稠油热采油藏一体化设计研究与应用

根据油藏动态对注汽工艺和井筒举升工艺进行优化设计，是提高稠油油藏开发效果的重要手段。油藏动态是注汽工艺、举升工艺设计的基础，而注汽工艺、举升工艺又影响着油藏动态。因此，注、采工艺与油藏动态相互联系、相互影响，对三者分开设计会造成注、采工艺与油藏动态之间的不匹配，现场操作性差，实施效果不理想。为此，研究了注汽工艺、油藏动态和井筒举升工艺一体化设计技术。现场应用表明，该方法充分考虑了现场工艺的实际条件，设计的结果更科学，操作性更强。     

水平井在稠油热采油藏中的应用

孤岛油田Ng6稠油油藏储层发育差，油层薄，边底水能量充足，采用直井开发含水上升快、采出程度低。应用水平井和直井联合部署井网进行蒸汽吞吐开发，取得了较好的开发效果，为水平井蒸汽吞吐开发稠油油藏技术的不断发展和完善提供了宝贵的经验。     

试析稠油油藏热采水平井均衡采油方法

稠油,作为一种高粘度、大比重的原油,在国内有着巨大的存储量,早已是全球生产稠油的重要国家之一.伴随着现代科技水平的不断提升,关于稠油油藏方面的开采技术水平早已发展成熟.现阶段,使用热力开采法进行稠油油的藏开采是主要的方式,该技术的工作原理主要是通过加热的方法降低油层当中稠油的粘度,常见的方法有两种:蒸汽吞吐法、电热法....     

特稠油,超稠油油藏热采开发模式综述

方法利用水平井热采模式．对特、超稠油油藏进行开采。目的改善开发效果，提高经济效益。结果对油层厚度小于5m的特、超稠油油藏不宜采用水平井热采；对油层厚度在5～10m的特稠油油藏或油层厚度大于10m的超稠油油藏，可采用水平井蒸汽吞吐和蒸汽驱开采；对原油粘度大于5×104mPa·s的超稠油油藏，适用蒸汽吞吐开采；对油层厚度大于20m，原油粘度大于20×104mPa·s的超稠油油藏，必须采用蒸汽辅助重力泄油技术。结论对已投入蒸汽吞吐的特稠油油藏，尤其是处于中后期吞吐阶段的区块，应采用蒸汽加氮气泡沫驱及现有在井与水平共组合蒸汽驱模式；对尚未开发的特、超稠油油藏，应采用水平井注蒸汽热采模式及其它新技术。     

稠油油藏热采水平井均衡采油新方法

热采水平井技术在稠油油藏开发中已得到广泛应用,但由于储层的非均质性,导致水平段流量剖面不均匀,影响了稠油油藏热采水平井的开发效果。为此,提出了采用中心管变密度打孔以实现稠油油藏热采水平井均衡采油的新方法。通过对实际储层渗流压降、泄油孔节流压降、中心管管流压降进行耦合,建立了稠油油藏热采水平井均衡采油数学模型,确定了模型的求解方法,并结合实例进行了优化设计。结果表明,通过优化热采水平井中心管泄油孔密度分布,可有效调节水平段流量剖面,从而实现热采水平井的均衡采油,改善稠油油藏储量动用程度。     

月东稠油油藏开发经济评价及经济效果分析

在开发地质方案研究的基础上，同一套适合海上稠油油田开发的经济评价方法，并在月东稠油油藏开发各种技术方案的基础上，对开发指标和经济指标进行了经济分析。结果表明：在现有经济条件下，油价为1400元／t时，具有开采价值。     

提高胜利油区稠油热采收率技术研究

对胜利油区的稠油资源进行了分类评价,指出胜利油区稠油油藏类型的复杂多样性;在分析该区稠油注蒸汽热采开发形热的基础上,认为稠油热采所暴露的主要矛盾是：已开发区块基本进入高轮次吞吐阶段,面临如何确定下步开发方式及提高采收率问题;而尚未开发的新区大多属于超稠油,低渗,薄层或深层等开采难度较大的低品位油藏。     

利用泡沫改善稠油热采油藏多轮次吞吐后开发效果的技术研究

稠油热采油藏伴随着吞吐周期的增加,生产效果变差,表现为周期产油量大幅降低,含水高,油汽比低。为此开展了伴蒸汽注入泡沫体系提高多轮次吞吐后开发效果技术研究。对多孔介质条件下影响泡沫体系封堵调剖性能的因素（温度、矿化度、气液比、浓度）进行了研究;利用一维物模试验和二维物模试验对泡沫体系提高多轮次吞吐后稠油开发效果进行室内研究;对泡沫体系注入时机、注入方式进行研究;对不同方式提高采收率和降低产出液含水率进行对比。室内研究和现场试验表明,高温复合泡沫体系可有效改善多轮次吞吐后稠油油藏开发效果,是进一步提高稠油热采油藏采收率的有效手段。     

热采技术在扶余油田稠油油藏开发中的应用

热采技术在改善扶余油田难采区块(利用常规注水不见效或注不进水且原油粘度较大区块)及水平井能量补充的一些有效做法。从热采区块的筛选、热采方案的制定、配合热采所形成的一些技术、水平井蒸汽吞吐等都作了较为详尽的总结。热采技术在扶余油田大规模的应用,为扶余油田难采区块的开发及水平井能量补充开辟了新的途径,为扶余油田重上100万t奠定了坚实的基础,并为吉林油田其它类似区块的开发提供了宝贵的经验。     

已开发稠油油藏水平井热采经济评价

方法利用数值模拟法，对齐平1井进行动态历史拟合与生产预测，并从钻井成本、地面建设费用、税收及油价等方面．对已开发稠油油藏─—齐40断块的齐平1井及其假设直井进行经济评价。目的利用水平井技术改善已开发稠油油藏的开发效果。结果水平井的投资为直井的3．35倍，产油量为直井的3．29倍，按油价1020．0元/t计算，净现值是直井的5．04倍。结论在目前钻井成本和油价条件下，利用水平井开发已开发稠油油藏，必须争取部分优惠政策。就辽河油区而言，每生产1t油减免47．2元，则可盈利；而直井即使每吨油税金全部减免，仍然亏15．9元。     

稠油热采项目经济评价方法探讨

方法 动用动态的现金流量经济评价方法,对稠油热采项目进行评价。目的 探讨适合于稠油热采项目的经济评价方法,提高项目决策的科学性。结果 研究表明,稠油热采项目的经济评价方法必须结合该类项目的技术经济特点。结论 在“一切以经济效益为中心”的今天,在对拟稠油热采项目进行资源评价、开发评价、工程评价的基础上,必须结合其技术经济特点,对其投入产出进行计算,分析论证该项目的财务可行性和经济合理性,为项目的科学     

中国稠油热采开发技术与发展方向

稠油是重要的石油资源类型,实现稠油资源持续、高效开发,对保障国家能源安全具有重要的现实意义。针对中国热采稠油的主要特征进行了分析和总结:在地质和油藏特征方面,中国稠油油藏类型多、埋藏深、油层薄、储层非均质严重、油水系统复杂;在组成特征方面,胶质和沥青质分子之间相互作用形成空间网状结构导致稠油黏度大;在流变特性方面,稠油存在临界温度,当温度大于临界温度时,稠油流变行为呈现牛顿流体流变特性,当温度小于临界温度时,稠油流变行为呈现具有屈服值的宾汉流体特征;在渗流特征方面,稠油在地下渗流呈现非达西渗流特征,存在启动压力梯度,其受温度、储层渗透率、地层原油黏度及沥青质含量影响。综述了国内外稠油开发技术现状,详细阐述了蒸汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽辅助重力泄油(SAGD)、火烧油层、热复合开发等技术的主要机理、适用条件、应用实例、存在问题和发展方向,蒸汽吞吐仍是稠油热采的主要方式,蒸汽驱是蒸汽吞吐后有效接替技术之一,SAGD技术在引进吸收中取得重要进展,火烧油层成为大幅度提高采收率的重要技术,热复合开发技术实现难采稠油高效开发。研究结果表明,未来稠油开发需要发展高质高效的热力开发技术,协同采收率和油汽比"双目标"最大化,持续加强油藏描述、动态监测和注采调控,积极探索产热方式转变,从而实现稠油效益开发和绿色低碳发展。     

稠油油藏水驱转热采工艺可行性分析

胜利油区水驱稠油油藏经过多年的注水开发，由于原油粘度的增大和剩余油分布的高度分散，导致开发后期采油速度低、产量低，严重限制了油藏采收率的提高，因而必须寻找合适的接替技术。中外水驱转热采的实践经验证明，热采技术的高温蒸汽降粘和超覆作用等手段可大幅度提高水驱后稠油油藏的采收率，解决水驱开发无法解决的降低原油粘度和提高波及体积等问题。水驱转热采适合于埋藏深度小于1400m的普通稠油油藏，可大幅度提高原油采出程度。胜利油区的油藏条件完全符合水驱后转注蒸汽的筛选标准，具有广阔的应用前景。     

考虑热损失的稠油热采三区复合油藏试井模型

常规的稠油热采复合油藏试井模型分析结果与实测曲线拟合效果不佳.因此,根据注蒸汽开采地层温度的分布特点,建立了考虑热损失的三区复合油藏试井模型,推导出了其在Laplace空间的解析解,通过Stehfest数值反演获得了试井样板曲线,并讨论了主要油藏地质和工程参数对样板曲线的影响.分析表明,考虑热损失时,蒸汽区半径对典型曲线的影响很小,过渡区半径主要影响第三平台出现的时间,以及蒸汽区和过渡区半径的差值影响第二平台是否出现;蒸汽区与过渡区的导压系数比主要影响压力导数曲线第二平台之前是否出现波峰;蒸汽区与冷油区的导压系数比主要影响压力导数曲线第三平台之前是否出现波峰.基于热损失的稠油热采三区复合油藏试井分析明显改善了拟合程度,有助于稠油油藏的精细描述.     

陆上A稠油油藏蒸汽吞吐开发效果评价及海上稠油油田热采面临的挑战

对陆上A稠油油藏采用蒸汽吞吐开采方式的现场试验结果进行了分析,对其开发效果进行了评价,并对其采收率进行了预测,以期为即将进行的海上稠油油田热采提供指导.指出了海上稠油油田热采面临的挑战.     

稠油热采多分支井蒸汽分配计算模型

稠油油藏采用多分支井进行注蒸汽热采时,由于每个分支所处地层的吸汽能力不同,所需的蒸汽流量也不同。基于节点分析系统理论和微元段思想建立了蒸汽分配计算模型,实现了数学解法并进行了应用分析。根据蒸汽沿程热损失分布模型及点分流模型及各个分支所在地层的油藏参数,计算了蒸汽在垂直段、弯曲段的沿程热损失及各分支水平段的地层吸汽指数和蒸汽流量,为稠油油藏多分支井热采参数设计提供了理论参考依据。     

复合热采技术在稠油油藏开发中的应用

金家油田地处于东营凹陷西南边缘斜坡带,油藏原油粘度高、敏感性强,常规蒸汽吞吐热采开发难以动用。针对强敏感性稠油的开发难点,提出了蒸汽、气体、降粘剂、粘土稳定剂复合热采工艺技术,通过研究各要素的作用机理,借助于多种因素的协同作用,形成了适合于此类油藏的复合采油技术,并采用数值模拟技术进行了复合热采工艺参数的优化。现场应用结果表明,复合热采工艺在金家油田获得了较好的开发效果,有效解决了该地区油藏开采难度大的问题。     

提高热利用率在海上稠油热采开发中的地位

结合陆地稠油热采技术,研究了适合我国海洋稠油热采的方式。认为海洋稠油热采开发评价指标应该包括平台生产寿命周期、平台空间分布、热利用率、注采井网、注汽时机及方式转变、热采经济性等。对于海洋常规稠油热采可依次选用蒸汽驱、汽水交替注入与热水驱等热采方式,可以采用反七点或反九点井网,使得在乎台安全生产期内采收率高,经济效益好。