深层块状特稠油油藏蒸汽吞吐后期转换开发方式研究

以W油藏为研究对象,应用数值模拟方法对深层特稠油油藏蒸汽吞吐后期转换开发方式进行研究。研究结果表明,该油藏适合双水平井重力泄水辅助蒸汽驱开发,最佳注采参数为：注汽速度240t/d,采注比1.2,井底干度大于50%。该成果对深层稠油油藏吞吐后期进一步提高采收率具有重要指导意义。     

低渗稠油油藏蒸汽吞吐注采参数优化设计及图版制作

为了根据油藏地质条件迅速设计最佳的注采参数,以河南油田某低渗稠油区块为例,首先利用正交试验确定油层厚度、储层渗透率、原油粘度以及裂缝半长这4个主控因素的敏感性大小,其次,通过建立不同主控因素组合理论模型,优选出每种组合下最佳注汽强度、注汽速度、产液强度和焖井时间,最后利用多项式回归插值方法制作相应的图版。结果表明：粘度对吞吐效果影响最大,根据原油粘度将图版分类,得到不同粘度下注采参数与渗透率、油层厚度的关系;在优化注汽强度时,增产油汽比应该高于极限油汽比;现场人员利用该图版可以快速确定最佳的注采参数。     

海上稠油油藏井组蒸汽吞吐参数优选研究

为优化海上稠油油藏井组蒸汽吞吐相关参数,以渤海海域某稠油区块一井组为研究对象,充分考虑海上稠油热采配套工艺特点,以稠油热采数值模拟理论为基础,运用油藏数值模拟软件研究水平井长度、注采参数及注蒸汽顺序与时机对海上稠油蒸汽吞吐开发效果的影响。结果表明:该井组蒸汽吞吐开采时合理的水平井长度为300 m;合理的注采参数为第一周期注汽强度20 t/m,周期注汽量递增率为15%,注汽速度为250 m3/d,井底蒸汽干度为0.5,蒸汽温度为340℃,焖井时间为5 d,产液速度为200 m3/d;先注控制储量较高的井排,再注控制储量较低的井排且井排叠合率为0时蒸汽吞吐开发效果最好。     

大庆西部稠油水平井蒸汽驱数值模拟研究

大庆西部斜坡江55区块油藏埋藏深度浅,油藏温度低,油层厚度比较薄,直井冷采产量很低,因此开发该油藏的比较可能的开采方式为水平井蒸汽驱和水平井蒸汽吞吐。为了改善其开发效果,针对水平井蒸汽驱,应用CMG数值模拟软件在三维地质建模的基础上对注采参数进行了优化。通过改变井距、水平段长度、采注比、蒸汽干度、注汽速度等生产参数,预测开发效果,对比生产效果确定合理的生产参数。结果表明:水平井水平段长度300 m时蒸汽驱总体效果比较好;蒸汽干度要达到0.4之上;蒸汽吞吐三周期之后转蒸汽驱效果最好;井距越大,采出程度越低;油层越厚,采出程度越高。     

海上稠油油藏蒸汽吞吐注采参数正交优化设计

以渤海油田某稠油油藏为典型区块,根据海上油田特点建立基础方案,运用正交试验设计和数值模拟方法对该区块蒸汽吞吐过程中的注汽强度、注汽速度、井底蒸汽干度、蒸汽温度、焖井时间和产液速度进行研究,并采用直观分析法和方差分析法对试验结果进行分析。结果表明,该区块蒸汽吞吐的最优生产方案为注汽强度为20t/m,注汽速度为250m3/d,井底蒸汽干度为0.5,蒸汽温度为340℃,焖井时间为5d,产液速度为200m3/d,并得到了各注采参数对开发效果的影响程度大小依次为注汽强度井底蒸汽干度产液速度注汽速度蒸汽温度焖井时间。该结果对于海上矿场蒸汽吞吐注采参数的优化具有一定的指导意义。     

浅薄层稠油油藏水平井蒸汽吞吐注汽参数分析

随着稠油开采技术的发展,水平井在浅层稠油开采上的应用规模逐渐扩大。为高效开发浅薄层稠油油藏,应用数值模拟方法及灰度关联分析方法研究了浅薄层稠油油藏蒸汽吞吐注汽参数的敏感性。研究结果表明,水平井蒸汽吞吐注汽参数敏感性排序为:注汽强度>蒸汽干度>焖井时间>注汽速度。并在此基础上,优化了某浅薄层油藏的注汽参数,优化结果为注汽强度14 t/m,蒸汽干度大于等于0.5,焖井时间为2～4 d,注汽速度300 t/d时,每周期注汽量较上一周期递增10%左右。该研究成果对此类油藏的高效开发具有重要的意义。     

准噶尔盆地春风油田薄浅层超稠油水平井蒸汽驱试验

 针对准噶尔盆地春风油田多轮次蒸汽吞吐后开发效果变差、亟需开发接替技术的难题,立足于春风油田埋藏浅、高孔高渗、地层平缓、温度低、储集层薄、地下原油黏度高、热采水平井整体开发的油藏条件,开展了水平井蒸汽驱先导试验.试验区动用地质储量102×10⁴ t,部署注汽井5 口,对应21 口油井,注汽井、生产井均为水平井,井距100 m,排距140 m,水平段长度200m,注汽速度5 t/h,采注比1.2.钻打了3 口观察井,实时监控油层温度、压力.试验已历时19 个月,从单井日产油量、含水、阶段采出程度、地质储量采出程度等开发指标对比分析看,蒸汽驱见效明显.在考虑稠油递减规律的前提下,蒸汽驱比蒸汽吞吐产量增幅为48%.证实,薄浅层超稠油水平井蒸汽驱技术切实可行.试验过程中形成了"立足高温微汽窜采油"的开发理念和动态监控体系、水平井高温汽窜治理、水平井蒸汽吞吐引效、大斜度注采一体化泵等配套技术.     

热采双管水平井改善稠油油藏加热效果研究

平行双管与同心管注汽技术是为解决水平段吸汽剖面不均而提出来的稠油水平井完井新方法。采用稳态实验方法,进行了多孔介质中稠油的渗流特征实验。在获取了零启动压力梯度拐点温度的基础上,研究了水平井双管分段注采对水平段吸汽剖面的影响。结果显示,实验测得的两种稠油油样在油藏条件下的零启动压力梯度的拐点温度分别为72℃,65℃。储层与流体物性参数、注汽方式以及注汽参数等均对双管注汽开发效果有所影响,其中水平段的沿程非均质性、注汽方式、周期注气量、蒸汽干度和盲管段长度影响较大。当盲管段长度较小时,纵向加热半径也较小,此时A、B两段注入的蒸汽发生窜通的可能性较大。     

蒸汽吞吐水平井注汽强度优化设计与应用

通过油藏数值模拟方法研究了蒸汽吞吐方式下注入蒸汽对水平井的作用机理。认为注汽参数中,注汽强度的大小直接影响到水平段加热半径扩展的范围、井筒的吸汽状态和水平段有效加热长度;同时注汽强度还决定了后期的蒸汽作用方向。通过典型油藏离散化数值模拟模型的注汽强度计算,针对性地提出蒸汽吞吐水平井在不同油藏条件下,合理注汽强度的优化设计原则,并在现场开展了增大注汽强度试验,应用后取得了较好的效果。     

超低渗透致密油藏水平井井网优化技术研究

鄂尔多斯盆地具有丰富的超低渗透油藏资源,开发潜力巨大,但由于其储层物性差、非均质性强等特点,直
井大幅度提高单井产量难度较大。针对超低渗致密储层特点,以建立有效驱替压力系统为目标,利用矿场实践、油藏
工程和数值模拟综合方法对水平井井排方向、井网形式、水平段长度、裂缝参数组合型式和注采井距参数等方面进
行了研究,研究结果表明：以直井与水平井联合布井的交错排状七点井网布井方式、哑铃型布缝、人工压裂缝密度2
条/（100 m）、水平段长度在700∼800 m、注采井距700∼800 m、排距150 m 时,超低渗透致密油藏水平井初期平均单井
产量约为8.0 t/d,达到直井平均单井产量的4 倍左右,研究成果可以指导超低渗透致密油藏的经济、高效开发。     

边水稠油油藏水驱后蒸汽吞吐方案设计

注水开发多年的具边水的普通稠油油藏的原油粘度高、流度比大 ,加之油藏非均质及边水入侵的影响 ,其注水开发效果较差。到含水高于 90 %时 ,仍有大部分原油未开采出来 ,因此 ,有必要转换开发方式 ,进一步提高采出程度。针对以上问题 ,应用黑油模型和热采模型 ,在对水驱阶段历史拟合和现代油藏工程评价的基础上 ,从筛选标准、吞吐试采产能及吞吐模拟等方面评价了注蒸汽热采的可行性 ,并用正交设计分析方法优选了吞吐注汽参数。结果表明 ,该类油藏由注水开发转为注蒸汽开采 ,可以有效地提高采出程度。这种设计方案为相似类型稠油油藏的开发提供了一套较为完善的借鉴方法。     

延安组底水油藏水平井参数优化

 水平井技术在延长油田底水油藏中的应用尚处于矿场试验阶段.目前,在该类油藏实施的几口水平井开发效果差异较大,水平井各项主要技术参数是影响其开发效果的关键.通过定量分析和评价确定水平井主要技术参数的范围及大小,可提高该类油藏水平井的开发效果.在D4927区块油藏地质研究基础上,应用数值模拟方法,对水平井的井网形式、水平段长度、水平段垂向位置、注水时机、配产配注、指标对比等开发参数进行模拟优化,通过考查日产油量、累积产油量、综合含水等主要技术指标,定量分析了优化后的效果,确定了延安组底水油藏水平井参数最优方案.     

注采参数对馆陶油层SAGD生产的影响研究

辽河油田根据自身条件首创性地提出了直井-水平井组合式SAGD开发方式,并进行了先导矿场试验。以辽河油田杜84块馆陶油层直井-水平井SAGD先导试验区为研究对象,运用油藏数值模拟软件研究了采注比、注汽速度、蒸汽干度等注采参数对直井-水平井SAGD开发效果的影响。综合考虑SAGD开发阶段的经济效益和油藏的采出程度,优化得到了合理的注采参数范围。并且,针对直井-水平井SAGD开发过程中可能出现的汽窜问题,提出了预防和控制措施。研究结果可以为类似稠油油藏采用直井-水平井组合SAGD开发方式提供理论参考。     

考虑启动压力梯度的断块油藏CO2/N2复合气体吞吐注采参数优化

冀东油田高12断块油藏砂体规模小、渗透率较低、难以建立有效驱替关系,注入压力高,注水困难,水驱开发效果较差,但油藏温度和压力较高,适宜通过注气来提高油藏采收率。低渗油藏普遍存在启动压力梯度,对实际油藏开发造成影响,针对高12断块油藏,建立高12断块注气开发的三维地质模型,在室内启动压力梯度实验的基础上,得到启动压力梯度与渗透率的公式,在数值模拟软件考虑启动压力梯度与渗透率的变化关系。但长期注入CO2导致的管线腐蚀问题日益突出,N2作为良好的增能气体,将二者结合形成复合气体进行吞吐,可缓解对管线的损害。利用数值模拟方法,进行了衰竭阶段单井产量、段塞比、转注时机、注入量、焖井时间、注气阶段采油速度优化。最终得到该区块最优吞吐注采参数：衰竭阶段单井产量为15m3/d;段塞比为7：3;转注时机为衰竭阶段的日产油速度降为4m3/d时;注入量为60 000 m3;焖井时间为15天;注气阶段采油速度为25m3/d,为高12断块油藏提高采收率提供了方法技术借鉴。     

超低渗透油藏压裂水平井注采缝网形式研究

为了延长压裂水平井的无水采油期、提高水平井单井产量和采出程度、降低水平井含水上升率,推导了直井 注水压裂水平井开采水驱前缘推进距离计算公式,采用油藏数值模拟和油藏工程分析方法,优化了直井水平井注采缝 网形式和水平段长度,研究了最优裂缝穿透比和最优排距。研究结果表明,五点法注采井网与七点法注采井网相比, 阶段采出程度高、含水上升慢;均匀布缝、哑铃型裂缝和纺锤型裂缝相比,纺锤型裂缝累产量高,采出程度大,在相同 采出程度下纺锤型裂缝含水率低,水驱前缘到达纺锤型裂缝的时间长,延长了其无水采油期;超低渗透油藏水平井水 平段越短阶段采出程度越高,水平段长度超过500 m 后随着长度增加投资回收期增大、净现金流量减小;纺锤型裂缝 五点法井网在最优裂缝穿透比为0.7 时的最优排距为300 m。