海上特稠油油藏蒸汽辅助重力泄油物理模拟

渤海LD油田属于中深层厚层块状特稠油油藏,是国内海上迄今为止发现的原油粘度最大的稠油油田,SAGD技术是开发此类油田的有效手段。目前国内外已投入SAGD开发的油田,多为浅层稠油油田,对于中深层特稠油油藏SAGD开发还需要通过物理模拟等手段开展深入研究。通过三维物理模拟分析了LD油田SAGD开发的可行性,认为该油田先吞吐降压,再转SAGD的开发方式能够取得较好的开发效果。经过3个吞吐轮次,油藏压力由6MPa降至3MPa,井间温度升至85℃,达到转SAGD时机。蒸汽吞吐降压阶段的采出程度达到5.75%;SAGD过程中汽腔上升达到顶层时的采出程度为13.5%,汽腔水平扩展阶段结束时对应的采出程度为30.5%,至瞬时油汽比降至0.1时的采收率达到54.7%。     

强底水特稠油油藏蒸汽辅助重力泄油物理模拟

通过三维物理模拟分析了强底水特稠油油藏SAGD开发效果。研究表明,强底水会消耗部分注入蒸汽热量,对于SAGD开发产生较大不利影响。吞吐预热后转SAGD生产过程可以划分为产油量快速增加和产油量逐渐递减阶段2个阶段。由于存在强底水,吞吐预热难以降低油藏压力,经过3个吞吐轮次,油藏压力由10MPa降至9.5MPa,井间温度升至85℃,达到转SAGD时机;生产井在吞吐阶段已发生明显水淹。吞吐预热阶段采出程度达到0.35%,汽腔上升达到顶层时的采出程度为3.59%,汽腔水平扩展阶段结束时对应的采出程度为15.15%,至瞬时油汽比降至0.1时的采收率达到28.80%,最终采收率明显低于纯油藏模式SAGD开发。     

中深层稠油油藏SAGD开发动态关系研究与应用

辽河油田中深层稠油油藏均经历蒸汽吞吐降压才转入SAGD(蒸汽辅助重力泄油)开发,开采机理复杂,蒸汽腔调控难度加大。分析了不同油藏条件和操作参数对SAGD开发效果的影响,明确了油层厚度、含油饱和度等4个油藏条件与SAGD开发效果的对应关系,建立了采注比、注汽井点数等4个操作参数的开发调整界限。现场应用后,SAGD油汽比由0.18上升至0.23,产油量达到80×10~4 t/a,为辽河油田稠油稳产提供了技术保障,对同类型油藏的开发具有一定的指导意义。     

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。     

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。     

稠油油藏注蒸汽和烟道气数值模拟研究

为提高克拉玛依油田九6区特稠油蒸汽吞吐后期及转蒸汽驱开发效果,进行了注蒸汽添加锅炉烟道气机理、地质参数敏感性、注采参数优化和经济评价等研究.研究结果表明在适宜的油藏条件下,蒸汽加烟道气吞吐和蒸汽加烟道气驱比单纯的蒸汽吞吐和蒸汽驱效果都有明显的改善.蒸汽吞吐后期加锅炉烟道气可使该区吞吐周期延长2～4轮次,单井产量提高1459 t,采出程度提高7.02%;蒸汽驱过程中添加烟道气可使采出程度提高3.7%.     

海上稠油油田水平井多轮蒸汽吞吐生产规律研究

旅大油田是渤海油田首个循环蒸汽吞吐先导试验区,其中2口水平井已累计实施9轮次蒸汽吞吐。海上稠油循环蒸汽吞吐开发仍处于探索与试验阶段,针对海上多轮次吞吐开发规律的研究尚属空白。为摸清海上水平井多轮次吞吐开发规律,改善中后期热采开发效果,以旅大油田注采动态数据为基础,运用油藏工程方法,对水平井多轮次蒸汽吞吐生产特征、递减规律及开发效果评价等进行了研究。结果表明：1)蒸汽吞吐是开发海上稠油的有效手段之一,能大幅提高单井产能,第1周期高峰产能相对于冷采增产4.3倍,多轮次平均增产1.8倍。海上水平井蒸汽吞吐油汽比高,累积油汽比为2.34;2)在一个蒸汽吞吐周期内的产油量变化呈现先上升、再递减、后低产稳产的变化规律,可划分为放喷吐水期、高产期、递减期和低产稳定期4个阶段;3)单个周期内及周期间递减规律为指数递减,旅大油田第1～第5周期内递减率为15.5%～5.5%,不同周期间递减率为22.0%～24.8%。以上成果认识对海上相似稠油油田热采开发具有一定的指导意义。     

基于正交数值试验的蒸汽吞吐转SAGD关键因素研究

超稠油油藏蒸汽吞吐开采过程中,周期产能递减快且热利用效率不断下降,蒸汽辅助重力泄油技术(SAGD)可以作为有效的开发接替方式。针对蒸汽吞吐转SAGD的最佳时机及转SAGD后的影响因素等问题,利用热采数值模拟手段,以辽河油田馆陶组油藏地质特征为基础建立三维模型进行研究。在此基础上利用正交试验设计和方差分析方法,以采收率和累计油汽比作为评价指标,对影响SAGD开发效果的5大关键因素进行分析。结果表明:蒸汽吞吐6个周期后转直平组合SAGD的开发效果最好;对五个因素的影响程度大小进行排序,以采收率为评价指标时:注汽速度注汽干度采注比注汽压力垂向距离,以累计油汽比为评价指标时:注汽干度注汽速度注汽压力垂向距离采注比;注汽速度和注汽干度是影响SAGD阶段开发效果最重要的两大因素。为矿场开发方式的调整和优化提供了一定的理论基础。     

渤海底水特稠油油藏SAGD开发方案优化

渤海L16油田具有埋藏深、特稠油、强底水的特点,常规水驱难以取得较好的开发效果。通过测试资料分析、相似油藏类比、数值模拟等多种途径的研究,认为该油藏具备SAGD开发的可行性。在此基础上,针对渤海L16油田的油藏特点,运用油藏数值模拟方法深入研究了其SAGD开发的合理油藏压力、油井(水平井)避水高度,以及注采参数。研究认为,L16油田实施SAGD开发应首先将油藏压力降低至8 MPa左右;水平生产井的避水高度为10m;最佳注汽速度为350m~3/d;注入蒸汽干度不低于80%;生产井配产525m~3/d。根据优化的SAGD合理参数,预测了渤海L16油田进行SAGD开发10年的效果,累注汽788×10~4 m~3,累产液1042×10~4 m~3,累产油180×10~4 m~3,累积油汽比0.23m~3/m~3,阶段采出程度17.1%。     

海上稠油油藏蒸汽吞吐周期注汽量优化研究

海上稠油油田蒸汽吞吐开发与陆上油田相比更为复杂,周期注汽量的合理选择已越来越受到重视。以渤海油田某稠油油藏为研究对象,根据海上油田特点建立概念模型,运用数值模拟方法对蒸汽吞吐周期注汽量进行优化研究,首先设计7种方案对各周期注汽段塞进行了定性研究;在此基础上,针对开发效果最好的注汽段塞方案又设计12种方案进行定量细化研究。结果表明,研究区蒸汽吞吐开发时各周期注汽量应随着周期数的增加而增加,且各周期注汽量递增率均为20%时开发效果最好。M油藏实际区块数值模拟结果表明,吞吐10周期后,蒸汽吞吐周期注汽量最优方案比各周期注汽量相同的注汽方式的累积产油量提高4.58×104m3,采出程度提高0.53%。     

石油企业知识型员工流失的原因分析与思考

对石油企业知识型员工流失的现状进行了描述,并分析了流失的原因;阐述了稳定知识型员工队伍的基本思路;从提高待遇、增进感情、发展事业、制度创新四个方面提出了相应的对策。对石油企业的人力资源管理理念的创新进行思考。