稠油热采老区蒸汽吞吐井经济极限累积产量关系式研究

采用动态财务净现值法,依据河南油田稠油蒸汽吞吐开采的投资及经营成本,结合稠油油藏蒸汽吞吐生产特点,导出了简洁实用的单井蒸汽吞吐经济极限累积产量关系式。在合理确定相关参数的基础上,测算了河南油田特薄层、薄层和中厚层稠油油藏蒸汽吞吐经济极限累积产量,为热采老区开发调整及动用特薄层稠油油藏提供了经济界限参数,可用以指导稠油油藏经济有效地合理开发,进一步提高稠油热采老区资源利用率。     

热采稠油油藏蒸汽吞吐经济极限油汽比计算

经济极限油汽比对蒸汽吞吐开发油田具有重要意义。目前蒸汽吞吐开发油田的单井经济极限油汽比采用中国石油天然气集团有限公司和全国储委油气专业委员会的标准值0.25,行业标准和国家标准没有具体的计算方法。基于投入产出平衡原理,按照相关因素法确定操作成本,推导得到蒸汽吞吐开发油田单井经济极限油汽比计算模型。以辽河油田区块A为例,计算不同油价、不同单井日产油量下的单井经济极限油汽比,绘制相应图版。评价产油量为2.5t/d、油价为90美元/bbl时,单井经济极限油汽比为0.082 3,目前该井油汽比仍大于单井经济极限油汽比,具有一定的经济效益,仍处于效益开发阶段。     

孤岛稠油蒸汽吞吐单元经济产量模型研究

孤岛油田随着采出程度不断加大,开采的难度也不断增加:一方面,油田的产量逐年递减,要维持现有的日产水平,每年都必须加大工作量的投入;另一方面,油田开采的边际成本也随各种投入要素、投入量及价格的上升而不断上升。这一状况必将愈来愈明显的作用于油田的整体开采效益上。     

大港油田孔102井蒸汽吞吐热采试验研究

为了开发孔102井馆陶组稠油，大港油田先后采用了螺杆泵举升工艺、油层化学吞吐＋螺杆泵举升工艺、油层防砂＋有杆泵电加热举升工艺3种冷采工艺方式，由于油稠、出砂等原因，均未获成功。为此，进行了蒸汽吞吐热采先导性试验，使该井恢复了正常生产，使评价工作得以顺利开展。介绍了该井试油和采用冷采工艺方式试采的情况，详细介绍了蒸汽吞吐的施工过程和效果。该井实施蒸汽吞吐的成功不仅对大港油田稠油油藏的热采开发提供了一种技术手段，而且对国内类似稠油油藏的开采也具有一定借鉴意义。     

稠油蒸汽吞吐阶段采收率计算公式研究

国内外尚没有一套系统的稠油注蒸汽开采计算采收率的方法。本文结合辽河油田稠油的地质特征和开发状况，在系统研究油层渗透率、原油粘度、净总厚度比和单层厚度的基础上，运用《价值工程》中的“功能重要度评价法”，优化出不同类型稠油油藏蒸汽吞吐阶段的采收率计算公式。通过辽河油田稠油已开发油藏、未开发油藏和国外蒸汽吞吐较为完整油藏的实际资料验证，该公式对于未开发油藏或油藏开发早期，缺乏动态资料的条件下，确定采收率     

稠油蒸汽吞吐热采技术

经过多年的研究与实践．热采稠油形成了以蒸汽吞吐为主体的开采工艺。近年来．随着蒸汽吞吐逐渐进入中后期．加之超稠油资源的开发动用，为了保证稠油油藏开发效果．辽河油田分公司在提高注汽质量，分层注汽提高油藏纵向动用程度、超稠油举升．化学辅助蒸汽吞吐，防排砂．套损井修复以及热采测试等方面进行有益的尝试．获得了比较理想的效果。     

稠油油藏蒸汽吞吐井注采参数系统优化

蒸汽吞吐热力采油的效果取决于由注采参数决定的注入蒸汽的热能利用程度。将蒸汽在地面管线、井筒及地层中的流动作为一个整体系统，在地面、井筒管流及油藏数值模拟研究的基础上，基于节点分析技术，建立蒸汽吞吐注入系统组合模型，提出蒸汽吞吐井注采参数整体系统优化的设计方法。考虑蒸汽吞吐井的注入、采出费用建立经济评价模型，用模拟退火算法优化注采参数。应用结果表明，采用此方法优选出的参数进行生产，可提高蒸汽吞吐井的热能利用率和开采效果。图2表2参8     

稠油油藏蒸汽吞吐井长效防砂技术

为进一步提高稠油蒸汽吞吐井的防砂有效期,从防砂工具、充填材料及充填工艺等方面对长效防砂技术进行了研究。根据充填口重复开关的思路设计了充填工具,并对其密封件的材料进行了优选,研制了长效防砂工具;利用多层覆膜方法研发了耐高温高强度覆膜支撑剂;采用多段塞充填工艺进行施工,形成了稠油油藏蒸汽吞吐井长效防砂技术。长效防砂工具密封件4轮次吞吐试验后,其压缩永久变形率小于55%、抗拉强度8.9 MPa、拉断伸长率102%,能满足蒸汽吞吐井防砂要求;耐高温高强度覆膜支撑剂耐温300 ℃,4轮次吞吐试验后固结强度7.1 MPa、渗透率96 D,完全满足蒸汽吞吐井防砂生产要求;多段塞充填工艺降低了防砂成本及后期处理难度。稠油油藏蒸汽吞吐井长效防砂技术在胜利油田11口井进行了现场应用,平均防砂有效期长达930 d,满足了蒸汽吞吐井对防砂的要求。      

稠油蒸汽吞吐阶段采收率计算公式研究

国内外尚没有一套系统的稠油注蒸汽开采计算采收率的方法。本文结合辽河油田稠油的地质特征和开发状况,在系统研究油层渗透率、原油粘度、净总厚度比和单层厚度的基础上,运用《价值工程》中的“功能重要度评价法”,优化出不同类型稠油油藏蒸汽吞吐阶段的采收率计算公式。通过辽河油田稠油已开发油藏、未开发油藏和国外蒸汽吞吐较为完整油藏的实际资料验证,该公式对于未开发油藏或油藏开发早期,缺乏动态资料的条件下,确定采收率,具有较强的适用性。     

重18井区浅层特稠油水平井蒸汽吞吐参数研究

重18井区油藏具有油层埋藏较浅,高孔、高渗、原油黏度较高的特征。稠油油藏水平井热采技术已经在重18井区现场得到广泛应用,但在生产过程中存在水平段吸汽不均匀、汽窜严重、油汽比低等问题,影响吞吐开发效果。以重18井区侏罗系齐古组三段为研究对象,利用油藏数值模拟方法,对该层位的稠油水平井在不同注采参数下吞吐3个周期的开发指标进行研究。并通过正交分析法简化油藏数值模拟设计方案,得到了重18井区J3q3层吞吐开采的最优注采参数:注汽强度12t/m、井底注汽干度0.75以上、注汽速度170t/d、焖井时间2d、单井配产液量20~25t/d、生产时间100d。     

稠油蒸汽吞吐开采非等温渗流产量预测模型

稠油蒸汽吞吐开采过程中,由于地层存在温度变化,渗流机理非常复杂。传统的蒸汽吞吐产能计算方法多采用Boberg和Lantz等温模型[1]。     

稠油热采蒸汽吞吐焖井压降过程分析

热采试井就是在蒸汽吞吐、蒸汽驱或火烧油藏等热采油井中进行的不稳定压力分析.在试井方法及原理基础上,根据热采井的焖井特性,建立了热采井焖井压降的二区复合油藏物理模型及数学模型,并得出了当地层的导压系数小于0.01时的解析解.根据KD29-13井的测井资料和油藏地质资料对该井进行压降解释,由解释结果可知,该井此次注蒸汽处理半径较小,地层渗透率较低,吸汽难度大.可以对该井进行黏土防膨胀处理,以增大注汽半径,扩大波及范围;同时从调整焖井时间和生产作业时间等方面采取相应措施,以达到减少热损失及提高热效率的目的.     

蒸汽吞吐稠油油藏动态石油地质储量计算方法初探

依据蒸汽吞吐稠油油藏注采特征曲线，当汽油比（ＳＯＲ）大于１－２．５时，曲线在半对数坐标上出现直线段。直线的斜率与静态石油地质储量密切相关，由此建立的经验方程计算稠油油藏动态石油地质储量，平均相对误差３．４８％。     

稠油油藏化学辅助蒸汽吞吐研究

稠油具有粘度高、密度大、流动性差的特点,此类油藏的开发主要以热采为主.目前,蒸汽吞吐仍是矿场上使用最为广泛的热采方法之一.以胜利油田草27地区馆陶组油藏为例,利用油藏数值模拟方法,优选出了适合该稠油油藏化学辅助蒸汽吞吐的方法,确定出了“蒸汽+N2辅助”、“蒸汽+CO2辅助”、“蒸汽十表面活性剂+ CO2+ N2辅助”方...     

辽河高升稠油油藏注蒸汽吞吐合理井网密度优选

高升油田为中深层稠油油藏，注蒸汽开采一般井底蒸汽干底较低，目前仍以蒸汽吞吐生产为主，分析了高升油田高三块目前井网密度和生产现状，通过数值模拟方法和油藏热平衡法，以目前井网，井距为基础，系统地对注蒸汽吞吐井网密度进行了研究，其结果表明：合理地钻加密吞吐井，可经济有效地提高采出程度。     

修正容积法确定稠油蒸汽吞吐开发的合理井距

方法 应用计算油气进质储量计算方法－－容积法、对实际采油量及最科采油油量进行脱气原油体积收缩量校正。目的 确定和评价蒸汽吞吐开发的合理井距。结果 该方法综合考虑了蒸汽吞吐降压开采过程中溶解气油比和原油体积系数的变化，可确定不同蒸汽吞吐开发阶段的合理井距。结论修正容积法确定稠油蒸汽吞吐开发的合理吉距具有参数取简便，计算简单的特点，与井距研究的其它该当具有可靠性及有效性。     

渤海油区稠油油藏蒸汽吞吐注采参数优化模型

渤海油区稠油资源丰富,已动用的稠油油藏以常规注水开发为主,采收率偏低,如何经济有效地开采这些稠油资源对渤海油区持续稳产具有重要意义。以渤海油区典型稠油油藏类型为研究对象,通过油藏数值模拟手段,优化不同地层原油粘度、油藏厚度、渗透率以及不同水体倍数的稠油油藏蒸汽吞吐的最优产液速度、焖井时间及注汽强度等关键注采参数。结果表明,对于不同地层原油粘度的稠油油藏,最优产液速度和注汽强度随地层原油粘度的增大而逐渐减小,最优焖井时间随地层原油粘度的增大逐渐增加;对于不同厚度的稠油油藏,最优产液速度、焖井时间和注汽强度均随油藏厚度的增大而增大;对于不同渗透率的稠油油藏,最优产液速度随渗透率的增大逐渐增大,最优焖井时间和注汽强度随渗透率的增大逐渐减小;对于不同水体倍数稠油油藏,最优产液速度和焖井时间随水体倍数的增大逐渐增大,最优注汽强度随水体倍数的增加先增大后减小。应用多元回归数学方法,得到蒸汽吞吐注采参数优化模型,并与数值模拟计算结果进行对比,误差在10%以内。     

累积油汽比法在蒸汽吞吐稠油油藏证实储量评估中的应用

辽河油区以稠油为主,在SEC储量评估方法中,尚未提及蒸汽吞吐稠油油藏的储量评估方法。因此,在该区提出了一种基于累积产油量与累积注汽量来求取证实储量的新方法,同时引入了蒸汽吞吐稠油油藏的注汽量和产油量2个重要参数,并以辽河油区杜229区块为例,证实了该方法的适用性和可行性,对其他同类型油田提供了一定的借鉴作用。     

低渗透稠油油藏水平井蒸汽吞吐开井阶段温度分布

低渗透稠油油藏开采中具有明显的启动压力梯度,启动压力梯度受流度影响。在油藏注蒸汽开采过程中,压力传播将受到储层内温度分布的制约,因此,开井生产阶段储层内的加热范围和温度分布情况的研究是确定油藏蒸汽吞吐极限动用半径的基础。文中运用马克斯-兰根海姆油藏热力学模型,建立了水平井蒸汽吞吐注汽阶段加热半径计算模型、焖井结束后加热区平均温度计算模型、开井生产加热区平均温度计算模型;在此基础上,又建立了开井生产阶段温度分布计算模型,研究了低渗透稠油油藏水平井蒸汽吞吐开采阶段加热区内温度分布特征。分析表明:相比天然能量开采,注蒸汽开采将增大水平井的极限动用半径;在水平井蒸汽吞吐生产阶段,沿着水平井段的径向方向,渗流过程转变为变启动压力梯度的流动形式,其压力传播特征与定启动压力梯度的非达西渗流特征存在不同。