鲁克沁深层超稠油超临界蒸汽有效动用技术研究

鲁克沁东区梧桐沟组稠油油藏具有埋藏深、黏度大、地层压力高的特点,常规蒸汽锅炉注汽困难,有效开发难度大。针对突出的生产矛盾,提出了深层超稠油超临界蒸汽吞吐增产技术。通过物理模拟及数值模拟技术研究了超临界蒸汽的特性,分析了超临界蒸汽的增产机理,通过建立的超临界注汽热力参数计算模型,对注入参数进行优化设计,对沿程参数进行模拟计算,并在鲁克沁东区开展超临界蒸汽吞吐现场试验。结果表明,超临界蒸汽具有高溶解性、高扩散性及高反应等特性,在深层稠油开发中会产生不同于普通热流体的增强效应;在35MPa、400℃和注入体积为3.5 PV的条件下,超临界蒸汽的驱油效率可达90%以上。通过计算得到超临界蒸汽吞吐适宜的注入参数为:注汽温度高于375℃、注汽排量5.4~9 t/h、前期三轮次注汽规模3600 t、井口注汽压力27MPa、焖井时间为3~4 d。引进35 MPa超临界压力蒸汽锅炉及井口等配套设备,成功实施3口井9轮次吞吐试验,累计增油4000余吨,增油效果明显,可用于鲁克沁东区深层超稠油的开发。     

辽河高升稠油油藏注蒸汽吞吐合理并网密度优选

高升油田为中深层稠油油藏，注蒸汽开采一般井底蒸汽干度较低，目前仍以蒸汽吞吐生产为主。分析了高升油田高三块目前井网密度和生产现状，通过数值模拟方法和油藏热平衡法，以目前井网、井距为基础，系统地对注蒸汽吞吐井网密度进行了研究，其结果表明：合理地钻加密吞吐井，可经济有效地提高采出程度。     

辽河高升稠油油藏注蒸汽吞吐合理井网密度优选

高升油田为中深层稠油油藏，注蒸汽开采一般井底蒸汽干底较低，目前仍以蒸汽吞吐生产为主，分析了高升油田高三块目前井网密度和生产现状，通过数值模拟方法和油藏热平衡法，以目前井网，井距为基础，系统地对注蒸汽吞吐井网密度进行了研究，其结果表明：合理地钻加密吞吐井，可经济有效地提高采出程度。     

超临界注汽工艺研究与应用

针对区块开发中存在的问题,通过室内研究与现场试验摸索,形成了适合高升油田稠油难采区块的超临界注汽及配套工艺技术,通过在高3624块、高21块等区块的推广应用,实现了区块边部油井的正常蒸汽吞吐开发,有效的恢复了因注汽困难而停产的油井,为实现高升油田难动用储量有效动用提供了有力的技术支撑。     

高升油田高3块蒸汽吞吐开发后期管理策略

高升油田高3块是典型的中深层巨厚块状气顶底水稠油油藏,历经20余年的蒸汽吞吐开采,目前处于低压、低产、低效益的蒸汽吞吐后期采油阶段,呈现地层压力低、蒸汽吞吐效果差、油层严重脱气、油品性质变差等开发特征.针对稠油油田蒸汽吞吐后期生产特点,研究并实施了一系列行之有效的解决办法,取得了明显的成效.     

基于数据挖掘的蒸汽吞吐井注采参数优化设计

针对高升油田高3块蒸汽吞吐开发效果越来越差,基于高3块稠油油藏地质条件和蒸汽吞吐开发生产动态资料,运用灰色关联分析方法对影响蒸汽吞吐周期产油量的7个主要因素进行敏感性分析,敏感程度由大到小依次为油层厚度、周期数、周期注汽量、注汽压力、注汽温度、注汽干度、焖井时间;运用多元二次逐步回归方法,建立了周期产油量与7个主要因素...     

化学剂抑制及解除蒸汽吞吐中的油层损害

重点讨论了稠油油藏蒸汽吞吐及蒸汽驱开采过程中出现的地层损害及油井产能损害的各种情况。提出注蒸汽开采的油藏不仅存在着蒸汽对岩石的港蚀作用形成的地层损害，同时存在着沥青一胶质沉积形成的储集层损害、稠油乳状液的油层损害等。详细介绍了蒸汽吞吐芳普遍存在的几种油层损害的类型及其室内研究方法。作为一个特殊例子，针对辽河高升油田蒸汽吞吐后期（即3轮次以上多轮次吞吐）情况下地层存水量较多、地层压力较低的特点，预测了这种特殊油藏条件下可能同时存在蒸汽溶岩损害、沥青一胶质及乳状液损害和水锁损害等。室内实验研究探索了综合性消除这几种地层损害以恢复油层渗透串的方法；提出了对蒸汽吞吐共中出现的各种地层损害的综合性解堵措施；研制出ZHJ系列综合解堵刘，并已在高升油田进行了现场试验，初步见到一些解堵效果，目前仍在不断探索更有效、更经济可行的配方及工艺技术。     

蒸汽吞吐条件下生产井与断层合理距离的确定——以新庄油田为例

以新庄油田泌浅57井区为例，通过理论模型计算不同注汽参数下蒸汽加热半径的变化，结合断层附近生产井实际生产情况，分析了蒸汽吞吐条件下生产井距断层的合理距离。又通过两种油藏模型对泌浅57井区作精细数值模拟进行进一步论证，最终研究确定了生产井距断层的合理距离应在40m以上。文章的研究方法和成果对新庄油田其它区块和类似稠油油田的蒸汽吞吐开发具有一定的指导和借鉴意义。     

稠油油藏蒸汽吞吐参数优化及效果预测

以某稠油油藏为例,通过数值模拟方法,对7种蒸汽吞吐参数(注汽强度、注汽速度、注汽干度、注汽温度、焖井时间、排液速度和周期注汽量递增)进行优化,得出适合该油藏的蒸汽吞吐参数,并对蒸汽吞吐开发效果进行了预测,为该油田稠油区块蒸汽吞吐的现场应用提供了合理的注汽工艺参数。     

稠油藏开采配套技术应用研究

针对高升油田莲花油层埋藏深、非均质性严重、开采难度大等特点,经过常规开采、多种采油工艺以及蒸汽吞吐等稠油开采技术的现场应用,探索出蒸汽吞吐、掺稀油、综合解堵以及大泵深抽等一整套稠油开发配套技术,为正确认识高升油田及确定合理的稠油开采方式奠定了基础.     

海上稠油油田蒸汽吞吐产量确定新方法

针对目前蒸汽吞吐产量预测模型假设条件简单、普适性差等问题,一般采用测试法和类比法综合确定海上稠油油田蒸汽吞吐初期产量。由于目前海上油田通常只开展常规测试,无法直接获得热采开发初期产量。笔者提出海上稠油油田蒸汽吞吐初期产量确定新方法,建立蒸汽吞吐相对于常规开发的初期产量倍数预测模型,通过蒸汽吞吐产量倍数,将常规测试确定的产量转化为蒸汽吞吐产量。研究表明,蒸汽吞吐初期产量倍数主要受储集层渗透率、原油黏度、注入强度、蒸汽干度等因素影响,利用正交试验设计和多元回归等方法,建立海上稠油油田蒸汽吞吐初期产量倍数与油藏地质参数及注入参数之间的非线性预测模型,该模型经实际生产数据验证,预测误差小于5%,可靠性高,能够为海上稠油油田蒸汽吞吐初期产量的确定提供依据。     

水平井蒸汽吞吐加热半径和地层参数计算模型

蒸汽吞吐水平井加热半径和焖井后地层温度和压力的计算是水平井产能评价和动态预测的基础。由于蒸汽沿着水平段流动有摩擦损失,因而蒸汽的压力、温度和干度沿着水平段的分布是不均匀的。根据水平井变质量流和传热学原理,基于质量守恒、动量定理和能量守恒及镜像反映和势叠加原理,建立了水平井蒸汽吞吐加热半径和焖井后温度压力计算模型。以某油藏参数为基础,对该模型计算结果与数值模拟结果进行的比较发现,二者基本吻合,从而验证了模型的正确性。     

CO_2压裂参数对井内温度和压力的影响

由于超临界CO_2液体的热物理性质在流动中变化剧烈,不适用于常物性的计算方法,提出了井筒内耦合流体热物性的非稳态流动传热模型。以一个气田为实例,通过数值求解3大控制方程,获得了CO_2的温度和压力沿井深的分布及随施工时间的变化规律。数值模拟结果表明:在计算条件下随着井深增加,井筒内CO_2温度和压力均升高;摩擦阻力对井筒内温度场有显著的影响;随着低温CO_2的注入,井筒内各点温度降低而压力上升,最后都趋于稳定;距离地面越近,井筒内的温度和压力越快达到稳定。得到的井底温度和压力变化规律可以为地层裂缝的计算提供更准确的入口参数。     

油田燃油(气、煤)注汽锅炉

稠油黏度较大、不易流动,油田注汽锅炉以油、气、煤等为燃料,能够产生高温蒸汽用于加热稠油,便于开采。油田开发过程中,稠油产量逐渐降低,一些复杂井况无法有效开采,因此以常规湿蒸汽注汽锅炉为基础,通过对蒸汽压力、温度、蒸发量、干度等参数的研究,结合实际生产应用,开发了新型注汽锅炉系列产品。根据不同开采条件,结合湿蒸汽吞吐、过热蒸汽驱、SAGD、高参数蒸汽注井等方式进行开采,可以降低成本,有利于稠油产量的提高。通过多种产品的现场实际应用,参数指标满足设计及使用要求,运行稳定。     

高周期蒸汽吞吐最佳注汽参数实用图版研究

针对目前所使用的一些注汽参数优化设计软件,由于涉及参数过多、计算复杂、难以推广使用的问题,进行了蒸汽吞吐最佳注汽参数实用图版研究。根据蒸汽吞吐注汽参数优化设计理论和方法,应用所研制的蒸汽吞吐井注汽参数优化设计软件,对南阳井楼油田零区稠油油藏,以周期净产油量最大为目标函数,优选出不同采出程度、不同存水条件下吞吐生产井最佳注汽参数(注汽压力、干度、速率和周期注汽量),并绘制成图版。现场工作人员可通过查图版方便地确定各周期最佳注汽参数,以提高蒸汽吞吐井的开采效果。应用结果表明,查图版所确定的最佳注汽参数与用优化设计软件计算的参数相比,相对误差不超过10%,能满足工程精度要求。     

CPL油田裂缝性砾岩稠油油藏开发方式优化研究

为了改善已经进入天然能量开发后期裂缝性底水砾岩稠油油藏的开发效果,通过稠油油藏开发方式筛选标准及双孔双渗油藏数值模拟方法,对开发方式转换进行优化,结果表明,蒸汽吞吐是最有利改善开发效果的开发方式,油藏裂缝发育、基质渗透率低、活跃边底水的作用,将给蒸汽吞吐转蒸汽驱带来困难。进一步利用油藏数值模拟方法优选蒸汽吞吐转吞吐时机及注采参数,确定适合CPL油田裂缝性砾岩稠油油藏的蒸汽吞吐注采参数,并在CPL油田裂缝性底水砾岩稠油油藏现场实施取得了较好的开发效果。     

特薄层稠油蒸汽吞吐界限及开采技术研究

通过对河南井楼、古城油田特薄层稠油油藏地质特征再认识研究,总结出了此类油藏蒸汽吞吐生产规律;并运用动态财务净现值法和油藏数值模拟技术,研究了特薄层稠油蒸汽吞吐经济极限油汽比、产量以及不同类型稠油吞吐开采地质参数界限条件;优化了注采工艺参数;阐明了提高开发效果的技术对策,取得了较好的经济开采效果.     

海上稠油两种热采方式开发效果评价

为了给海上稠油油田选择热采技术提供依据,对多元热流体吞吐和蒸汽吞吐2种热采方式的开发效果进行了评价。根据实际地质油藏参数建立了热采单井地质模型,运用数值模拟方法,设置了注入热焓相同和注入量相同2种方案,并结合现场先导试验对比分析了多元热流体吞吐和蒸汽吞吐的开发特征和效果。通过数值模拟得出:在注入热焓相同（4.3×1013 J）的条件下,多元热流体吞吐和蒸汽吞吐的采收率分别为18.3%和12.4%;在注入量相同（227 m3/d）的条件下,多元热流体吞吐和蒸汽吞吐的采收率分别为17.5%和13.3%,多元热流体吞吐的采收率是蒸汽吞吐的1.3~1.5倍。在现场先导试验中,多元热流体井的产能是蒸汽吞吐井的1.5倍。研究结果表明,多元热流体吞吐比蒸汽吞吐提高采收率的幅度大,更适于开发海上稠油油田。      

烟道气辅助蒸汽吞吐油藏适应性研究

稠油热采的开发效果不仅与热采方式有关,同时也与注入的热介质关系密切。利用油藏数值模拟方法对比了不同地层和注热参数条件下烟道气辅助蒸汽吞吐与纯蒸汽吞吐的开发效果,并对烟道气辅助蒸汽吞吐增产效果的影响因素进行了敏感性分析,总结出了烟道气与蒸汽混注吞吐的油藏条件。渤海某稠油油田矿场实践表明,烟道气辅助蒸汽吞吐可改善该油田稠油开发效果,其产能是常规开采产能的2～3倍。     

胜利油田超临界注汽配套工艺研究与应用

胜利油田通过开展超临界注汽井筒流动与传热的精细描述研究和超临界注汽参数优化研究.对超临界状态、亚临界状态与饱和蒸汽状态蒸汽热力学参数变化规律及对井筒蒸汽参数进行了分析,建立了一套超临界条件下的注汽热力参数计算数学模型;在此基础上,建立了超临界注汽条件下注汽工艺管注的力学计算教学模型,对超临界注汽隔热油管和井下配套工具进行了优化设计,形成了一套适合于稠油超临界注汽的配套工艺技术。此外,还介绍了超临界注汽配套工艺技术在胜利油田的应用情况,并对研究过程中取得的认识和应用过程中发现的问题进行了总结。