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。     

致密油藏CO_2驱综合效益评价

致密油藏储量大,开发成本高,实现经济开发至关重要。以C油田致密油藏典型区块为例,采用直井—水平井联合布井方式,通过数值模拟,讨论了5种不同渗透率级别、8种排距下CO2驱的开发效果,结合经济评价指标分析不同油价下CO2驱的经济效益。研究表明,当前油价下,渗透率在0.1×10-3~1×10-3μm2时,建议C油田致密油藏典型区块采用注CO2开发方式;缩小排距,采出程度提高,内部收益率降低,建议根据C油田开发方针和原则选择合适的排距;增加生产年限,累计采出程度提高,经济效益呈现降低趋势,建议C油田根据自身情况需要选择合理的生产年限。     

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.     

古城稠油油田BQ10断块蒸汽驱注采参数优选

河南古城稠油油藏BQ10断块核三段Ⅳ9层为典型的浅层中厚层特-超稠油油藏,采用蒸汽吞吐方式开发.充分利用地质、测井和生产动态等资料,在精细描述油藏基础上,应用Petrel地质建模软件建立油藏精细地质模型.采用CMG软件的STARS模块进行数值模拟,对转蒸汽驱井网及转驱时机和注采参数优选.蒸汽驱应采用70 m×100 m反九点井网,采注比在1.0-1.2之间,蒸汽干度60%以上为佳.     

杏十二区葡Ⅰ1~2层水聚同驱优化研究

建立了试验区块的地质模型,对试验区块水驱阶段和聚驱阶段进行历史拟合。分析了试验区葡I1-2层剩余油分布特征,结合研究结果,制定不同注水速度,注聚速度、注入浓度和不同聚合物用量注入方案,通过计算结果进行优选,最终获得合理的注水、注聚参数,应用此优化结果,在实际油田开发中取得了良好的效果。     

矩形井网整体压裂技术在浅层油藏适应性研究

针对浅层油田的地质特点,在充分分析区块注采系统、油层地应力场以及油层裂缝发育情况的基础上,利用水力压裂整体优化设计软件,对矩形井网、正方形反九点井网和菱形反九点井网有利裂缝方位在油田的适应性进行了对比研究。确定最优整体压裂方案,争取最少的投入,获得最好的措施效果,以期在该区块实现整体高效开发。研究表明,矩形井网较适合于此油田。在此基础上,研究了矩形井网在不同井距和排距条件下缝长比和导流能力变化对压裂井日产油量和累积产油量这些开发指标的影响。研究结果表明:对于矩形井网,井距一定,压裂效果并非排距、缝长比和导流能力越大越好,而是存在一个合适的范围。导流能力40μm2·cm较好;缝长比0.1—0.2,井排距300m×250m较好;缝长比0.2,井排距400m×300m较好。     

聚驱后蒸汽驱注汽速度与渗透率对采收率的影响

为了探索稀油油藏聚合物驱油后蒸汽驱注汽速度和岩心渗透率对原油采收率的影响,用大庆萨尔图油田天然圆柱状岩心和模拟地层油,经过45℃环境下的水驱和聚驱后,在双温度场条件下进行了3组渗透率、4个注汽速度共24块岩心的蒸汽驱实验研究。结果表明:在同一注汽温度下,注汽速度较低时,蒸汽驱采收率随着注汽速度的提高而不断增大;注汽速度较高时,蒸汽的指进现象加剧,致使蒸汽驱采收率趋于平缓;因此过高的注汽速度将无实际意义。在本实验中以0.2mL/min为宜。渗透率的提高有助于提高聚驱后蒸汽驱的采收率,但渗透率超过1μm2时容易加剧蒸汽的突进,不利于提高采收率;对中等渗透率岩心,提高注汽温度可以显著提高蒸汽驱采收率,而对高渗透率岩心,提高注汽温度的作用不大。     

朝阳沟油田扶余油层油源及运移路径模拟

摘要：为研究朝阳沟油田扶余油层油气富集规律,系统收集了三肇凹陷原油地球化学测试数据,根据生物化学标志物特征探讨了朝阳沟油田油气来源;在埋藏史恢复、生排烃史恢复、储层物性分析的基础上,采用盆地模拟软件,应用流体势原理,模拟油气从三肇凹陷到朝阳沟阶地的运移路径。结果表明,朝阳沟油田油气来源于三肇凹陷,通过断层垂向连通作用和砂体侧向输导作用,由南向北运移。朝阳沟阶地北段先行聚集油气,并向南段调整,形成现今油气聚集局面,朝阳沟油田油气富集区是有效运移油气量和圈闭共同作用的结果。     

大庆朝阳沟地区防斜快打技术研究

大庆油田朝阳沟地区由于地层倾角大、断层发育等诸多原因,井斜控制困难,对钻井速度影响很大,严重制约了朝阳沟油田二、三类区块加密调整井的进度,加大开采成本。防斜打快的技术是该区块的一个急待解决的问题,该问题也是施工难点之一。问题的存在,说明开展大庆油田朝阳沟地区防斜打快钻井技术研究是非常必要的。同时,有效地提高朝阳沟区块调整井的施工水平,保证钻井的成功率,提高钻井的速度和质量,具有深远的意义。     

水平井蒸汽驱相带发育特征及影响因素

与陆上稠油油田蒸汽驱开发实践相比,海上首个蒸汽驱先导试验具有薄储层、水平井开发、大井距的特点,造成了相带发育特征认识不清,难以指导试验区高效开发的难题。基于直井蒸汽驱的“三相带两前缘”分布,应用理论分析、数值模拟及数学回归方法,开展薄层水平井大井距蒸汽驱相带发育规律研究,并确立主控因素。结果表明：水平井特有的垂直径向流渗流特征、储层薄造成的热损失、井距大导致的驱替压力梯度小综合加剧了蒸汽冷凝。冷凝水容易积蓄至储层底部形成新的热水带,呈现出“四相带三前缘”的分布特征。这种分布在不同蒸汽干度、储层厚度、注采井距下均有一定程度变化。通过评价超覆凝析因子M,确定影响相带分布的主控因素为转驱前地层压力和蒸汽干度。研究成果为试验区后续流场调控及海上其他稠油油田蒸汽驱开发优化设计提供了理论依据。