海上M稠油油田吞吐后续转驱开发方案研究

针对目前渤海地下原油黏度大于350 mPa·s的非常规稠油水驱采收率较低,且考虑到吞吐轮次及平台寿命的问题,开展吞吐后续转驱开发方式研究。以海上M稠油油田为例,利用油藏数值模拟方法对蒸汽吞吐转蒸汽驱、热水驱及多元热流体吞吐转多元热流体驱、热水驱等4种转驱方式的转驱时机及注采参数进行优化设计及对比分析。结果表明,蒸汽吞吐转蒸汽驱开发效果最好,多元热流体吞吐转多元热流体驱略差。蒸汽驱最优注入参数为：转驱压力5 MPa左右,采注比1.3,井底蒸汽干度0.4,注入温度340℃,注汽速度240 m³/d。     

注多元热流体吞吐转驱替三维物模及数值实验

针对注多元热流体（蒸汽、热水、氮气和二氧化碳的高温混合物）热采组分多、增油机理复杂、吞吐后转驱规律不同于常规注蒸汽的问题,开展了注多元热流体吞吐转驱替三维物模及数值试验研究。研究以相似准则为基础,根据渤海N稠油油田地质油藏特征为原型,首先建立了三维比例物理模型,开展了水平井注多元热流体多轮吞吐后转驱替的三维物理模拟实验,得到了转驱生产动态与加热腔扩展的对应规律。然后,建立了数值试验模型,在对三维实验数据进行历史拟合的基础上,进行了注多元热流体吞吐后转多元热流体驱、转蒸汽驱、转蒸汽复合氮气二氧化碳驱等注入不同介质的数值试验,对比分析得到了不同生产阶段的主要增油机理。最后,对渤海N油田南区水平井多元热流体三轮吞吐后转驱的工艺参数进行了优化,得到了最佳工艺参数组合。研究结果可为稠油油田吞吐转驱方案设计提供指导和借鉴。     

稠油油藏多元热流体吞吐影响因素分析

渤海海上稠油油田水平井多元热流体吞吐试验成功。通过对多元热流体增产机理的分析,建立数值模拟机理模型。用正交数值试验方法,定性定量地给出了不同油藏地质参数和注采参数对吞吐效果的影响程度及敏感性。分析表明,地层含油饱和度、原油黏度、多元热流体注入温度及注入量对吞吐效果影响显著。为现场多元热流体吞吐效果预测及现场实施方案制定提供一定指导。     

海上稠油热采井井筒温度场模型研究及应用

摘要：海上稠油油田的开发越来越受到人们的重视,多元热流体吞吐是一项集热采、烟道气驱等采油机理于一体的新型、高效稠油开采技术,该技术在渤海油田进行了现场试验并取得了成功。以渤海 M 油田多元热流体吞吐实验井为例,介绍了海上稠油油田多元热流体吞吐工艺的特点;研究了热流体吞吐井各传热环节及井筒温度场分布模型,建立了井筒综合传热系数的计算方法,并以海上实际热流体吞吐井为例进行了计算。在此基础上,模拟了隔热油管导热系数、下入深度、多元热流体组成等工艺参数对热采效果的影响,并得到了一些有益的结论,为海上稠油油田规模化热力采油工艺方案优化设计起到指导性作用。     

稠油组合式热力开采参数优化

基于目前常规稠油开采技术,进行了稠油组合式热力开采工艺数值模拟研究,对开发方式转换时机、蒸汽注入速率、采注比、蒸汽干度等工艺参数进行了优化,得出蒸汽吞吐过度到蒸汽辅助重力驱油的最佳转换时机为井间联通温度达到120℃,蒸汽注入速度为100～150 m3/d,采注比为1.2,注入蒸汽干度为0.5以上;建议对于未开采油藏,先进行一定轮次的蒸汽吞吐开采再转蒸汽辅助重力泄油开采。     

J油田水气交替驱开发效果评价

利用油藏数值模拟技术,采用单因素分析方法研究了井网形式、注采井距、注气时机、注气速度、水气交替注入周期、气水比对J油田水气交替驱开发效果的影响,并比较了水驱、气驱及水气交替驱的开发效果;基于QIM-AG算法,对比了水驱、气驱和水气交替驱的经济开发效益。结果表明:注气速度、气水比、注水时机对采出程度影响较大,而井距、注入周期对采出程度影响相对较小;较高的注气速度(0.08HCPV/a)、压力保持程度为1、小井距、气水体积比为1.5∶1、注入周期为3个月时可获得较高的采出程度;在注入气水总体积相同的条件下,气水交替驱比单纯水驱或气驱可获得更高的最终采收率,且具有更大的开发净现值。     

海上稠油油田二氧化碳驱注入参数优化

渤海某稠油油田原油粘度高,储层物性好,油藏非均质性较强,在注水开发过程中,由于油水粘度差异大和非均质性较强,水驱开发效果并不理想。为了更好地开发稠油油藏,为油田提高采收率决策提供依据,针对油田的特点,利用室内实验方法,对影响二氧化碳驱油效果的主要因素进行了评价,优化了二氧化碳驱注入参数。结果表明,水—二氧化碳段塞交替驱能够显著改善驱油效果,段塞大小是影响驱油效果的敏感参数,注入速度对驱油效果的影响不明显。     

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。     

超稠油直井-水平井组合开发蒸汽腔演变规律研究

稠油油藏蒸汽吞吐开发中后期,转换开发方式是提高采收率的重要方法之一,F油田依据现有井网条件进行综合调整,借鉴其他油田成功经验,将直井与水平井组合驱泄复合(VHSD)开发成为吞吐后期接替有效开发的主要方式。本文利用数值模拟技术,开展VHSD开发蒸汽腔发育规律研究,跟踪流体流动轨迹,剖析剩余油变化规律。研究结果表明,多轮次蒸汽吞吐建立注采井间水动力连通时,油层的动用情况决定了蒸汽腔的初始形态,随着蒸汽持续注入,蒸汽腔经历了形成、横向扩展、向下扩展三个阶段,各阶段蒸汽腔扩展方向不同,对应着不同的剩余油分布规律和生产特征变化,其中蒸汽腔横向扩展阶段为主要产油期,阶段产出程度达28.8%,油藏最终采收率可达58.3%。     

蒸汽+烟道气+化学剂复合驱提高稠油采收率研究

针对锦45块油藏,利用物理模拟实验技术和油藏数值模拟技术进行了吞吐后转蒸汽+烟道气+化学剂复合驱驱油效果评价和参数优化研究。物模结果表明,蒸汽+烟道气+化学剂复合驱与单一蒸汽驱相比具有较明显的优势,驱油效率提高了13.92%;数模结果表明,采用118 m井距反九点井网、泡沫段塞大小为0.2 PV、注入方式选择10 d泡沫段塞和10 d烟道气交替注入、注采比选择1∶1的复合驱开采效果较好,转驱后合计采出程度可达19.25%。由此可见,蒸汽+烟道气+化学剂复合驱可用作稠油油藏吞吐后的接替方式,也可作为蒸汽驱开发阶段的调整方式。     

塔里木油田轮古井区注水替油参数优化研究

塔里木油田轮古井区奥陶系碳酸盐岩油藏属于缝洞型油藏,油藏非均质性极强,很多单井由于钻遇封闭缝洞
体产量迅速递减。注水替油技术可以大幅度恢复停喷或低效油井的产能,是开发缝洞型油藏的有效新方法之一。注
水替油的注采参数是否合理对注水替油的开发效果至关重要。以塔里木油田轮古井区注水替油典型井的地质、流体
资料为基础,建立单井注水替油的地质模型,通过数值模拟的方法优化注水时机、周期注水量、注水速度、焖井时间、
开井工作制度等注采参数,并将注采参数无因次化或拟合公式,以消除注水前油井生产动态差异对优化参数造成的影
响,使优化参数更具实用性。     

深层低渗透砂砾岩油藏注CO2吞吐提高采收率实验研究

深层低渗透砂砾岩油藏地层天然能量较低，压裂后产能递减较快，并且由于地层水敏性以及非均质性较强，采取注水开发的效果较差，采出程度较低。为进一步提高此类油藏的开发效率，开展了注CO₂吞吐提高采收率实验研究，分析了生产压力、焖井时间、吞吐周期以及岩心渗透率对吞吐采收率的影响，并结合核磁共振分析实验研究了CO₂吞吐微观孔隙动用特征。结果表明：生产压力越低、焖井时间越长，吞吐采收率越高；随着吞吐周期的增加，周期吞吐采收率和换油率均逐渐降低；岩心的渗透率越大，不同周期的吞吐采收率就越高；注CO₂吞吐的最佳生产压力为26 MPa,最佳焖井时间为8 h,最佳吞吐周期为5次。岩心的孔隙结构对CO₂吞吐过程中原油的微观动用特征影响较为明显，大孔隙发育较少、物性较差的岩心，吞吐初期主要动用大孔隙中的原油，而吞吐后期采收率的贡献主要来自小孔隙，此类岩心整体采出程度较低；而对于大孔隙发育较多、物性较好的岩心，大孔隙中原油的动用程度一直高于小孔隙，并且总体采出程度较高。S-1Y井实施注CO₂吞吐措施后，日...     

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。     

碳酰胺复合驱吞吐井缓蚀剂优选评价

某西部油田碳酰胺复合驱吞吐井井筒温度最高可达260℃，CO₂分压预计为0.4 MPa，井筒管柱面临较高的腐蚀风险。为了解决井筒腐蚀问题，根据碳酰胺复合驱吞吐井井筒服役工况的特点，提出了一套适用于碳酰胺复合驱吞吐井的缓蚀剂优选评价技术流程。首先，对预选的缓蚀剂进行配伍性评价，然后，进行热滚耐温测试和电化学测试，优选出耐温性能和缓蚀性能良好的缓蚀剂，再采用高温高压釜模拟现场腐蚀工况对缓蚀剂防护效果进行评价；最后，结合碳酰胺复合驱吞吐井注-焖-采的工艺特点和不同阶段的腐蚀环境，确定了焖井降温阶段为缓蚀剂的最佳注入时机。研究结果表明，在温度180℃、CO₂分压0.4 MPa条件下，优选出的缓蚀剂XCN2-21可将N80管材的腐蚀速率降低至0.044 1 mm/a，满足油田腐蚀控制要求。     

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。     

海上油田蒸汽吞吐化学增效技术研究

在海上油田蒸汽吞吐技术的探索与实践过程中,由于部分稠油油田的地质油藏特性、钻完井方式、平台空间及操作成本等因素的制约,导致海上油田蒸汽吞吐的应用难度高于陆上油田。蒸汽吞吐化学增效技术通过在传统蒸汽吞吐注入流体的基础上添加化学增效复合药剂的方式,能够在热采效果的基础上,扩大波及体积、提高热采洗油效率以及降低原油黏度,从而改善稠油油田的蒸汽吞吐开发效果。从化学增效机理、室内物理模拟以及渤海某油田数值模拟实例的角度,探讨并评价了该技术的提高采收率效果和经济性。基于渤海油田某区块矿场试验方案数值模拟计算结果显示,经过7个周期热采化学增效剂吞吐,在常规热采基础上增油幅度达16%,投入产出比达1∶6.3(油价按40美元/桶计)。该技术成果为深入开展海上油田热采技术开发奠定了基础,并为海上稠油高效开发提供了新的思路和方法。     

春10区块水平井蒸汽吞吐注采参数优化

稠油油藏具有储量丰富,物性差,粘度高的特点,经过多年的蒸汽吞吐技术开发,出现储层综合含水率提高,油气比降低和汽窜等现象,导致开发效果较差,储层动用程度降低。因此研究不同影响因素对开发效果的影响,合理优化注采参数对超稠油油藏有效开发具有指导意义。本文通过对春10区块油藏地质条件的研究,运用正交试验法,研究影响开发效果的因素显著性为：注汽强度、水平段长度、油层厚度、产液速度、粘度、渗透率;运用数值模拟方法,对春10区块内的水平井注采参数进行优化、优选,确定出水平段长度50米的注汽强度最佳范围21～25t/m?d;最佳采注比0.8～1.2;水平段长度150米的注汽强度最佳范围11～15t/m?d,最佳采注比0.9～1.2等注采参数指标,对现场生产具有指导意义。