笼统方式注汽,受油层非均质及周边采出影响。蒸汽局部突进、水平段动用不均,测试资料显示水平井水平段动用不均的井约占80%.水平井段动用较好的约占总井段的1/3—1/2。针对辽河油田的中深层稠油油藏,为了减少热损失、提高隔热效果.采用同心管双管注汽,井口实现配汽量的调整。实施效果表明,采用双管注汽后.水平段动用得到较大幅度的改善。生产效益也得到了较大幅度的提高。     

稠油水平井蒸汽吞吐完井与注汽方式优化

为了解决稠油水平井蒸汽吞吐开发过程中存在的水平段储层吸汽不均衡、动用效果不理想的难题,基于单注汽点有效控制范围理论,优化了水平井完井、注汽管串结构,结合数值模拟方法,对优化的分段完井分段注汽方式与常规完井注汽方式的开发效果进行了对比评价。结果表明,优化的稠油水平井分段完井、分段注汽方式,实现了各单元独立、定量配注,消除了因分流作用和储层非均质引起的蒸汽分配不均衡问题,提高了蒸汽的有效利用率,改善了储层的动用效果。     

辽河金马油田水平井有效注汽技术

为充分挖掘油田的剩余油潜力,辽河油田采用水平井进行了二次开发试验。为提高水平井的生产能力,部分水平井采取蒸汽吞吐开发。为确保水平井注汽工艺的安全、高效实施,以蒸汽吞吐成熟工艺为基础,通过工艺优化,确定了适应辽河油田水平井注汽开发需求的工艺——管柱优化、双管注汽、多点注汽、降黏助排等,达到水平井注汽后高效生产的目的。     

水平井均衡注汽技术

水平井泄油面积大,是提高稠油油藏单井产量的有效技术。但由于注汽参数及储层非均质性的影响,常规注汽管柱注汽时水平井的吸汽井段长度只有50~70 m,而目前热采水平井的完井长度一般为200 m左右,因此常规的注汽工艺使130~150 m水平井段控制的储量不能有效动用。为了提高热采水平井的开采效果,胜利油田研究了水平井自动均匀注汽工艺,该工艺在研究设计自动均匀配汽器的基础上,根据注汽设备的能力和油藏 物性优化设计注汽参数及自动均匀配汽器的位置和个数,实现长水平井段的均匀吸汽,保证了热采水平井全井段的有效动用,提高了水平井控制储量的动用程度,不但提高了热采水平井的采油速度,也提高了采收率。     

稠油油藏水平井双管吞吐技术

针对稠油油藏水平井热采开发过程中水平段蒸汽沿程的吸汽量不同导致油层动用程度不均问题,进行了水平井双管吞吐技术研究.该技术从水平段跟端和指端同时注汽,并根据吸汽情况在井口对跟端和指端注汽量进行适时调整,解决了水平段吸汽不均问题.通过吸汽剖面和井底压力场的分布对比了水平井常规吞吐与水平井双管吞吐的区别,提出了水平井双管吞吐"卧8"字的势场分布模式.结合现场实例证明了水平井双管吞吐工艺的优势和可行性.     

水平井蒸汽吞吐注汽筛管位置调整时机优化研究

针对稠油油藏水平井蒸汽吞吐吸汽不均导致热效率低的问题,采用数值模拟方法,对非均质储层水平井段吸汽规律进行研究,分析了注汽筛管位置对水平井段吸汽规律的影响,引入温度变异系数对比多个周期水平段吸汽不均的程度,并提出了注汽筛管位置调整时机优化方法,根据温度变异系数先降后升的“V”字形变化规律,对比不同阶段调整注汽筛管位置对蒸汽吞吐采油的影响。结果表明:蒸汽吞吐初期温度变异系数不断下降,依据热力学加和性原理,该阶段吸汽较好的储层比热容升高,证明含水量不断增大,剩余油被大量采出,此时调整筛管位置无法充分动用高渗储层的剩余油;若在蒸汽吞吐后期调整筛管位置,则高渗区的油大量采出后至筛管调整前这一阶段,蒸汽注入后富集于高渗低含油区,热利用效率低;在温度变异系数达到最小值时,说明高渗段油藏体系比热容升至较高值,含水饱和度大,剩余油较少,此时调整筛管位置可改善非均质储层动用不均的问题,因此,温度变异系数达到最小值后越早调整筛管位置效果越好。将研究成果应用于乐安油田,通过温度变异系数方法选择时机调整筛管位置后,吸汽剖面更为均衡,平均日产油由上一周期的0.5 t/d提高至3.4 t/d。研究成果对改善蒸汽吞吐吸汽不均有指导意义。     

胜利油田孤东九区GD9-P3水平井注汽参数优化

针对胜利油田孤东九区西块油藏地质特征,开展了稠油油藏水平井注汽参数优化数值模拟研究.建立了地质模型,进行了生产动态历史拟合,对九区西块馆上段4砂层组Ng42层GD9-P3井注汽参数进行了优化.通过注汽参数优化,得到最佳周期注汽量范围在2000～2300t,最佳注汽速度为8.4t/h,最佳焖井时间为5～7d,最佳注汽干度...     

影响水平井蒸汽驱效果地质因素分析

以辽河油田某区块稠油油藏为例,通过数值模拟方法,系统研究了各种地质因素(地层倾角、渗透率、初始含油饱和度、油层厚度、油层深度和原油黏度)对水平井蒸汽吞吐转蒸汽驱的转驱时机以及对水平井蒸汽驱开发效果的影响。分析结果表明,影响较大的因素是初始含油饱和度、油层厚度以及原油黏度。该研究可为筛选稠油油藏水平井蒸汽驱开发的地质条件提供可靠的理论依据。     

超稠油水平井监测技术研究与应用

为提高水平井开发能力,开展了一系列水平井监测工作,包括水平段的动用程度、井间热连通形成情况,有效指导了水平井增产措施及组合式注汽实施;利用SAGD技术提高采收率是超稠油开发的一次革命,监测技术通过对蒸汽腔形成情况、井底的流温流压进行实时跟踪,有效指导SAGD科学调控,为先导试验成功提供必要支持。     

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     

稠油水平井注蒸汽热采时加热深度的确定

通过对垂直井、斜直井井筒温度分布规律的研究，推导出水平井注蒸汽热采时井筒温度分布的理论模型，并进行了解析求解，依据油品性质（包括地层热物性参数），计算出了不同产量、含水量，不同油层条件下的井筒温度分布，从而确定出油井在不同条件下的加热深度。     

乐安油田水平井蒸汽吞吐开采特征

结合乐安油田水平井蒸汽吞吐实践．阐述了水平井蒸汽吞吐开采的特点及主要影响因素，并对水平井的开采效果与直井进行了分析对比。研究表明：水平井比直井更利于改善和提高油田开采效果。     

稠油热采水平井均衡注汽技术研究

针对克拉玛依油田六、九区浅层稠油热采水平井两点式注汽方式造成的蒸汽分布不均、水平段油层动用不均的问题,结合目前国内稠油水平井吸汽能力分析模型,定性分析了目前注汽工艺影响开发效果的主要因素,建立了符合现场实际的两点式注汽水平段加热分析模型;研究使用自调节蒸汽配注器,实现了水平井水平段多点均衡配汽,改善了水平段动用程度,提高了水平井开发效果。     

深井薄层稠油油藏水平井注采参数优化设计

针对深井薄层稠油油藏注蒸汽散热效应较厚油层大的特点,在蒸汽吞吐增产机理分析的基础上,运用经济概算、数值模拟、分析类比方法,计算了热采水平井经济布井界限,重点对初期注汽强度、注汽强度周期递增量、初期排液量主要注采参数进行优化设计。研究结果为:水平井极限布井厚度为3 m,水平段长度200 m,位于油层中下部,初期注汽强度为12 t/m,将多个吞吐周期分为3个阶段,每个阶段的注汽强度周期递增量分别为20%,10%,0%,合理的注汽速度为10 t/h,初期采液量应控制在35 t/d。矿场应用取得很好的开发效果,该项研究成果为该类油藏的高效开发热采水平井提供了现场实施依据。