稠油蒸汽辅助重力泄油开发中受效区的判识方法与应用——以辽河西部凹陷曙一区馆陶油藏为例

辽河稠油开发建设历经四次技术创新,形成了以蒸汽吞吐为主,蒸汽驱、蒸汽辅助重力泄油(SAGD)有效接替,火驱起步探索的开发格局。截止到目前,热采稠油已逾1.65亿吨,为辽河油田千万吨稳产做出重要贡献。SAGD技术作为方式转换核心技术之一,扮演着非常重要的角色。随着SAGD开发的不断深入,受效区的识别以及未受效区即剩余油潜力区的挖掘显得尤为重要。因此,以辽河西部凹陷S区馆陶油藏为例,在大量的岩心宏观特征资料、岩心化验分析资料、高密度井网资料以及开发动态监测资料等基础上,先从岩心宏观特征、微观特征、电性特征和开发动态监测特征等方面多手段定性判别受效区,再从矿物或流体的类型、成分及含量的变化等直接证据入手,建立受效区判别标准,定量识别受效区,最后依据判别标准识别受效区,确定研究区未受效区的类型主要包含两种:"原生"非优势渗流区和"次生"非优势渗流区。针对不同类型的未受效区即剩余油潜力区,制定低物性段射孔、压裂改造和改变注入介质等调控措施,来有效动用蒸汽腔未波及区域的储量,从而对类似区块开发具有重要的指导意义。     

辽河油田Du84块兴隆台Ⅰ段扇三角洲储层构型精细解剖

辽河油田开发较早,剩余油分布情况十分复杂。储层构型(导致储层内部形成渗流屏障和渗流差异)是造成大量剩余油滞留地下的重要原因。为明确辽河油田Du84块兴隆台Ⅰ段成藏规律及下一步剩余油挖潜方向,综合运用岩心、测井资料对该区进行扇三角洲前缘储层构型研究,分析其储层构型单元特征,为老油田提供剩余油挖潜依据。研究表明:①研究区发育的储层构型单元主要有辫状分流河道,河口坝和分流间湾;②确立了研究区单一砂体的识别标志;③研究区单一砂体垂向叠置模式主要包括垂向叠置、错位叠置及孤立型叠置,单一砂体平面展布样式包括孤立条带状河道、交织条带状及连片状河道。通过对研究区储层构型精细解剖,可以为该区块的开发生产提供重要的指导意义,并为类似区块的扇三角洲储层分析提供借鉴。     

次生底水油藏的三元复合驱替特征及影响因素

原生整装油藏经过长期注水开发后,逐渐演化为次生底水油藏。次生底水油藏的剩余油类型包括中上部的弱动用可动剩余油、中下部水驱绕流式可动剩余油和高水淹区的水驱后残余油。对该类型油藏开展三元复合驱以进行挖潜。利用油井生产数据,将三元复合驱替历史分为驱油剂的受效前期、持续受效期和受效后期3个阶段,确定驱油剂持续受效期时间跨度。利用驱替特征曲线定量化确定各井在驱油剂持续受效期的驱替能力,同时分析了影响驱替效果的工程和地质及化学因素。结果表明,次生底水油藏的三元复合驱开发特征与常规底水油藏开发明显不同,而工程和地质因素对该两种油藏类型生产特征的影响作用是相似的。驱油剂中的聚合物组分对整个开发历史的油水渗流具有重要的影响。     

注水开发后期河流相储层流动单元特征

在利用岩心资料划分流动单元的基础上,用岩心刻度测井资料建立了流动单元储层参数评价模型。利用该模型对储层空间流动单元进行划分和综合研究,结果表明,根据流动单元的渗流特征、储层质量、渗流能力及沉积微相等方面的特征,可将流动单元划分为7种类型。流动单元空间分布主要受沉积微相控制,剩余油主要分布于流动能力中等的Ⅴ—Ⅶ类流动单元中。在开发过程中,由于不同流动单元的变化程度不同,使不同流动单元之间的渗流能力相差较大。该研究结果揭示了在注水开发过程中高孔、高渗疏松砂岩储层不同流动单元的变化特征以及流动单元对微裂缝的形成、剩余油富集规律的控制作用,为高含水时期油田的控水稳油方案的制定提供了依据。     

注水开发后期河流相储层流动单元特征

在利用岩心资料划分流动单元的基础上,用岩心刻度测井资料建立了流动单元储层参数评价模型。利用该模型对储层空间流动单元进行划分和综合研究,结果表明,根据流动单元的渗流特征、储层质量、渗流能力及沉积微相等方面的特征,可将流动单元划分为7种类型。流动单元空间分布主要受沉积微相控制,剩余油主要分布于流动能力中等的Ⅴ-Ⅶ类流动单元中。在开发过程中,由于不同流动单元的变化程度不同,使不同流动单元之间的渗流能力相差较大。该研究结果揭示了在注水开发过程中高孔、高渗疏松砂岩储层不同流动单元的变化特征以及流动单元对微裂缝的形成、剩余油富集规律的控制作用,为高含水时期油田的控水稳油方案的制定提供了依据。     

扇三角洲前缘储层构型界面划分与识别——以辽河盆地欢喜岭油田锦99区块杜家台油层为例

为了查明扇三角洲前缘储层构型特征与分布模式,以辽河盆地欢喜岭油田锦99区块杜家台油层为例,综合储层构型理论与高分辨率层序地层学研究方法,应用岩心、测井及录井资料,分析了扇三角洲前缘储层构型单元的特征,明确了构型界面的分级系统,建立了单砂层级构型界面的定性识别标准与定量判别模式。研究结果表明:扇三角洲前缘储层中3级、4级构型界面是单砂层内主要的渗流屏障,控制着剩余油的形成与分布。4级构型界面主要为洪泛泥岩、辫状水道顶部泥质层以及河口坝顶部落淤泥,3级构型界面常为砂体顶部的细粒沉积与单期辫状水道底部滞留沉积,二者均具有较明显的测井响应特征。     

基于储层构型的流动单元划分及对开发的影响

三角洲沉积储层非均质性强,储层内部渗流特征复杂,制约油藏高效开发。以南湖油田E1 f 43 油藏为例,采用
基于储层构型的渗流屏障识别技术及基于多参数聚类分析和逐步判别的流动单元划分方法,结合开发动态资料,开展
了渗流屏障分布规律和储层流动单元发育特征研究,分析了不同类型流动单元组合模式的连通关系,总结了渗流屏障
和渗流差异对开发的影响。结果表明：（1）研究区发育连片状和条带状2 种储层砂体类型,其中,条带状储层因注采井
砂体分别存在于砂体和渗流屏障内而产生注水不受效,剩余油富集;（2）研究区发育5 类流动单元,以II～III 类为主;
（3）储层连通砂体内部存在5 种不同的流动单元组合模式,不同模式下的储层砂体连通关系存在差异,连通砂体内不
同流动单元间形成渗流差异界面,使连通体内形成弱连通或差连通关系,制约油藏开发,造成剩余油大量富集。     

相对低/高渗区对SAGD传热传质影响数值模拟研究

为了研究相对低/高渗透区对SAGD传热传质的影响,针对六种常见的渗透率分布模式,利用油藏数值模拟方法建立SAGD数值模型,并对比分析了蒸汽腔发育和含油饱和度变化特征。结果表明：当平面方向相对低渗区物性一定时,其距离SAGD井对越近,对该侧蒸汽腔和泄油区域侧向扩展的抑制作用就越强,SAGD传热传质非对称性越明显;平面方向相对高渗区的存在对该侧蒸汽腔和泄油区域侧向扩展具有促进作用,且相对高渗区距离SAGD井对越远,促进作用就越小,SAGD传热传质非对称性程度也越弱;从整体上来看,当垂直方向相对低渗区靠近SAGD井对时,它对整个蒸汽腔发育起抑制作用,而当它远离SAGD井对时,反而会加速蒸汽腔侧向和向下发育。     

油砂蒸汽辅助重力泄油开发过程中面临的夹层问题

麦凯河油藏岩心资料表明油砂储层含有不等厚度、延伸范围和频率的低物性夹层,其对蒸汽辅助重力泄油(SAGD)生产动态和蒸汽腔发育特征的影响成为关注的焦点。为此,根据夹层含量和分布位置划分四类SAGD井组;以此为研究对象,开展三维数值模拟研究沿程和垂向剖面蒸汽腔发育特征,并利用二维数值模拟对夹层位置、厚度和宽度等因素进行敏感性分析。研究认为,相比井组上方夹层,井间夹层对SAGD生产动态不利影响更大;延长预热时间并不能改善SAGD开发效果;夹层主要是阻碍了蒸汽上升通道以及冷凝蒸汽和加热原油的泄流通道,导致沿程蒸汽腔发育不均匀。     

相对低/高渗区对蒸汽辅助重力泄油传热传质影响的数值模拟研究

为了研究相对低/高渗透区对蒸汽辅助重力泄油(SAGD)传热传质的影响,针对6种常见的渗透率分布模式,利用油藏数值模拟方法建立SAGD数值模型,并对比分析了蒸汽腔发育和含油饱和度变化特征。结果表明:当平面方向相对低渗区物性一定时,其距离SAGD井对越近,对该侧蒸汽腔和泄油区域侧向扩展的抑制作用就越强,SAGD传热传质非对称性越明显;平面方向相对高渗区的存在对该侧蒸汽腔和泄油区域侧向扩展具有促进作用,且相对高渗区距离SAGD井对越远,促进作用就越小,SAGD传热传质非对称性程度也越弱;从整体上来看,当垂直方向相对低渗区靠近SAGD井对时,它对整个蒸汽腔发育起抑制作用,而当它远离SAGD井对时,反而会加速蒸汽腔侧向和向下发育。     

超稠油驱泄复合立体开发关键参数研究与探讨

SAGD 开采技术是超稠油油藏吞吐后大幅度提高采收率技术之一,目前已经在辽河油田成功应用,但实施过程中受连续油层厚度及隔夹层的影响,蒸汽腔难以扩展至夹层上部,造成油层动用程度低、油汽比低,制约了SAGD 开采规模进一步扩大。针对此项关键问题,应用物理模拟及数值模拟方法,提出了超稠油驱泄复合立体开发技术,揭示了驱泄复合水平驱动与重力泄油的开采机理、探讨了隔夹层岩性及分布、夹层对SAGD 的影响及封隔能力、驱泄复合实施技术界限,并提出了立体开发井网形式,为驱泄复合开采技术的发展完善提供了技术借鉴。     

基于分形理论的裂缝稠油油藏蒸汽驱温度分布计算

 针对裂缝稠油油藏注入蒸汽的情况,研究热蒸汽对裂缝性地层的加热过程。通过引入分形理论表征裂缝的发育和分布情况,推导了裂缝的体积系数和裂缝储层的等效渗透率,考虑天然裂缝存在对稠油热采的渗流能力和传热机制的影响,结合能量平衡方程和渗流方程,求得裂缝稠油油藏蒸汽驱的温度分布的解析解。分析注气时间和裂缝参数对蒸汽驱加热范围的影响,发现裂缝分形维数比迂曲分形维数对加热范围有更大影响,说明分支裂缝的密度比分支裂缝的迂曲度对加热范围的影响更加明显。     

蒸汽辅助重力驱油举升井筒工况模拟计算

注蒸汽热采是稠油开采的一种有效手段 ,蒸汽辅助重力驱油 (SAGD)技术则是水平井及注蒸汽工艺技术在稠油开采中的具体运用。采用数值积分法对井眼轨迹进行了计算 ,应用多相流体力学和传热学原理 ,通过对气液两相流体在倾斜井筒中总传热系数方程式、热传导方程式和能量平衡方程式的求解 ,建立了井筒工况的计算模型 ,将其编成计算软件并对辽河油田第一口SAGD举升井筒工况进行了模拟计算。与实测结果对比 ,表明该理论是正确的 ,其结果将为辽河油田SAGD举升工艺方案设计提供理论依据。     

深层超稠油油藏蒸汽吞吐后转汽驱实验研究

辽河油田曙一区深层超稠油油藏经历多年蒸汽吞吐开发,取得了一定的开发效果,但进入吞吐开发中后期,面临周期产油量低、油汽比低及稳产难度逐年增大等问题,蒸汽吞吐后接替技术的研究已迫在眉睫。在室内利用高温高压比例物理模拟装置,针对蒸汽吞吐后转蒸汽驱的影响因素、调控策略和生产特征开展了实验研究。结果表明,蒸汽吞吐阶段形成的温场对后续蒸汽驱开发有较大影响。蒸汽吞吐转汽驱的前提条件,一是注采井间油层热连通温度要达到原油转驱温度以上,二是吞吐阶段培育的蒸汽腔体积要足够大,横向波及注采井距1/3左右为宜。注采井段调整是改善汽驱效果的重要影响因素。对于层内无稳定分布的夹层情况,蒸汽吞吐及蒸汽驱阶段注汽井采用下1/2井段注汽,能够有效抑制汽体超覆,提高采出程度。当蒸汽驱达到剥蚀生产阶段后,将生产井由全井段调整为下1/2井段生产,能够在一定程度上扩大波及体积,提高采出程度;超稠油蒸汽驱生产特征以剥蚀作用为主,驱替作用为辅。研究结果为深层超稠油油藏蒸汽吞吐后转汽驱开发方案优化设计及矿场试验提供理论依据。     

水平裂缝-蒸汽辅助重力泄油物理模拟试验研究

通过自行研制的三维高压模型本体 ,利用原有蒸汽驱三维物理模拟试验系统 ,进行了超稠油油藏的水平裂缝蒸汽辅助重力泄油 (FSAGD)室内物理模拟试验。试验表明 ,FSAGD具有和水平井蒸汽重力泄油 (SAGD)相类似的渗流及传热机理。与常规蒸汽驱和SAGD相比 ,FSAGD可以明显提高蒸汽波及系数和最终采收率。根据试验结果可将FSAGD过程分为 3个阶段 :预热阶段、稳定泄油阶段和降压开采阶段。为实现稳定泄油 ,应保证一定的注汽速度和较高的注汽干度。对射孔、蒸汽附加氮气、储层纵向非均质性等因素对FSAGD开采效果的影响进行了模拟试验。结果表明 ,生产井适当补孔和蒸汽附加氮气均有助于提高采油速度和累积油汽比 ,但不能提高原油最终采收率 ;5倍级差以内的储层纵向非均质性对蒸汽波及系数和最终采收率影响不大     

超稠油油藏蒸汽吞吐稳产技术对策研究

以辽河油田曙一区超稠油油藏为例,利用蒸汽吞吐温度场、饱和度场拟合结果及高温吸汽剖面、产液剖面、井温剖面等现场监测资料,分析了超稠油单井常规蒸汽吞吐高周期递减的主要因素。研究表明超稠油单井常规蒸汽吞吐油层动用程度低、油井供液能力下降是高周期递减的主要因素。针对这些因素,强化机理研究,加大室内实验和现场试验力度,提出了多井同步蒸汽吞吐、间歇蒸汽吞吐、高温调剖、一注多采等稳产技术对策。在现场应用后,有效地缓解了超稠油高周期蒸汽吞吐产量递减,周期递减由8.31%下降到3.25%,相同周期产油量高于单井常规蒸汽吞吐200t左右,油汽比提高0.03。     

新疆油田红浅火驱试验区原油物性变化规律研究

试验区历经4年多燃烧,地下原油性质发生较大程度的变化。为进一步认识火驱特性、指导生产调控,对原油组分、黏度、酸值、非金属元素、金属元素等变化规律进行了研究。研究结果表明,试验区原油经过火驱以后,改质作用明显,轻质组分质量分数上升、黏度明显下降;原油中金属与非金属元素出现明显变化。     

超稠油直井-水平井组合蒸汽辅助重力泄油物理和数值模拟

研究了中深层超稠油油藏在直井蒸汽吞吐中后期,用直井注汽水平井采油的方式转蒸汽辅助重力泄油（steam as-sisted gravity drainage,SAGD）开发的机理。应用高温高压比例物理模拟方法,研究了水平井布于直井斜下方时SAGD蒸汽腔的形成和扩展过程。结果表明,转SAGD的初期以蒸汽驱动作用为主并逐步向重力泄油作用过渡,并可划分为蒸汽吞吐预热、驱替泄油、稳定泄油、衰竭开采4个开采阶段。利用数值模拟优选了布井方式、井网井距、水平井段长度、转SAGD时机和注采参数。该模拟方法在辽河油田杜84块超稠油油藏开发中取得了较好的现场试验效果。     

储层孔隙结构特征及其对开发的影响-以辽河盆地西部凹陷某试验区于楼油层为例

以辽河盆地西部凹陷某试验区为例,综合7口取心井岩心、镜下薄片、分析测试以及400口井测井精细解释储层物性等多种资料,从微观和宏观角度对稠油热采储层孔隙结构进行研究。研究区储层为高孔高渗,平均孔隙度31.25%,平均渗透率1 829.3 md。从微观成因角度,将研究区目的层孔隙结构划分为原生孔隙和次生孔隙等2大类,同时进一步细分为粒间孔隙、粒内孔隙、基质内微孔、解理缝、粒间溶孔、粒内溶孔、铸模孔、特大溶蚀粒间孔、构造缝和溶蚀缝等10种亚类,其中以粒间孔隙和粒间溶孔为主。宏观上,基于精细测井解释资料,绘制了不同单层孔隙结构分布特征图。高孔隙度的区域主要呈北西-南东向条带状分布与水下分流河道主流线部位,指示孔隙度主要受沉积微相控制。在蒸汽吞吐转蒸汽驱开发方式转换时,应该充分考虑储层孔隙度的影响作用,在保证注汽井和采油井位于孔隙度高值区与的同时,应该尽量使得同一井组位于高孔隙度连片区域,已取得最好的注采对应效果。同时应该适当控制注入压力,防止蒸汽沿着高孔隙度发育条带突进,从而降低波及体积和提高石油采收率。     

稠油热/化学驱油技术现状及发展趋势

目前开采稠油的主要方法为蒸汽驱和蒸汽吞吐,但在蒸汽开采过程中,存在蒸汽超覆和气窜问题,从而减小了蒸汽波及体积;同时,受岩石-原油-水体系界面特性的影响,在蒸汽波及区域内有很大一部分稠油不能被剥离下来,即洗油效率低.为解决上述问题,发展了热/化学驱油技术.主要对稠油热/化学驱的最新研究成果进行了阐述.热/化学驱技术的主要作用机理为扩大热采波及体积、提高热采洗油效率以及降低原油黏度,主要包括热/碱复合驱、热/表面活性剂复合驱、热/聚合物复合驱及稠油井下改质技术.详细论述了每种开采技术的机理和特点,认为热/有机碱/表面活性剂复合驱与稠油井下改质技术是稠油开采的主要发展趋势.