古城稠油油田BQ10断块剩余油分布数值模拟研究

摘要：特超稠油油田进入蒸汽吞吐中后期后,预测剩余油分布是研究的重要内容。以油藏地质建模和数值模拟为核心,根据古城稠油油田储层特征,建立精细的三维地质模型和油藏数值模拟模型,并对区块地质储量、采液量、采油量、注汽量及单井生产历史进行了拟合,综合应用剩余油储量丰度、砂岩有效厚度、渗透率和沉积微相类型等4个指标,制定剩余油的分类评价标准,分析BQ10断块中部区块H3Ⅳ9层的剩余油分布状况,为下步调整挖潜提供充分依据。     

低渗透油田蒸汽驱油注采井距优化研究

本文利用数值模拟的方法研究了不同注采井距蒸汽驱的受效规律。在大庆朝阳沟油田蒸汽驱试验区地质研究基础上,首先用Petrel软件建立试验区相控地质模型,然后应用CMG软件中的STARS模块进行数值模拟,研究了注采井距分别为106m、150m、210m、300m、330m、400m六种方案进行蒸汽驱开采时,蒸汽驱的受效规律。结果表明：为了获得较高的油汽比和控制一定的采油速度,减少汽窜发生,提高蒸汽利用率,优化的最佳蒸汽驱注采井距为210m。     

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。     

K稠油油藏开采优化数值模拟研究

我国西部K油藏为浅层稠油油藏,油层平均埋深240m,属于边缘氧化型稠油油藏。针对K油藏开发过程中注入蒸汽波及的效率低,热连通不充分,油汽比低,经济效益差的现状,选择该油藏有代表性的井组,利用数值模拟方法,对该油藏连续汽驱、间歇汽驱、低干度汽驱等技术方案进行了深入的研究,综合经济因素和最终采收率确定了合理的开发方案为高注汽强度的间歇汽驱,注汽强度80~100m³/d,注汽周期为6个月。数值模拟结果对油田实际开发有指导作用。     

蒸汽喷射泵稠油举升参数优选

蒸汽喷射泵是以水蒸汽代替普通喷射泵的动力液为原油举升提供能量,并可用来提高井筒内原油的温度。根据热力学原理和井筒举升理论,研究了井底流压和喷射泵喷嘴组合变化时井筒压力、温度和干度的变化规律。研究结果表明,在注入蒸汽干度一定的情况下,油井产液量越高,所需蒸汽量越大;在油井产量相同的情况下,井底流压越高,所需蒸汽量越少;利用同心管注蒸汽比用平行管注蒸汽所需的蒸汽量少。     

超稠油油藏蒸汽吞吐参数优选及合理开发界限的确定

应用物理模拟与数值模拟方法研究了超稠油的流体组成、粘-温关系和油藏渗流特征，分析了超稠油蒸汽吞吐注汽工艺参数对开采效果的影响。在考虑经济效益的前提下，建立了蒸汽吞吐开采目标优化函数，提出开发超稠油油藏的合理工作制度和技术经济界限。研究结果表明，在实施超稠油蒸汽吞吐作业时，采取注高温、高干度、高强度的蒸汽和短周期、多周次的工作制度，同时在完井方式和注采工艺等方面采取配套措施，才能取得较好的经济效益。研究结果为该类油藏的热采开发提供了可靠的依据。     

克拉玛依九9区齐古组稠油提高开发效果研究

克拉玛依油田九9区齐古组油藏由于埋藏浅,地层胶结疏松,汽窜出砂严重,影响了油井的生产效果。针对该油藏逐步进入蒸汽吞吐的中后期,采出程度高,油井高含水,产能低,边底水侵入,开采难度加大,产量递减加快,开发效益下降等现状,为了改善油藏整体开发效果,选择该油藏有代表性的井组,利用数值模拟方法对其进行下步开发方案设计与指标预测。数值模拟结果符合油田开发实际。研究表明:克拉玛依油田九9区齐古组油藏吞吐生产后转连续蒸汽驱对改善生产效果,提高采收率具有一定的积极的作用。     

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。     

ASP复合驱注采参数优化设计

根据正交设计方法和模糊数学原理,在室内试验及数值模拟研究的基础上,考虑到各项技术和经济指标的综合影响,建立了基于模糊综合评判模型的复合驱注采参数优化设计模型。同时,以孤东油田七区西Ng5^4-6^1层复合驱试验为例,对化学剂组合方式、配合浓度、段塞尺寸、注采速度、注入方式、注入时机等参数进行了优化。综合分析表明,该方法能够用尽可能少的方案寻求各参数间的最佳协同效应,且便于决策。     

非均质油层水淹程度对开发效果的影响分析

本文利用概念模型和数值模拟方法,研究了非均质油层不同水淹程度对开发效果的影响,计算了不同水淹程度对采出程度及含水率的影响,给出了非均质油层组合开发的最大水淹程度。结果表明：当开发时间相同时,未水淹与低水淹油层的组合开发效果最好,中水淹与高水淹的组合开发效果最差;不同水淹组合的单层采出程度差异较大,当含水98%时,与水淹程度高的油层组合开发时间短,采收率低。     

低渗透油田不同渗透率条件下蒸汽驱受效规律数值模拟研究

根据现场提供的朝阳沟油田蒸汽驱试验区的动、静态数据,首先用Petrel软件建立试验区相控地质模型,然后应用CMG软件中的STARS模块进行数值模拟。研究了地层平均渗透分别为1×10-3μm2、2×10-3μm2、5×10-3μm2、8×10-3μm2、10×10-3μm2、15×10-3μm2、30×10-3μm2七种方案进行蒸汽驱开采时,蒸汽驱的受效规律。结果表明:水驱油藏转蒸汽驱开发的渗透率下限值为10×10-3μm2。采用连续注蒸汽驱三类区块开发效果最差,连续注蒸汽驱开发仅适用于朝阳沟油田的一类及二类区块。     

考虑热伤害的氮气泡沫辅助蒸汽驱数值模拟研究

通过物理模拟的方式对发泡剂溶液的表面张力、发泡体积、半衰期以及封堵性能进行了测定。在物理模拟实验结果的基础上,建立了考虑储层热伤害的氮气泡沫辅助蒸汽驱数值模拟模型。模型将岩石骨架分为可动砂,流动砂以及基质砂三类,通过定义反应动力学方程在一定条件下将可动砂转化为流动砂从而近似模拟储层热伤害带来的孔渗参数变化。泡沫模型采用机理模型,考虑泡沫的生成、破灭以及原油对泡沫的影响。数值模拟结果表明储层热伤害造成的岩石骨架溶解以及热蚯孔的形成会加剧储层的非均质性,加快汽窜。而泡沫会对高渗通道产生有效的封堵,扩大蒸汽波及体积,延缓汽窜。     

桩106区块低气液比氮气泡沫驱可行性研究

为改善桩106区块稠油油藏的水驱开发效果,利用油藏数值模拟技术开展了低气液比氮气泡沫驱的可行性研究.根据油田106-19-X16井组的油藏地质条件,建立三维地质模型.在历史拟合的基础上,对低气液比氮气泡沫驱注入参数进行了优化设计.研究结果表明,低气液比氮气泡沫驱最佳注入参数为:气液体积比0.25:1、注入体积0.1 P...     

稠油蒸汽驱三维物模实验影响因素分析

蒸汽驱是稠油油藏开采较为有效的技术,由于受诸多条件影响,为了较为全面地认识蒸汽驱这一开发方式,利用三维物模装置,以某油田稠油油藏为主要原型,通过蒸汽驱物理模拟方法研究注入压力、蒸汽干度、注汽速度等因素对稠油蒸汽驱的影响。通过研究发现注入压力大,采收率提高;当蒸汽干度大于50%,在蒸汽驱过程中,蒸汽干度越高,驱油效果就越明显。     

深层稠油混合高温蒸汽吞吐工艺参数优化研究与实践

为了提高深层超稠油油藏注蒸汽吞吐热采中地层蒸汽干度及其加热降黏效果,提出了混合高温气吞吐热采工艺技术,即在常规蒸汽吞吐过程中,混入氮气、二氧化碳或烟道气(主要由氮气和二氧化碳组成)等非凝析气体,以有效控制注蒸汽过程中的热损失;并根据汽/液两相流体动力学和热力学原理,建立了深层稠油井混合高温蒸汽吞吐过程中井筒温度梯度、井筒压力梯度、混合流体干度及物性参数等的定量计算数学模型,以对注汽井的井筒动态进行系统分析与控制.以胜利油田孤东GO51X11井为例,发现注汽参数的理论计算结果与实际监测结果具有较好的一致性.     

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。