过热蒸汽吞吐开采界限及注采参数优化研究

过热蒸汽吞吐相比普通湿蒸汽吞吐能够大幅度提高浅薄层超稠油油藏的开发效果,是提高该类油藏采收率的有效途径。建立浅薄层超稠油油藏三维地质模型,进行过热蒸汽吞吐数值模拟研究,确定了不同油层埋藏深度和油汽比条件下的厚度下限;研究原油产量与原油粘度的关系,确定了过热蒸汽吞吐原油粘度上限,并进行注采参数优化研究,优选出最佳的周期注汽量、注汽速度、焖井时间和最大排液量。从井楼油田过热蒸汽吞吐试验区的实施效果看,取得了显著的成效,大大增加了该类油藏的技术可采储量。     

稠油油藏蒸汽吞吐采收率确定方法

通过研究稠油油藏有关参数及井网密度与蒸汽吞吐采收率的关系,利用回归方法及多种公式对比,确定出一种新的蒸汽吞吐方式下的采收率预测公式.与其它公式相比,该公式考虑到井网密度对采收率的影响程度,具有较强的实用价值.     

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。     

应用试井方法确定蒸汽吞吐最佳焖井时间

方法　以蒸汽吞吐二区复合数学模型及推导出的该模型的解为基础 ,结合 TPS90 0 0型动态监测仪测得的压力、温度数据 ,提出一套确定最佳焖井时间的分析技术。目的　通过确定最佳焖井时间 ,提高蒸汽吞吐的开发效果。结果　通过建立二区模型的数学模型 ,在试井温度、压力数据的基础上 ,利用霍纳法和 MDH法进行分析 ,确定二区模型中蒸汽已在加热带消失 ,全冷凝成水 ,并且压力已稳定的时间即为最佳焖井时间。结论　应用该方法对曙 1- 35 A- 844井进行试井资料解释 ,解释结果与实际情况吻合较好 ,说明该方法切实可行。     

多井整体蒸汽吞吐在超稠油开采中的初步应用

以曙-区杜84断块曙1-38-7030井组为例，系统地论述了利用多井整体蒸汽吞吐技术改善超稠油开发效果的原理及开发程序。通过对多井整体蒸汽吞吐机理的研究。综合分析了该项技术在超稠油开发中的可行性和必要性，提出实施的前提条件和具体的操作程序，在生产实践中见到了明显效果。实践证明。多井整体蒸汽吞吐是改善超稠油中，高轮次吞吐效果的主要手段之一。为辽河油区超稠油油藏以及其它地区类似油藏的开发提供了借鉴。     

中深层稠油油藏蒸汽吞吐开发的合理井距探讨

方法应用客积法、产量特征法和数值模拟法，对辽河油区杜66块、齐40块、高3块三种典型的稠油油藏蒸汽吞吐开发合理井距及经济极限井距进行了计算研究。目的有效地提高储量动用程度，提高蒸汽吞吐阶段采收率；为同类油藏的合理开发提供依据。结果利用容积法计算杜66块、齐40块、高3块的合理开距分别是123．3、125．0、105．4m；利用产量特征法计算三个区块的合理井距分别是111.6、109．5、113．0m；利用数值模拟法计算三个区块的合理井距分别是100、100、1051。结论三种计算方法适用可行；综合确定三个区的经济极限井距分别为86．7、89．9、67．7m；在目前正方形井网格局已定的情况下，杜66块、齐40块、高3块的合理井距分别是100、100、105m。     

乐安油田南区蒸汽吞吐后期开采方式研究

采用油藏数值模拟的方法．对乐安油田南区稠油油藏蒸汽吞吐末期拟采用的继续蒸汽吞吐、转蒸汽驱、热化学驱、火烧油层及加密井网开采等提高可采储量与采收率的开采方式方案进行了可行性研究．在此基础上筛选出了合适的开采方案，为有效开发该区的剩余储量提供了指导，同时也为其他同类油藏的开发提供了借鉴。     

蒸汽吞吐阶段加密井网可行性探讨

现有的蒸汽吞吐油藏，油层动用程度很不均匀，只有40%-65%，而且吞吐井的蒸汽波及范围只有25-50m，目前的141m井网，难以提高油藏采收率，可通过加密井网的方式，达到提高油层动用程度及采收率的目的。     

浅薄层稠油油藏资源二次利用的一种方法—加密井蒸汽吞吐

由于河南油田稠油油藏具有“浅、薄、稠、散”的特点，所以蒸汽吞吐平均6个周期后，开发指标和经济指标明显降低。蒸汽吞吐后剩余油分布为：100m×141m及五点法并网，剩余油分布较为集中，100m×100m反七点法并网，剩余油分布零散；经济分析结果表明：浅薄层稠油油藏加密井吞吐单井的经济极限产量为1200～1500t，当油层厚度大于5.0m、纯总厚度比大于0.5，以及单井控制死油区面积大于0．5×10－2km2，且死油区离边水距离大于150m时，可进行加密，加密井蒸汽吞吐采收率可达14％左右。不同并网的加密方式为：100m×141m及五点法井网，采用直并加密方式；100m×100m反七点法并网，采用水平并加密方式。     

蒸汽吞吐开采方法

综述蒸汽吞吐方法又叫周期性注汽或循环注蒸汽方法,是一种相对简单成熟的注蒸汽开采技术,也是目前稠油开发的主要技术,自美国于1960年实施蒸汽吞吐方法取得成功以来,它经过几十年的发展,已经成熟、配套,在美国、加拿大、委内瑞拉等国广为应用,也是我国主要的稠油热采方法。     

关于蒸汽吞吐开采中焖井的几个问题

关井焖井是稠油油藏蒸汽吞吐开采中的一个必要环节。长期以来,人们对于焖井时间的确定主要依靠现场的经验,没有一个可靠的理论依据。另外,对焖井时间与加热带大小影响的认识也比较模糊。应用油藏工程、热传递基本理论剖析了焖井过程中油层和蒸汽的能量变化,推导出确定合理焖井时间的计算公式和焖井结束后加热半径的计算公式。这对重新认识焖井过程有积极的理论意义。     

蒸汽吞吐井流入动态预测

该文用油藏数值模拟方法研究蒸汽吞吐井的流入动态，通过分析吞吐井的生产特征，设计出各动态参数的变化形式，在对草平１井进行历史拟合的基础上，计算出不同注入和采出方案下的动态，并进行回归，得到流入动态关系，最后与草平１井第二吞吐周期实际动态进行了对比分析。     

基于稳态Fourier定律的过热蒸汽吞吐焖井时间计算方法

基于普通蒸汽吞吐提出的合理焖井时间计算方法对过热蒸汽吞吐不适用。利用稳态Fourier导热方程,建立了合理焖井时间计算模型。研究了目标区块9口井的合理焖井时间和不同影响因素对焖井时间的影响。研究表明:合理焖井时间计算值与CMG结果相对误差小于1%;过热度是影响焖井时间的最主要因素,焖井时间随过热度增加迅速增加;焖井时间对注汽强度变化不敏感。焖井时间计算模型对实施过热蒸汽吞吐的油田合理安排生产进度具有重要参考意义。     

稠油过热蒸汽开采装置

本装置是中油（国际）阿克纠宾油气股份公司在哈萨克斯坦进行肯基亚克盐上稠油油藏注过热蒸汽吞吐试验时由中国石油集团工程设计有限公司科技开发中心（即北京迪威尔公司）研发出来的。肯基亚克盐上油田是一个有着40年开发历史的老油田，     

超稠油氮气、溶剂辅助蒸汽吞吐开采技术研究

对辽河油田杜32块起稠油油藏进行提高蒸汽吞吐开采效果的综合研究，从机理、室内实验、数值模拟等方面研究氮气、溶剂辅助蒸汽吞吐开采技术。筛选出高效溶剂，测试驱油效率，根据数值模拟结果，提出注1／3溶剂段塞加氮气辅助蒸汽吞吐开采可以使采收率增加4．0%，增油成本为436元／t，为超稠油油藏的有效开发提供了理论依据。图3表3参23     

蒸汽吞吐加密井动态分析及废弃油藏条件预测方法

为实现大洼油田洼38块蒸汽吞吐井网加密调整．对蒸汽吞吐加密井极限油藏条件进行了分析，得出了不同井距井蒸汽吞吐周期间产油量、平均日产油、油汽比的递减规律,利用加密时油层压力与采出程度和累产油的关系曲线，回归出了不同时期加密井产量计算公式．并对不同区块、不同时期加密井动态计算方法及相应的经验公式进行了改进和验证；在此基础上，对蒸汽吞吐废弃油藏条件进行了预测。     

王庄油田蒸汽吞吐开采方式数值模拟

为了提高王庄油田稠油蒸汽吞吐开发的热利用率和最终采收率,应用该油田的实际地质资料建立了主力油层正韵律、复合韵律等多种地质模型,使用NUMSIP注蒸汽采油的三维三相多组份模拟软件对其进行了分层开采与合层开采蒸汽吞吐的数值模拟研究,认为该油田分层开采好于合层开采。     

稠油油藏蒸汽蚕吐采收率确定方法

通过研究稠油油藏有关参数及井网密度与蒸汽吞吐采收率的关系，利用回归方法及多种公式对比，确定出一种新的蒸汽吞吐方式下的采收率预测公式。与其它公式相比，该公式考虑到井网密度对采收率的影响程度，具有较强的实用价值。     

胜利油区稠油蒸汽吞吐开采井网加密技术经济界限评价方法

应用数值模拟方法，对影响注蒸汽吞吐加密参数进行了研究，以建立一套评价胜利油区蒸汽吞吐加密开发效果和加密可行性的方法，现场应用表明，所建立的加密评价方法，包括了不同的地质和开发参数，增加其合理性，同时为中后期评价加密可行性提供了可靠的依据，该评价方法不仅适用于油田的评价，而且适用于井组的评价。     

潜山油藏水平井立体井网井距调整方法

均衡驱替是注水开发井网设计的基本原则。对于以中高角度裂缝发育为主、纵向油层厚度大的潜山油藏,流体重力作用对立体井网均衡驱替有显著的影响。基于渗流理论,以水平井立体五点井网为例,建立了考虑重力作用时生产井见水时间的公式,给出了均衡驱替时注采井距公式,并选取油藏参数计算了均衡驱替时中心水平井的位置;同时,利用数值模拟方法对水平井立体五点井网中心注水井所在的位置进行了优化。结果表明:计算结果与数值模拟优化结果误差为4.73%,在实验允许的范围内,验证了计算公式的可靠性;随着中心注水井逐层上移,纵向上各生产井见水时间差先减小后增大;当注水井S2位于第6层时,生产井S1和S3见水时间差达到最小,实现了均衡驱替,此时采出程度最高,达到42.52%,比S2井位于11层时提高3.84%;均衡驱替时注水井S2到生产井S1和S3的距离之比为2.95。通过调整注水井的位置,减弱了重力作用造成的非均衡驱替,改善了开发效果。