电加热油藏采油物理模拟研究

根据方程分析法,结合工程判断,导出了一套电加热油藏采油物理模拟相似准则。建立了低压三维电加热油藏采油物理模型系统,提出了进行电加热油藏采油物理模拟的实验方法。在此基础上,对单井电加热油藏采油进行了物理模拟实验研究。研究结果表明,单井电加热油藏能够在油藏中建立起稳定的温度分布,有效地提高油藏温度。油藏温度是井筒径向距离的函数,温度沿径向距离近似地按指数规律衰减。对于有一定冷采产量的稠油油藏,选用周期性加热采油生产方式,其经济效益较好;对于冷产量很低或没有冷采产量的稠油油藏,宜选用周期性焖井预热采油生产方式,并根据油藏特点和产出液情况优化焖井预热时间和生产周期。在相同的加热时间内,加热电功率大,油藏温度高,但并不是越大越好,当功率达到一定程度以后再提高加热功率,油藏温度增加并不明显。在电加热油藏的采油生产过程中,电加热功率不稳定,随生产时间变化。油层电导率低时,输入电能利用率高,加热效果好。     

稠油油藏双水平井SAGD生产电预热模型

双水平井SAGD技术的预热方式有两种:蒸汽循环预热和电加热。与蒸汽循环预热方法相比,地层的非均质性对电加热方法影响较小。电加热能够比较均匀地预热近井周围地层,降低稠油黏度提高流动能力,保证蒸汽顺利注入地层。建立了双水平井SAGD电预热模型,并对模型进行求解。针对SAGD独特的布井方式,利用叠加原理处理多井干扰问题;并且对变功率注入的情况进行了分析。利用该模型可以求得任意时刻地层中各点温度分布;同时,给定加热功率和原油被加热的温度可以确定预热的时间研究结果表明,在总的注入热量保持不变的情况下,预热过程中逐步增加热功率可以获得最佳的预热效果。     

出砂冷采技术在低周期蒸汽吞吐井中的应用

研究了应用稠油出砂冷采技术对地层原油含有溶解气的各类疏松砂岩稠油油藏进行冷采，以获得较高的原油产量的技术。施工中对稠油井采用强力射孔技术和设计精良的螺杆泵系统，通过以砂带油方式开采稠油，实现稠油冷采；在河南油田得了较好的效果。单井产量一般可达3－50t/d，是常规降压开采的数十倍至数百倍，日产油比蒸汽吞吐提高1－3倍，采收率一般可达8％－20％。稠油出砂冷采技术对地层原油中含有溶解气的疏松砂岩稠油油藏具有广泛的适应性。将出砂冷采技术应用于低周期蒸汽吞吐井中，进一步拓宽了稠油出砂冷采技术应用领域。     

出砂冷采技术在低周期蒸汽吞吐井中的应用

研究了应用稠油出砂冷采技术对地层原油含有溶解气的各类疏松砂岩稠油油藏进行冷采 ,以获得较高的原油产量的技术 .施工中对稠油井采用强力射孔技术和设计精良的螺杆泵系统 ,通过以砂带油方式开采稠油 ,实现稠油冷采 ;在河南油田得了较好的效果 .单井产量一般可达 3～ 5 0 t/d,是常规降压开采的数十倍至数百倍 ,日产油比蒸汽吞吐提高 1～ 3倍 ,采收率一般可达 8%～ 2 0 % .稠油出砂冷采技术对地层原油中含有溶解气的疏松砂岩稠油油藏具有广泛的适应性 .将出砂冷采技术应用于低周期蒸汽吞吐井中 ,进一步拓宽了稠油出砂冷采技术应用领域     

电加热工艺在孤岛油田的应用

为提高电加热采油工艺应用效果 ,研究了常规抽油井及各类电加热井的井筒温度分布曲线 .通过对各类井筒温度分布曲线的综合分析得出 :在电加热工艺选井方面 ,对高凝、高含蜡油井 ,应选择液量在 4 0 m3/ d以下且含水较低的井 ;而对于稠油井应选择供液能力较好且含水较低的井 .在选择加热方式、加热功率及加热深度时 ,应根据油井工况综合分析 ,结合各类电加热方式的不同特点 ,依据井筒温度分布曲线 ,合理设计各类电加热井的工作参数 .应用技术的研究与应用 ,较好解决了稠油及高凝高含蜡油的开采问题 .     

井筒温度场在电加热井中的应用

对于电加热采油技术,明确井筒温度场分布是确定合理加热参数的关键。为了满足生产和节能的需要,探讨电加热井井筒温度分布的计算方法。从研究井筒温度分布出发,建立了温度分布的数学模型。通过计算绘制实际生产井井筒温度分布曲线,进而提出一种确定电加热井加热深度和加热功率的方法,为该采油技术的应用提供参考。     

块状潜山稠油油藏水平井合理产能确定方法

为了确定块状潜山裂缝性稠油油藏水平井底部注水水平采油井的合理产能,利用镜像反映原理和势函数叠加原理推导出水平井井网底部注水整体开发厚层裂缝性稠油油藏的产量公式;并结合油藏区块实际地质参数,针对注采井距、注采压差、采油井垂向位置等影响产量的主要因素进行了分析和优化。结果表明,利用水平井井网底部注水整体开发厚层裂缝性稠油油藏的合理注采井距为2倍油层厚度。为了油井能够获得较高的产能,注采井之间首先必须保持合理的井距形成有效的驱替。随着注采压差的增大,生产井产量呈现线性增加的趋势;但存在合理的注采压差。纵向上将采油井布置在油藏的顶部,可获得最大的单井产量。研究成果可为块状厚层潜山稠油油藏单井合理产能的确定提供理论依据,且方便实用。     

江桥稠油油田水平井蒸汽吞吐数值模拟研究

针对江55块浅薄层稠油油藏直井开采难度大,经济效益差的特点,利用油藏数值模拟技术进行了水平井蒸汽吞吐开发效果研究及注采参数优化设计。数值模拟结果表明,对水平井蒸汽吞吐效果而言,井网1和井网2的开发效果相差不多,可根据实际情况选用;井距越大,采出程度越低。井距增加4倍,采出程度下降10%。结合理论计算和数值模拟结果,优选125m为水平井蒸汽吞吐最佳井距。周期注汽量越大,加热范围越大,采出程度增加,但是油汽比降低。兼顾二者,优选周期注汽量3 600 m3。随着蒸汽干度和焖井时间的增大,采油量增加,蒸汽干度最少在0.4以上,焖井时间要控制在合理范围15 d左右。     

边水稠油油藏蒸汽吞吐后转冷采物理模拟研究

针对热采后期开发效果受限的边水稠油油藏，提出热采吞吐后转化学冷采的开发方式，利用高温高压三维物理模拟系统进行了边水稠油油藏物理模拟实验，研究了边水影响下蒸汽吞吐过程的温度场、转化学冷采前后的生产动态特征。结果表明，蒸汽吞吐开发边水稠油油藏的过程中，受边水侵入的影响，油层加热范围呈非对称状，随着吞吐周期的增加，边水附近的油层加热范围明显不断缩小，逐渐形成水窜通道，使得水侵区域附近的油层动用变差；油层加热范围与边水的侵入相互影响，相互制约。降黏剂起到乳化降黏、减缓水侵的作用，结合水侵规律，合理利用边水能量，转为冷采开发可提高34%的采出程度。同时，利用数值模拟确定了该技术所适用的油藏范围。该研究成果对边水稠油油藏的开发具有一定的借鉴意义。     

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。     

单井电阻加热采油技术研究

根据电磁场理论、能量守恒原理和两相流原理,给出了单井电阻加热油藏的数学模型。利用数学模拟方法研究了油藏电导率和油层厚度对电热效率的影响以及电阻加热油藏中的温度分布问题,讨论了输入电功率对原油采收率的影响。数值计算结果表明,输入电功率越高,原油采收率增加的幅度越大,随着无因次油藏电导率的减小,电热效率提高,有效加热半径也增大。在电阻加热油藏工艺中应防止电极处出现温度过高的现象     

底水稠油热采温度场影响因素物理模拟研究

利用高温底水物理模拟实验系统,以渤海LD底水油田为例,依据目标层位的储层特征,填物理模型,开展高温底水物理模拟试验研究。模拟研究了热水驱和蒸汽驱、直井和水平井、注蒸汽温度、水平井井筒距底水距离条件下温度场的变化特征。实验研究结果表明,热采驱替方式、井型、水平井筒的位置、注蒸汽温度对底水稠油油藏热采时温度场的形成发育都有明显的影响。温度场的变化决定稠油油藏中油层被加热的范围,影响着底水稠油热采开发效果。利用高温底水物理模拟研究热采温度场的实验技术可为渤海底水稠油热采开发方案的制定提供技术支持,可推广应用在渤海底水稠油热采开发的研究中。     

卡拉高莱斯合同区开采现状及采油工艺设想

介绍了油区的地质概况、油藏特征、生产现状和开采特点 ,系统地分析总结了该油区的钻井、完井、井下作业和采油工艺现状 ,提出了配套的采油工艺设想 .该油层物性和原油性质好 ,初期单层开采可获较高的阶段产量 ,开采方法以溶解气驱加边水驱为主 ,急需研究能量二次采油     

井筒重力热管室内实验与矿场试验研究

利用重力热管的高效传热特性,将其应用在井筒流体加热过程中,分析了重力热管加热效果的外部影响因素。结果表明,重力热管在不消耗额外能量的条件下,利用深部流体能量提高井筒上部流体的温度,能起到均衡井筒温度场的作用,进而改善井筒温度分布剖面。室内实验表明：工质类型、工质充液率、真空度对重力热管的传热效果有很大影响。矿场试验表明：在适当的条件下,能够将原油温度加热到原油凝点以上,降低原油粘度,改善原油流动性,井底抽油杆载荷,满足生产实际的要求;重力热管加热过程受井底温度、热管下入深度、油井产液量以及原油物性等因素的影响,随着井底温度、热管下入深度、油井产液量的增加,重力热管的传热效果变好。     

水平井井身轨迹对底水油藏开采效果的影响

建立了底水油藏水平井开采三维物理模型,通过改变水平井狗腿位置以及距底水高度,研究了水平井不同井身轨迹对水平井产能、底水与井筒压力梯度、含水率及采收率的影响。研究结果表明,凹型水平井狗腿远离跟部含水率上升较缓,无水采油期较长。凹型水平井狗腿位于中部时,狗腿深度较浅的模型采收率较高。注入冻胶堵剂成胶后底水开采,凹型水平井狗腿位于跟部的模型提高采收率幅度较高。实验结果符合实际油藏状况,为底水油藏水平井优化设计和现场堵水选井提供了参考。     

电潜泵井井筒温度分布模型的建立及应用

准确地预测电潜泵井井筒温度分布对电潜泵井优化设计和正常生产具有重要意义 ,也是进行油井生产动态分析必不可少的内容。在对常规井筒温度场进行了计算的基础上 ,根据能量守恒定律及传热学原理 ,考虑由井筒向地层传热及电机、电缆散热 ,推导出了电潜泵井生产流体沿井筒的温度分布计算模型 ,并对某一井深为 180 0m的电潜泵生产井进行了模拟计算。计算结果表明 ,油井产量恒定时 ,电机、电缆散热可使产出流体温度升高 ,这是影响电潜泵井井筒温度分布的主要因素之一。     

重力热管伴热改善稠油井井筒传热损失的研究

根据重力热管作用原理,结合井筒传热过程,建立了稠油生产井中采用热管伴热方式时井筒热损失的计算模型,利用该模型分析了重力热管改善井筒热损失的原理。在此基础上,讨论了主要工艺参数对热管井井筒热损失的影响,结果表明：随着井底温度升高、产液量增加、热管下入深度加深,井筒热损失增大,其中,产液量对热损失的影响尤为显著。现场试验及理论研究表明：在不消耗额外能量的前提下,重力热管能够利用深部流体自身的能量提高井筒上部流体的温度,降低传热过程中的热损失,进而改善井筒温度分布剖面。该方法可以减小产出液在井下管道上升过程中的流动阻力,从而降低抽油机的负荷,实现低能耗对井筒流体加热的目的。     

三相工频井下电磁感应加热采油技术研究

介绍了一种和传统电磁采油增产技术相比具有明显的优越性的新型井下三相工频电磁感应加热油气储层的电磁采油增产技术.     

相渗曲线对凝析气井动态影响研究

采用新疆吉拉克气田真实油气流体、生产井段岩芯,测试了高温高压平衡油气相渗曲线、常规相渗曲线以及改进的考虑束缚气影响常规相渗曲线;建立了单井模型,分析了不同相渗曲线对凝析气井生产动态的影响。研究表明：采用不同油气相渗曲线（平衡相渗、改进相渗、未考虑束缚气影响的常规相渗）对单井动态进行预测,所得结果表明三种相渗预测的气采收率相近,油采收率依次下降,近井地带凝析油饱和度依次上升;对正确选择相渗曲线认识气田开发,指导气田的后期开发方案部署具有重要意义。