原油黏度对浅薄层超稠油油藏水平井开发效果的影响研究

原油黏度是影响浅薄层超稠油油藏水平井开发效果的主控因素之一,为了剖析原油黏度对该类油藏水平井开发效果的影响规律,以QX+Y油藏为基础,分析了原油黏度分布特征和差异,并依据原油黏度区域分布特点,平面分单元,纵向分层系,对黏度区域进行了划分,采用油藏工程和数值模拟方法综合研究了不同黏度区域的开发特征,研究了原油黏度对水平井蒸汽吞吐开发规律的影响,以及原油黏度对超稠油油藏开发的影响机理,为水平井措施挖潜、提高油藏最终采收率提供决策依据。通过综合采用多种工艺措施能降低高原油黏度对水平井蒸汽吞吐效果的负面影响,有效地改善该类油藏水平井的开发效果。     

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。     

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。     

蒸汽吞吐对坨826块沙_31~2小层多孔介质的影响

胜利油区王庄油田坨826块沙312小层特超稠油油藏采用水平井蒸汽吞吐开发,高压下高温蒸汽注入地层,储层岩石学特征、孔隙结构特征、表面物理性质和流体的组成等均匀有所改变,给该块的开发造成较大困难。综合研究表明,蒸汽吞吐对多孔介质的影响主要表现在岩石骨架的破坏、结垢沉淀和蒙脱石水化作用,本文提出了一些技术对策。     

稠油油藏不同热采开发方式经济技术界限

结合数值模拟和动态经济评价,建立稠油油藏热采开发经济技术界限研究方法.以乐安油田南区为原型确定稠油油藏直井蒸汽吞吐、直井吞吐加密、水平井蒸汽吞吐以及直井蒸汽驱等不同热采开发方式下的有效厚度、原油黏度及油价边界值等经济技术界限,并制作实用图版.结果表明:水平井吞吐对油藏有效厚度和原油黏度的适应范围最广;直井蒸汽驱具有最高的采收率,有效厚度界限也比直井吞吐加密小很多.不同热采开发方式的经济技术界限对比结果有助于选择最佳的热采开发方式对稠油油藏进行经济合理的开发.     

深层超稠油油藏蒸汽吞吐后转汽驱实验研究

辽河油田曙一区深层超稠油油藏经历多年蒸汽吞吐开发,取得了一定的开发效果,但进入吞吐开发中后期,面临周期产油量低、油汽比低及稳产难度逐年增大等问题,蒸汽吞吐后接替技术的研究已迫在眉睫。在室内利用高温高压比例物理模拟装置,针对蒸汽吞吐后转蒸汽驱的影响因素、调控策略和生产特征开展了实验研究。结果表明,蒸汽吞吐阶段形成的温场对后续蒸汽驱开发有较大影响。蒸汽吞吐转汽驱的前提条件,一是注采井间油层热连通温度要达到原油转驱温度以上,二是吞吐阶段培育的蒸汽腔体积要足够大,横向波及注采井距1/3左右为宜。注采井段调整是改善汽驱效果的重要影响因素。对于层内无稳定分布的夹层情况,蒸汽吞吐及蒸汽驱阶段注汽井采用下1/2井段注汽,能够有效抑制汽体超覆,提高采出程度。当蒸汽驱达到剥蚀生产阶段后,将生产井由全井段调整为下1/2井段生产,能够在一定程度上扩大波及体积,提高采出程度;超稠油蒸汽驱生产特征以剥蚀作用为主,驱替作用为辅。研究结果为深层超稠油油藏蒸汽吞吐后转汽驱开发方案优化设计及矿场试验提供理论依据。     

双水平井SAGD开发稠油油藏界限标准

 蒸汽辅助重力泄油（SAGD）是开发超稠油的高效技术,具有驱油效率高,采收率高等特点,其开发油藏界限标准受油藏参数、工艺技术条件及油价等综合影响。国外根据油层储层厚度、原油黏度与开发等条件给出了SAGD 开发油藏界限标准,但中国目前还没有合理的界限标准指导不同油藏条件下SAGD 的部署以及经济有效的开发方法。运用油藏数值模拟技术,对新疆A 油藏关键油藏参数对SAGD 开发效果的影响规律进行研究,运用正交设计方法,以净利润为目标确定了影响双水平井SAGD 开发油藏效果的主控因素;结合现有工艺条件,得到了不同原油价格下的SAGD 开发油藏界限标准。     

高温助排技术在改善超稠油开发效果中的应用

从油藏地质特征和开发动态两个角度分析冷42块超稠油油藏蒸汽吞吐开发中出现的周期递减大、投入产出比低这一矛盾的原因,同时试验并推广了高温化学助排和高温氮气助排两项蒸汽吞吐辅助措施,明显改善了油藏蒸汽吞吐周期效果,见到良好的经济效益。所述高温助排技术为冷42块油藏下步开发工作探明了路子,也值得在相似稠油油藏开发工作中借鉴推广。     

改善超稠油高周期吞吐效果的技术研究及应用

辽河油田曙一区超稠油蒸汽吞吐进入高轮阶段后,存在着吞吐效果变差,周期产油量下降、吨油成本上升等问题。在认真分析了影响高轮井开发效果的主要因素后,有针对性地提出并采取了组合式吞吐、间歇蒸汽吞吐、多元式吞吐等多种技术对策,打破了以往单一的吞吐模式,提高了热利用率,改善了高轮井吞吐效果。这些技术措施对其它超稠油和稠油油藏开发是有借鉴作用。     

水平井“2＋3”模式在稠油区块转变开发方式中的应用

针对欢127西莲花油层进入蒸汽吞吐开发末期,低压、低产井多,开发效果变差的问题,进行水平井＂2＋3＂开发模式研究,开展区块油藏地质研究、油层动用状况分析、油层水淹状况分析和剩余油分布规律研究,在区块剩余油富集区域利用水平井技术在实施二次开发,改善区块开发效果。     

稠油油藏多元热流体吞吐油藏参数界限研究

多元热流体为蒸汽、氮气、二氧化碳的高温高压混合气体,具有降低原油黏度,提高地层压力,改善油藏剖面,提高稠油油藏开发效果等作用。为研究适合多元热流体吞吐的稠油油藏条件,通过数值模拟方法,定量研究了地质流体参数对稠油油藏注多元热流体吞吐效果的影响程度,影响程度强弱确定了各参数界限。结果表明:高强度影响因素原油黏度应该低于6 000 mPa·s,有效厚度大于3～11 m,中强度影响因素剩余油饱和度应该大于0.45～0.65,渗透率大于130×10~(-3)～1 000×10~(-3)μm~2,低强度影响因素纯总比应该大于0.42,孔隙度大于0.20,油藏深度超过300 m。研究结果为稠油油藏多元热流体吞吐高效开发提供技术依据。     

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.     

薄层稠油油藏蒸汽吞吐转热水驱的选区新方法

胜利油田郑364块稠油油藏由于层薄、油稠的特点,部分油藏进行蒸汽驱具有较大风险性。随着蒸汽吞吐轮次的增加,近井地带含油饱和度不断降低,开发效果变差。研究在稠油油藏注蒸汽开发以及转热水驱开发机理分析基础上,利用物理模拟研究了稠油油藏注蒸汽开发后转不同温度热水驱的驱油效率。通过对郑364块稠油油藏储层物性的分析,建立反映该稠油油藏特征的数值模拟模型。对其注蒸汽转热水驱的可行性进行了筛选研究。建立了考虑油藏渗透率、有效厚度和剩余油可动储量丰度的蒸汽吞吐后转热水驱筛选区块的新方法。该方法可针对薄层稠油油藏注蒸汽开发后是否能够转热水驱进行筛选分析。     

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。     

超稠油驱泄复合立体开发关键参数研究与探讨

SAGD 开采技术是超稠油油藏吞吐后大幅度提高采收率技术之一,目前已经在辽河油田成功应用,但实施过程中受连续油层厚度及隔夹层的影响,蒸汽腔难以扩展至夹层上部,造成油层动用程度低、油汽比低,制约了SAGD 开采规模进一步扩大。针对此项关键问题,应用物理模拟及数值模拟方法,提出了超稠油驱泄复合立体开发技术,揭示了驱泄复合水平驱动与重力泄油的开采机理、探讨了隔夹层岩性及分布、夹层对SAGD 的影响及封隔能力、驱泄复合实施技术界限,并提出了立体开发井网形式,为驱泄复合开采技术的发展完善提供了技术借鉴。     

超稠油油藏蒸汽吞吐稳产技术对策研究

以辽河油田曙一区超稠油油藏为例,利用蒸汽吞吐温度场、饱和度场拟合结果及高温吸汽剖面、产液剖面、井温剖面等现场监测资料,分析了超稠油单井常规蒸汽吞吐高周期递减的主要因素。研究表明超稠油单井常规蒸汽吞吐油层动用程度低、油井供液能力下降是高周期递减的主要因素。针对这些因素,强化机理研究,加大室内实验和现场试验力度,提出了多井同步蒸汽吞吐、间歇蒸汽吞吐、高温调剖、一注多采等稳产技术对策。在现场应用后,有效地缓解了超稠油高周期蒸汽吞吐产量递减,周期递减由8.31%下降到3.25%,相同周期产油量高于单井常规蒸汽吞吐200t左右,油汽比提高0.03。     

江桥稠油油田水平井蒸汽吞吐数值模拟研究

针对江55块浅薄层稠油油藏直井开采难度大,经济效益差的特点,利用油藏数值模拟技术进行了水平井蒸汽吞吐开发效果研究及注采参数优化设计。数值模拟结果表明,对水平井蒸汽吞吐效果而言,井网1和井网2的开发效果相差不多,可根据实际情况选用;井距越大,采出程度越低。井距增加4倍,采出程度下降10%。结合理论计算和数值模拟结果,优选125m为水平井蒸汽吞吐最佳井距。周期注汽量越大,加热范围越大,采出程度增加,但是油汽比降低。兼顾二者,优选周期注汽量3 600 m3。随着蒸汽干度和焖井时间的增大,采油量增加,蒸汽干度最少在0.4以上,焖井时间要控制在合理范围15 d左右。     

超稠油直井-水平井组合开发蒸汽腔演变规律研究

稠油油藏蒸汽吞吐开发中后期,转换开发方式是提高采收率的重要方法之一,F油田依据现有井网条件进行综合调整,借鉴其他油田成功经验,将直井与水平井组合驱泄复合(VHSD)开发成为吞吐后期接替有效开发的主要方式。本文利用数值模拟技术,开展VHSD开发蒸汽腔发育规律研究,跟踪流体流动轨迹,剖析剩余油变化规律。研究结果表明,多轮次蒸汽吞吐建立注采井间水动力连通时,油层的动用情况决定了蒸汽腔的初始形态,随着蒸汽持续注入,蒸汽腔经历了形成、横向扩展、向下扩展三个阶段,各阶段蒸汽腔扩展方向不同,对应着不同的剩余油分布规律和生产特征变化,其中蒸汽腔横向扩展阶段为主要产油期,阶段产出程度达28.8%,油藏最终采收率可达58.3%。