油田注汽热采技术特点及相关问题研究

稠油具有高粘度和高凝固点特性，在开发过程中会遇到很多技术难题。稠油油藏注蒸汽开发的复杂性主要体现在如何充分利用热能。这就涉及到需要考虑影响热采效果的各种因素，针对稠油特殊性油藏如何能达到理想的开发效果，选择并设计与该地质条件相匹配的开发方案是至关重要的一方面，另一方面再通过数值模拟对具体的开发方案作出合理的生产动态预测。本文就注汽热采技术原理和存在问题进行研究。     

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.     

底水稠油热采温度场影响因素物理模拟研究

利用高温底水物理模拟实验系统,以渤海LD底水油田为例,依据目标层位的储层特征,填物理模型,开展高温底水物理模拟试验研究。模拟研究了热水驱和蒸汽驱、直井和水平井、注蒸汽温度、水平井井筒距底水距离条件下温度场的变化特征。实验研究结果表明,热采驱替方式、井型、水平井筒的位置、注蒸汽温度对底水稠油油藏热采时温度场的形成发育都有明显的影响。温度场的变化决定稠油油藏中油层被加热的范围,影响着底水稠油热采开发效果。利用高温底水物理模拟研究热采温度场的实验技术可为渤海底水稠油热采开发方案的制定提供技术支持,可推广应用在渤海底水稠油热采开发的研究中。     

稠油油藏水平井热采吸汽能力模型

目前在利用水平井进行稠油注蒸汽热采时,都认为蒸汽在注入过程中是均匀扩散到地层中的,简单的利用MaxLangenheim公式计算加热区面积。通过对地层的吸汽能力进行研究,得出了稠油油藏水平井热采的吸汽能力模型,该模型不仅考虑了热传递的影响,还考虑了蒸汽内能和摩擦损失能量的影响,并利用该模型开发了一套稠油油藏水平井热采分析软件(HHTS)。用所开发的软件对辽河油田冷42块油藏进行了计算,为稠油热采和水平井热采参数设计提供了理论参考依据。实际研究表明,蒸汽在注入过程中并不是均匀扩散到地层中,而是呈现某种数学分布,注汽速度与油藏参数、地层的吸汽能力和蒸汽的物性参数有关,即蒸汽的注入压力和注入流量并不是相互独立的变量,两者之间存在着一种数学关系。     

考虑热损失稠油热采双孔介质不稳定试井分析

注蒸汽吞吐热采技术已经成为开发稠油油藏最为有效的方法,但是蒸汽波及范围外的油层没有得到有效的改善,因而油藏流体物性可以分为两个区。针对双孔介质中的稠油油藏蒸汽吞吐热采井蒸汽波及区和未波及区流体的流动性质的差别,提出了试井问题所必须采用的径向流体复合模型,模型中考虑了蒸汽在上下盖层的热损失问题。建立了内区考虑热损失的径向流体复合模型,求得了无限大地层情况下的拉氏空间解,并通过数值反演方法作出了相应的样板曲线,并且对样板曲线作了相应的敏感性分析,为稠油开发油藏压力动态分析提供了一种新的模型。     

基于区间数熵值TOPSIS的热采稠油开发效果评价

为了更好地认识热采稠油油藏开发规律,进一步改善热采稠油油藏的开发效果,需要建立一套系统且合理的评价方法,更加全面综合判别其开发效果。将区间数理论、熵值赋权法与TOPSIS法相结合,提出了一种基于区间数熵值TOPSIS的热采稠油油藏开发效果综合评价方法,建立了热采稠油油藏开发效果评价指标体系。首先根据热采稠油油藏开发效果评价指标体系标准和油田历史数据建立评价对象区间数TOPSIS决策矩阵,然后采用区间数熵值赋权法确定指标权重集,再根据相关算法确定正理想解和负理想解,并计算待评价开发区块与正理想解的相对贴近程度,依据级别区间给定评价结果。以辽河油田锦91区块为例,对该稠油区块蒸汽吞吐开发效果进行了综合评价,取得了良好的应用效果。     

低渗碳酸盐岩稠油油藏热采渗流特征研究-以叙利亚O油田为例

叙利亚O油田Sh油藏是典型的低渗碳酸盐岩稠油油藏;该油藏具有渗透率较低,原油黏度高的特点,国内外对低渗碳酸盐岩稠油渗流特征的系统研究较少。为此,针对Sh油藏为例开展了低渗碳酸盐岩稠油油藏的渗流特征研究,采用非稳态法对比分析了低渗碳酸盐岩稠油油藏与高渗砂岩稠油油藏渗流特征差异性。应用"压差-流量"的方法进行驱替实验,测量了不同温度下地点压力梯度的变化特征。采用解析法计算了不同开采阶段温度剖面沿垂直水平井方向的变化规律,建立了变启动压力梯度渗流模式;并通过在数值模拟中考虑启动压力梯度,对比研究了水平井热采与冷采的开发效果差异。研究结果表明,Sh油藏高黏原油呈假塑性流型特征,加热能够显著改善地下渗流能力、提高驱替效率,水平井渗流过程呈现变启动压力梯度深流模式,热采能够显著增加鞋油半径。研究为确定热采有效动用条件与界限、论证合理井网井距奠定了基础。     

浅论裂缝性稠油油藏热采方式驱油机理

本文分析了裂缝性稠油油藏的开采难度,对热水驱、蒸汽吞吐、蒸汽驱和火烧油层等4种不同热采方式对驱油机理进行了比较优选,分析了各种热采方式的适用范围。最后认为稠油的粘度对温度很敏感,随着温度的升高,粘度快速递减,流动性变好。降低地层原油粘度的最好办法就是把热量带进地层,给地层原油加热。进一步为裂缝性稠油油藏热采提供了理论指导。     

稠油热采底水条件下物理模拟实验技术

研究了高温底水物理模拟实验系统的组成,建立了稠油热采底水条件下物理模拟实验方法,并以渤海LD底水油田为例,利用该系统开展高温底水物理模拟试验研究,模拟研究了热采驱替方式、底水能量、井型对底水侵入的影响。高温底水物理模拟实验技术的开发,能同时实现高温和底水条件下的物理模拟实验,该技术可推广应用于海上底水稠油油藏热采技术的实验研究中,为海上底水稠油油藏高效开发方案的编制提供技术支持。     

普通稠油油藏水驱转热采井网优化研究

水驱普通稠油油藏开发后期由于物性差异开发效果差别较大,地层中已形成稳定的流线场,加密对开发效果难有较大改善.结合胜利油田实际区块营8断块注水开发已进入中高含水采油期的实际情况,通过建立油藏数值模型,结合数值模拟和油藏工程综合研究,找出剩余油分布规律,研究水驱普通稠油油藏开发后期转热采井网优化方式等方面的问题.在综合考虑开发效果的基础上,得到对普通稠油油藏进行井网抽稀可改善开发效果;不同井网优化方式下五点法稀井网的最终采收率最高;水驱普通稠油油藏转热采在含水80％时进行井网优化效果较好等结论.研究结果可为目标区块以及同类区块的有效开发提供技术依据.     

郑家油田郑6区块沙一段稠油油藏热采开发可行性分析

根据郑6区块储层特征,分析了沙一段稠油油藏的开采特点,通过稠油热采筛选标准对比,原油粘度对温度的敏感性分析和借鉴其他油田的成功经验,确定其热采的可行性。     

枣35火成岩稠油油藏热采开发方式研究

论文以典型的火成岩裂缝性稠油油藏枣35断块为例,进行了枣35断块衰竭式开发、注水开发、蒸汽吞吐试验阶段的开发效果评价。枣35断块作为一个封闭性好的火成岩裂缝性稠油油藏,经过不同热采开发方式优选、前期蒸汽吞吐先导试验以及数值模拟研究,确定了枣35断块适合采用面积式组合蒸汽吞吐方式开采。通过合理井网井距的论证,优选出最佳热采方案。     

稠油注蒸汽热采过程中射孔段套管热应力仿真模拟

我国稠油资源约占总石油资源的30%。稠油油藏以蒸汽吞吐开采为主,一个蒸汽吞吐循环周期包括蒸汽注入阶段、焖井阶段和采油阶段。其中,造成稠油热采井套管损坏的主要原因之一是热采井高温及温度剧烈变化,利用ABAQUS有限元软件建立了三维井筒模型,分析了蒸汽注入阶段、闷井阶段的热传导过程及射孔段套管的热应力分布,其中射孔部位是稠油热采过程中较易破坏的地方,经过几个吞吐周期后套管上会积累较高的残余应力而使套管发生塑性破坏。     

注采关系法在热采稠油油藏证实储量评估中的应用

由储量分类标准可以看出,证实储量与技术可采储量之间存在着密切关系:证实储量与已采出量和次经济可采储量之和即构成技术可采储量。注采关系法是行标中计算热采稠油油藏技术可采储量常用的方法,应用该方法的关键是确定油汽比。由此可以考虑经济因素,采用经济极限油汽比即可计算证实储量。曙光油田杜229块已开发10多年,应用该方法证实了它的适用性,并在其它油田应用较好。     

热采变温条件下发泡剂评价指标及方法研究

为了对稠油热采高温用发泡剂的发泡性能、稳泡性能及封堵性能进行客观地评价,测定了不同温度条件下高温发泡剂的最大发泡剂体积、半衰期,基础压差以及封堵压差等,引入了高温泡沫平均综合指数及高温泡沫平均阻力因子两项指标,形成了对变温过程中发泡剂性能的综合评价方法,为稠油油田热采条件下目标油藏封堵调剖所用的高温泡沫发泡剂的筛选评价提供参考。     

稠油油藏水平井热采吞吐产能预测新模型

针对普通稠油油藏水平井热采吞吐产能预测缺少合适计算模型的现状,通过建立加热区和未加热区的复合流动模型,考虑加热区和未加热区原油黏度的差异,研究了水平井单井热采吞吐产能预测的解析模型,推导了水平井热采吞吐相对于冷采的产能增产倍数计算公式。研究表明,增产倍数主要受加热半径、油层厚度和水平段长度等因素影响。以渤海N油田热采水平井典型数据为基础建立机理模型,通过数值模拟得到不同吞吐轮次的加热半径,在此基础上,利用新模型计算了不同吞吐轮次的产能增产倍数,预测第一轮吞吐的增产倍数为1.6倍,该值与渤海N油田10口热采吞吐水平井第一轮吞吐效果评价结果吻合程度较高。     

稠油热采工艺在渤海油田稠油开采中的应用

渤海油田稠油主要运用蒸汽吞吐开采,稠油热采过程中存在着较多技术问题,这些技术问题对渤海油田的稠油开采增加了难度.结合渤海油田具体工程实例,阐述蒸汽吞吐热采工艺在渤海油田的应用,通过关键工艺技术的提升,提高稠油采收率.     

稠油油藏热力–化学复合驱开发规划研究

在稠油注蒸汽热采过程中添加表面活性物质,可以提高热采的开发效果,在油田现场已得到初步应用。采用理论分析与数值模拟相结合的方式对这种强化采油方法进行研究,通过分析稠油油藏热采添加表面活性剂复合驱过程中主要物理化学现象,建立了比较完整的热力–化学复合驱数学模型。为提高热力–化学复合驱稠油开发的经济效益,利用稠油热采注采关系和油藏数值模拟方法,建立了稠油不同开发阶段生产动态的预测模型;应用非线性规划理论,对稠油前期蒸汽驱、后期复合驱开发进行整体规划研究;运用自适应遗传算法对具体稠油油藏复合驱开发非线性规划模型进行分析计算。结果表明:规划后的稠油复合驱开发可以获得更大的经济效益。     

水平分支井技术在胜利油田稠油油藏中的应用

胜利油田拥有丰富的浅层稠油资源,稠油油藏埋深较浅、地层松软,大部分区块埋深在800-1200m左右,稠油油藏一般具有地层敏感性强、供液差、产能低和下降陕等特点,多年来在钻井等方面采取了多种工艺措施,均未取得很好的开采效果。水平分支井技术是提高油藏采收率的钻井新技术,对水平分支井技术在稠油热采井中应用的主要技术难题进行了分析及现场实践,取得了良好的开发应用效果,试验井的成功应用为水平分支井技术今后在稠油热采区块推广应用提供了技术手段,为胜利油田稠油热采水平分支井技术积累了宝贵的经验。     

稠油热采吞吐模拟实验装置的研制

热采吞吐技术是目前常用的石油开采技术,但目前没有能够实现高质量高精度热采吞吐模拟的装置,海上稠油热采开发迫切研制一种稠油热采吞吐模拟的装置。为此,进行了优化设计了吞吐模拟存储模型,具备储液、储能和加热功能,与热采二维物理模拟实验装置、热采三维物理模拟实验装置联合工作实现热采吞吐模拟实验的功能。该装置最高实验温度180℃,最高实验压力32MPa,用精密驱替泵作为模拟"吞"、"吐"过程中的动力源。该装置能够提高稠油热采吞吐模拟工艺的精度,保证吞吐模拟的质量,从而更好地指导海上稠油油田的热采开发。