大庆油田注汽系统的优化调整

大庆油田江37区块稠油油藏采用蒸汽吞吐方式进行开采,开采初期井底蒸汽干度低,影响开发效果。通过分析大庆油田注汽系统各环节的热能消耗,得出地面上消耗的热能比较高。通过高压汽水分离器提高锅炉出口干度,降低蒸汽干度损失量,应用球型等干度分配器可实现多口油井注入蒸汽的干度相同;对开采过程中相关的设备进行保温,加强对注汽系统的巡线工作,定期维修注汽系统中损坏的保温层;在注汽方式中,要选择近距离注汽站进行注汽,达到了节能降耗、提高产能的目的。     

中深层超稠油注空气辅助蒸汽吞吐试验研究

  辽河油区稠油油藏已进入蒸汽吞吐开发后期,面临地层压力低、周期产油量低、油汽比低等问题。针对该问题,在室内物模实验基础上,模拟了注空气辅助吞吐低温氧化反应过程,初步认识到注空气辅助吞吐补充地层能量、提高地层压力、降低原油黏度等开采机理,并结合D80块超稠油油藏特点,优化了注入方式、注汽（气）量、气汽比、注入速度和蒸汽干度。现场实施后,油井周期产油量增加,地层压力明显提高,取得了显著的开采效果。该研究为中深层稠油蒸汽吞吐后期进一步提高采收率提供了技术借鉴。     

CO_2蒸汽复合吞吐技术在新疆油田车510区块的应用

新疆油田车510区块为典型的高孔、高渗中等非均质稠油油藏,单纯使用蒸汽开发,容易发生蒸汽超覆、汽窜等问题,影响开发效果。为解决上述问题,新疆油田采油一厂于2015年开展了CO_2复合蒸汽吞吐改善稠油热采效果的试验。利用经验方法,同时结合车510区块油藏的实际情况,对CO_2吞吐参数进行了研究,确定了适宜的注汽压力、注汽量和施工工艺。施工效果的统计和分析表明,使用液态CO_2注入时,随着注入速度的增大,CO_2蒸发速度变慢,会导致井口压力增大。CO_2注入过程中应合理匹配注入压力和速度,保持井底压力略低于破裂压力。蒸汽-CO_2吞吐工艺,CO_2复合蒸汽吞吐具有较好的增压和调剖作用,可有效提高蒸汽热利用效率,改善吞吐开发效果,在其他浅层稠油区块同样具有借鉴意义。     

渤海油田蒸汽吞吐试验井注汽压力影响因素分析

渤海海上油田蒸汽吞吐试验井A1井第一轮出现注汽压力高，注汽能力受限，热损失大，井底注汽干度没有达到预期，影响热采效果。为了降低注汽压力，改善蒸汽吞吐实施效果，采用正交试验方法对蒸汽吞吐试验井A1井注汽压力高的原因进行分析，认为影响A1井注汽压力高的敏感因素按影响程度依次是地层能量、渗透率以及原油黏度。该区块后续热采实施应先冷采降低地层能量或注汽前采取降黏增注预处理措施，以改善注汽实施效果。研究结果可为全区热采实施及类似油田热采开发提供指导。     

稠油油藏效益注汽主要方法及评价——以金家油田金17块Ed3363小层为例

金家油田金17块Ed_33~(63)小层为普通稠油油藏,主要采用水平井蒸汽吞吐方式开采。近年来热采效果逐轮下降、地层能量低、汽窜现象加剧等开发问题日渐突出,同时受高注汽成本影响,蒸汽吞吐工作量减少,热采方式受限。为解决注汽效果与经济效益的矛盾,在本区块开展优化选井工作,通过数值模拟研究及开发动态分析,以地层剩余油及压力分布、地层亏空、周期油汽比等指标筛选吞吐转周井,并通过经济效益测算排除无效益或低效益油井;同时,为进一步提升注汽效果、控制注汽作业费用,通过优化注汽参数,研究合理注汽强度、氮气与蒸汽混注比例。矿场实施后热采效果及经济效益良好,对金家油田效益注汽具有一定借鉴作用。     

稠油热采开发中后期提高注入蒸汽效果的探讨

稠油油田热采进入中后期开发 ,吞吐周期高 ,地层压力保持水平低 ,地下存水多 ,导致注蒸汽开采时油汽比低 ,采注比低 ,吞吐转汽驱后达不到经济油汽比 ,进一步提高采收率困难。为此 ,提出了进一步提高稠油热采采收率、蒸汽热能利用率和稠油开发综合效益的新型高效蒸汽增效技术。通过扩大蒸汽波及体积和提高蒸汽驱油效率来提高采收率 ,通过提高油汽比和采注比来提高蒸汽热能利用率 ,而且一周期实施 ,多周期受效 ,特别适应高周期吞吐的油藏。     

齐40块蒸汽驱热能综合利用分析与评价

蒸汽驱是稠油油藏经过蒸汽吞吐开采以后,进一步提高原油采收率的主要热采方式．在蒸汽驱过程中,通过注入蒸汽,将热量释放到油层中;在热能影响下,原油流动性增强,在一定注采压差下,不断流向周围生产井并被采出。蒸汽驱油藏热能利用率越高,汽驱开发效果就越好。文中分析了大量的蒸汽驱监测资料,结合汽驱过程的动态开发规律,对高干度蒸汽注入注汽井筒直至油藏释放热量这一过程进行了研究。利用相关热能计算公式,量化了蒸汽驱过程中热能的实际利用情况,同时针对不同油藏特征进行了深入的分析与评价,为指导汽驱跟踪调控、深化蒸汽驱开采机理认识提供了重要的参考依据。     

稠油热采开发中后期提高注入蒸汽效果的探讨

稠油油田热采进入中后期开发，吞吐周期高，地层压力保持水平低，地下存水多，导致注蒸汽开采时油汽比低，采注比低，吞吐转汽驱后达不到经济油汽比，进一步提高采收率困难。为此，提出了进一步提高稠油热采采收率、蒸汽热能利用率和稠油开发综合效益的新型高效蒸汽增效技术。通过扩大蒸汽波及体积和提高蒸汽驱油效率来提高采收率，通过提高油汽比和采注比来提高蒸汽热能利用率，而且一周期实施，多周期受效，特别适应高周期吞吐的油藏。     

中深层稠油油藏蒸汽-氮气复合吞吐技术

针对中深层稠油油藏地层压力高、注蒸汽过程中热损失大、蒸汽腔扩展范围小、注蒸汽开发效果差等特点,提出了蒸汽-氮气复合吞吐技术。针对渤海某中深层稠油油藏,通过实验和油藏数值模拟,深入研究蒸汽-氮气复合吞吐加热降黏、气体溶解降黏、重力驱替作用、增压作用、扩大加热腔作用、改变稠油流动形态和底水油藏注氮气的控水作用等开采机理,优化气水比、注汽量和注入方式等关键注入参数。数值模拟结果表明,注入温度为350℃时,最优气水比为50;对于厚度为10 m的油藏,水平井注汽强度为10～15 m~3/m.     

杜84块超稠油油藏蒸汽+CO2+助剂吞吐物理模拟实验研究

在模拟辽河油田杜84块超稠油油藏蒸汽吞吐条件下(原始地温38℃,原始地层压力7.35 MPa,注汽压力18 MPa,注汽温度260℃,蒸汽干度75%),以孔隙度27.6%～29.1%、渗透率1.3 μm2、φ5×100(cm)的油层砂填充管为物理模型,实验考察了九个周期的蒸汽吞吐、蒸汽+CO2吞吐、蒸汽+CO2+助剂吞吐的驱油效果.后两种吞吐方式的第一周期为蒸汽吞吐,从第二周期开始先注入CO2气或0.0035 PV 0.3%助剂溶液+CO2气再注蒸汽,CO2注入量为前一周期蒸汽注入量的1/5,所用助剂为高温泡沫驱油助排剂WZ-AS+磺酸盐助排剂EOR-CL/LH-ⅩⅢ(1∶1).列表给出了各周期注汽量、采油量、采出程度、回采水率、采注比及油气比数据.三种吞吐方式的生产规律相同,增注CO2和CO2+助剂使周期注汽量、采出程度、回采水率增加,在蒸汽吞吐、蒸汽+CO2吞吐、蒸汽+CO2+助剂吞吐中,累积采出程度分别为30.23%、35.90%、38.69%,周期平均回采水率分别为63.80%、71.62%、82.07%.简介了杜84块油藏特征.图3表4参4.