多元热流体吞吐水平井热参数和加热半径计算

多元热流体吞吐已成为海上稠油的主要热采方式。为优化注入参数,对水平井井筒沿程热力参数和加热半径进行预测。考虑井筒流动与油层渗流的耦合,建立水平段井筒中多元热流体流动和换热的数学模型。计算多元热流体水平段沿程压力、干度和加热半径分布,分析气体含量、注入速度等因素的影响。结果表明:在注入过程中,水平段沿程压力和蒸汽干度逐渐下降,加热半径呈先下降后上升的"U"型变化;保持其他条件不变,适当降低非凝结气体含量、增大注入流量,有助于扩大加热范围。     

渤海稠油油藏多元热流体开发全过程参数优化

多元热流体技术是海上稠油高效开发的关键技术,在渤海油田开发中得到了广泛应用,但目前该技术还存在注入参数不合理、转驱时机及井网不确定等问题。为了提高多元热流体技术在油藏开发全过程中的效果,以渤海A稠油油田区块的油藏参数建立数值模型,通过数值模拟方法对多元热流体吞吐阶段主要注入参数、转驱时机及井网、多元热流体驱阶段主要注采参数进行优化研究。结果表明,多元热流体技术在稠油油藏开发过程中,先以吞吐形式进行,当地层压力降至5 MPa左右时再转驱;多元热流体吞吐阶段,随地层压力减小,最佳注水强度先增大后减小,气水比先保持较低水平后大幅增大,气体中CO2比例逐渐减小;多元热流体驱阶段,随含水率上升,最佳注水速度先减小后保持较低水平,最佳气水比的变化规律与注水速度基本相反。     

稠油油藏多元热流体吞吐油藏参数界限研究

多元热流体为蒸汽、氮气、二氧化碳的高温高压混合气体,具有降低原油黏度,提高地层压力,改善油藏剖面,提高稠油油藏开发效果等作用。为研究适合多元热流体吞吐的稠油油藏条件,通过数值模拟方法,定量研究了地质流体参数对稠油油藏注多元热流体吞吐效果的影响程度,影响程度强弱确定了各参数界限。结果表明:高强度影响因素原油黏度应该低于6 000 mPa·s,有效厚度大于3～11 m,中强度影响因素剩余油饱和度应该大于0.45～0.65,渗透率大于130×10~(-3)～1 000×10~(-3)μm~2,低强度影响因素纯总比应该大于0.42,孔隙度大于0.20,油藏深度超过300 m。研究结果为稠油油藏多元热流体吞吐高效开发提供技术依据。     

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。     

海上稠油多元热流体吞吐开发效果评价初探

A 油田是海上首个实施非常规稠油热采开发的先导试验区,其开发效果的评价直接影响着海上后续非常规稠 油资源的开发动用。根据热采井的生产动态特征分析了边水对热采井开发效果的影响,建议热采井距边水200～300 m 以上;通过对比分析同井注热前后及同层位相邻位置冷热采井的开发效果,热采井周期平均产能和累产油量均是冷采 井的1.5～2.0 倍左右;利用流温法及米采油指数法综合评价了热采有效期,有效期在240～339 d,平均298 d;根据钻后 热采井周期平均产能、周期产油量及油汽比等参数与钻前设计值进行对比评价,认为排除试验阶段防砂工艺、管柱问 题以及钻后储层变化等原因外,其他热采井均达到第一轮次吞吐预期效果,热采井周期平均产能为57 m3/d,周期产油 量1.80×104 m3、周期增油量0.7×104 m3。可见多元热流体吞吐热采増油效果明显,对海上其他非常规稠油油田的开发 具有借鉴指导意义。     

海上多元热流体注入沿程热物性评价模型

稠油储量占渤海总石油储量的60%,是中国石油接替储量的重要组成部分。多元热流体的应用克服了海上平
台承载能力有限的难题,是海上稠油热采的新方向。首次考虑井口注入条件变化及海水流动的影响,以一段时间内注
入到管线中的多元热流体为控制体,分别考虑平台、海水段和地层注汽管柱结构的影响,建立了多组分热流体沿程热
物性评价模型。计算结果与中国某油田实际热采井沿程热物性参数吻合较好。基于模块计算,评价了多元热流体组
成,海水深度对其沿程热利用率的影响,为多元热流体在海上稠油油藏热采中的应用提供了一定的理论支持。     

井筒内超临界多元热流体注入过程的数值模拟

在稠油热采过程中,提高注入工质的流动参数可显著增加采收率。为评价超临界多元热流体注入井筒后的流动传热特性,建立了相应的计算模型,得到了井底温度、压力与沿程热损失随注入流量、井口温度及井口压力的变化规律,并与注入超临界蒸汽情况下的流动传热规律进行了比较。结果表明,井底参数与注入流量呈单调关系;井底压力与井口温度、压力亦呈单调关系;而其他井口、井底参数的组合呈现出复杂关系。相同井口压力条件下,为使井底参数达到超临界状态,超临界多元热流体的井口温度和注入量高于注入超临界蒸汽的情况。适当选取较低的井口压力,可以减少热损失,提高经济性。所得结果可为注入工质参数的选取提供参考,进而为海洋稠油开发中的能源与动力保障的研究及设计明确需求。     

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。     

普通稠油油藏水驱转热采井网优化研究

水驱普通稠油油藏开发后期由于物性差异开发效果差别较大,地层中已形成稳定的流线场,加密对开发效果难有较大改善.结合胜利油田实际区块营8断块注水开发已进入中高含水采油期的实际情况,通过建立油藏数值模型,结合数值模拟和油藏工程综合研究,找出剩余油分布规律,研究水驱普通稠油油藏开发后期转热采井网优化方式等方面的问题.在综合考虑开发效果的基础上,得到对普通稠油油藏进行井网抽稀可改善开发效果;不同井网优化方式下五点法稀井网的最终采收率最高;水驱普通稠油油藏转热采在含水80％时进行井网优化效果较好等结论.研究结果可为目标区块以及同类区块的有效开发提供技术依据.     

薄层稠油油藏蒸汽吞吐转热水驱的选区新方法

胜利油田郑364块稠油油藏由于层薄、油稠的特点,部分油藏进行蒸汽驱具有较大风险性。随着蒸汽吞吐轮次的增加,近井地带含油饱和度不断降低,开发效果变差。研究在稠油油藏注蒸汽开发以及转热水驱开发机理分析基础上,利用物理模拟研究了稠油油藏注蒸汽开发后转不同温度热水驱的驱油效率。通过对郑364块稠油油藏储层物性的分析,建立反映该稠油油藏特征的数值模拟模型。对其注蒸汽转热水驱的可行性进行了筛选研究。建立了考虑油藏渗透率、有效厚度和剩余油可动储量丰度的蒸汽吞吐后转热水驱筛选区块的新方法。该方法可针对薄层稠油油藏注蒸汽开发后是否能够转热水驱进行筛选分析。     

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...     

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。     

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。     

深层稠油油藏注天然气吞吐泡沫油流特征数值模拟研究

深层稠油油藏的有效开采是世界性的难题,天然气吞吐开采是有效的方法之一。其中天然气吞吐回采阶段泡沫油流的驱油特征研究尚不深入。本文采用考虑泡沫油的数值模拟方法,以吐哈鲁克沁油田深层稠油油藏天然气吞吐为实例,从模拟网格尺寸、油藏非均质程度、注入气溶解速度等角度,对吞吐回采阶段的“泡沫油流”的渗流特征展开描述。研究结果表明,数值模拟研究要建立适宜的网格模型才能反映真实的泡沫油流动态;注气气体扩散水平较高时,非均质的影响效果显现,气体优先从储层突破影响原油的生产;当注入气体溶解速率低时,微气泡少,影响稠油的流动性,累积采油量减少。     

基于裂缝-基质耦合的裂缝性油藏调驱数值模拟

 针对黑油模型等效处理裂缝方法不能很好体现裂缝在油藏中的特性,利用裂缝-基质耦合渗流理论方法,建立油水两相三维裂缝性油藏数值模型。基于该数值模型研究油藏地质和开发条件对弱凝胶调驱效果的影响,对影响因素进行了显著性评价,通过对调驱影响显著的因素进行定量研究,提出了裂缝性油藏适宜调驱的油藏条件。利用正交分析方法,对实际油藏进行调驱参数优化设计。     

裂缝性稠油油藏水平井产能预测模型及分析

 基于分形理论, 用裂缝宽度分维和迂曲分维表征裂缝线密度和裂缝性储层等效渗透率。将储层水平井井筒周围流体流动状态划分为内外两个区域:内部渗流区为垂直于水平井段的平面径向流和水平井两端的球面向心流, 外部渗流区为平面椭圆渗流区。基于质量和动量守恒方程, 建立二区耦合稳态渗流数学模型, 推导出裂缝性稠油油藏水平井产能公式。计算结果表明, 缝宽分维越大, 裂缝线密度越大, 基质-裂缝等效渗透率越大;迂曲分维越大, 等效渗透率越低;水平井长度的增加, 会提高裂缝性稠油储层水平井的产能;幂律指数大于0.75 时, 对产能的影响逐渐增大, 且随着幂律指数的增大, 产能逐渐增大;启动压力越大, 水平井产能越低, 且随着启动压力梯度的增加, 产能降低的幅度也在增加。     

底水油藏水平井水淹动态的数值模拟研究

针对多数底水油藏水平井水淹动态规律研究未考虑井筒压降的情况,在探讨考虑井筒压降必要性的基础上,利用数值模拟方法,研究考虑井筒压降时不同因素影响的水淹动态规律。结果表明:见水时间和无水期采油量随水平井产量的变化呈幂指数关系,随水平段长度的增加呈线性增加,随油层厚度的增加呈现"上翘"的非线性关系;隔夹层渗透率对水淹规律的影响只表现为完全不渗透隔夹层和无隔夹层,不存在半渗透隔夹层;当隔夹层的长度大于水平井筒长度时,隔夹层面积越大抑制底水脊进的效果越好。     

多层非均质油藏聚水同驱物理模拟实验研究

针对多层非均质油藏同步进行聚合物驱和水驱的开发方式,通过物理模拟实验的手段研究不同注入压力比例条件下的水聚接触带的分布、平面及纵向含油饱和度分布、聚水同驱的阶段采出程度及不同位置生产井的含水率变化特征。实验结果表明,多层非均质油藏水聚同驱时,维持注水区域压力与注聚区域压力相等可以获得较好的开发效果,对于指导相似油田聚水同驱的现场应用具有一定的指导意义。     

致密油藏多级压裂水平井数值模拟及应用

随着越来越多致密油藏投入开发,致密油藏开发已经成为国内外的热点。建立了多级压裂水平井渗流数学模
型,编制了三维三相致密砂岩非线性渗流数值模拟模型。利用成熟商业软件对开发的新模型进行了验证。对实际生
产井进行了历史拟合,对裂缝导流能力、改造区域规模、改造区域渗透率、非线性系数、初始压力等参数进行了分析。
结果表明：开发的新模型能够对致密油藏多级压裂水平井进行有效地模拟,并反映致密油藏渗流的非线性特征。适当
增加裂缝导流能力、增大改造区域、改造区域渗透率能够减小近井周围流动阻力,增大产能,而非线性系数增加了流体
流动阻力,减小了产能。