稠油热采工艺在渤海油田稠油开采中的应用

渤海油田稠油主要运用蒸汽吞吐开采,稠油热采过程中存在着较多技术问题,这些技术问题对渤海油田的稠油开采增加了难度.结合渤海油田具体工程实例,阐述蒸汽吞吐热采工艺在渤海油田的应用,通过关键工艺技术的提升,提高稠油采收率.     

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。     

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。     

稠油油藏不同热采开发方式经济技术界限

结合数值模拟和动态经济评价,建立稠油油藏热采开发经济技术界限研究方法.以乐安油田南区为原型确定稠油油藏直井蒸汽吞吐、直井吞吐加密、水平井蒸汽吞吐以及直井蒸汽驱等不同热采开发方式下的有效厚度、原油黏度及油价边界值等经济技术界限,并制作实用图版.结果表明:水平井吞吐对油藏有效厚度和原油黏度的适应范围最广;直井蒸汽驱具有最高的采收率,有效厚度界限也比直井吞吐加密小很多.不同热采开发方式的经济技术界限对比结果有助于选择最佳的热采开发方式对稠油油藏进行经济合理的开发.     

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。     

海上稠油热采井加热范围计算方法研究及应用

为实现海上稠油油田的高效开发,在渤海南堡35—2油田开展了多元热流体吞吐矿场试验,并取得了显著的增产效果。开创了国内海上稠油热采的先例。分别推导了基于能量平衡及基于物质平衡原理的多元热流体吞吐井加热半径计算方法。并以试验井为例进行了计算。此外,对计算结果及两种方法的适应性进行了分析,为海上稠油热采方案设计起到了一定的指导作用。     

稠油增效注蒸汽开采技术在河南油田的应用

为了改善稠油老油田注蒸汽开采的效果,通过对制约稠油热采中后期热采效果关键因素的分析,应用了通过提高驱动能量、扩大蒸汽波及体积来提高注蒸汽开采效果的增效注蒸汽开采技术.该技术室内物理模拟实验表明,非均质岩心驱油效率可提高16.5%.至目前该技术已在河南稠油油田矿场应用170多口井,有效率84.6%,吞吐井的采收率可提高7%~13%,汽驱井组的采收率可提高12%.稠油增效注蒸汽开采技术为河南稠油油田开发后期改善开发效果,确保稳产上产的关键技术之一.     

热采井口装置在稠油热采中的应用

稠油亦称重质原油或高粘度原油,在油田的开采过程中,稠油具有特殊的高粘度和高凝固点特性,在开发和应用的很多方面都会遇到一些技术难题,针对稠油粘度大等特征和各油藏的构造可采取不同的采油工艺。稠油油藏热采技术主要包括蒸汽吞吐、蒸汽驱、火烧油层、SAGD以及与稠油热采配套的其他工艺技术等,本文针对稠油热采中热采井口装置的应用进行分析和探讨。     

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。     

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。     

海上油田高效开发技术探索与实践

在我国渤海湾相继发现40多亿t地质储量的原油,但这些原油多为稠油和重油,难以开发,在陆上油田开发经验不能用于海上,又无国际先例可借鉴的情况下,基于海上稠油开发历程及现状,深入分析了海上稠油油田开发面临的主要问题与挑战,有针对性地集成、创新了适合于海上稠油开采的先进技术,逐步建立完善了海上稠油高效开发思路和技术体系。该技术有效降低了油田开发成本,并成功地开发了被国际石油公司称为“21世纪挑战”的海上最大稠油油田。成功研发了开发海上边际油田的“三一模式”和“蜜蜂模式”,应用于渤海边际油田开发实践,并探索出一套适用于海上油田开发的优快钻完井技术。在此基础上,为了实现渤海油田产量进一步增长和大幅度提高采收率,经过长期技术探索与矿场实践,大胆提出了海上稠油高效开发新模式,即模糊一、二、三次采油界限,通过技术创新和创新技术集成,使油田在投产初期迅速达到高峰产量并高速开采,始终保持旺盛生产能力;采取多枝导流、控制适度出砂、早期注水、注水即注聚、注水注聚相结合等技术;通过以聚合物驱为主的提高采收率技术、多枝导流技术、电潜螺杆泵举升技术和地面除砂工艺等技术体系,在最短的时间内采出更多的原油,达到最大采收率。基于高效开发新模式思想,成功开发了迄今为止世界海上最稠的渤海南堡35-2油田,并已在多个油田进行应用。这一创新的认识与实践,不仅为我国海上油田开发探索出一条新路,也为世界海上油田,特别是稠油油田的开发提供了新思路的思考。     

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。     

注蒸气采油掺稀油生产工艺的进一步研究

胜利单家专油田在蒸气吞吐生产后期采用泵下掺稀油生产稠油工艺已取得显著的社会效益和经济效益。本文对该工艺的现场试验与实施效果作了分析,并通过对现场生产数据的回归分析,绘制出确定掺油时机的实用图版。利用该图版可进一步改善生产效果。分析认为,蒸气驱采油井生产初期也可采用泵下掺稳油的生产方式来维持正常生产,但应确定停止掺稀油的时机,并论述了其原则和方法。     

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。     

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。     

一种新型稠油水平井注汽方法

针对水平井在注汽过程中,由于水平井段长,吸汽不均致使受热井段短,采收率低的问题,进行稠油水平井均匀注汽技术研究。根据分层注水原理,将单点注汽完善为多点注汽,通过孔眼限流,调整注汽剖面,保证水平段均匀受热,提高加热效率。应用油田统计数据,给出孔眼个数确定数学表达式,根据热学理论,建立水平段蒸汽干度分布模型及地层吸收热量与蒸汽干度降低损失热量平衡方程,确定了注汽孔眼直径,同时在注入工艺上进行改进,保证蒸汽正常注入。目前该技术已成功地在大庆油田第一口稠油水平井中应用,放喷阶段产油为该区块平均单井产油的7.3倍。测温曲线表明,水平段温度分布得到了很好的改善,实现了均匀注汽。     

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.     

稠油热采出砂机制试验研究

稠油生产出砂是油气田开发中制约产能的重要因素,高温蒸汽冲刷、沥青质的热解和水岩反应溶解是稠油热采出砂的主要原因。针对稠油开采出砂问题,分析稠油区块的出砂机制,并试验研究稠油热采注蒸汽对岩心渗透率的影响和稠油热采的出砂机制。结果表明:随着注入蒸汽量的增加,岩心的渗透率都会先下降后上升,开采时需要适当控制蒸汽流速以恢复最终渗透率到原有的80%左右;高流速下流体的流动冲刷导致地层的拉伸破坏而产生微粒的运移,破坏了骨架砂;高温导致岩石的胶结强度下降,砂粒疏松;高黏度的原油在流动中阻力大,流动所需的压力梯度大,对砂粒的摩擦携带作用也大;岩心初始渗透率低导致驱替压差大,对岩心产生剪切破坏。