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。     

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.     

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。     

海上稠油油藏井组蒸汽吞吐参数优选研究

为优化海上稠油油藏井组蒸汽吞吐相关参数,以渤海海域某稠油区块一井组为研究对象,充分考虑海上稠油热采配套工艺特点,以稠油热采数值模拟理论为基础,运用油藏数值模拟软件研究水平井长度、注采参数及注蒸汽顺序与时机对海上稠油蒸汽吞吐开发效果的影响。结果表明:该井组蒸汽吞吐开采时合理的水平井长度为300 m;合理的注采参数为第一周期注汽强度20 t/m,周期注汽量递增率为15%,注汽速度为250 m3/d,井底蒸汽干度为0.5,蒸汽温度为340℃,焖井时间为5 d,产液速度为200 m3/d;先注控制储量较高的井排,再注控制储量较低的井排且井排叠合率为0时蒸汽吞吐开发效果最好。     

深层块状特稠油油藏蒸汽吞吐后期转换开发方式研究

以W油藏为研究对象,应用数值模拟方法对深层特稠油油藏蒸汽吞吐后期转换开发方式进行研究。研究结果表明,该油藏适合双水平井重力泄水辅助蒸汽驱开发,最佳注采参数为：注汽速度240t/d,采注比1.2,井底干度大于50%。该成果对深层稠油油藏吞吐后期进一步提高采收率具有重要指导意义。     

古城稠油油田BQ10断块蒸汽驱注采参数优选

河南古城稠油油藏BQ10断块核三段Ⅳ9层为典型的浅层中厚层特-超稠油油藏,采用蒸汽吞吐方式开发.充分利用地质、测井和生产动态等资料,在精细描述油藏基础上,应用Petrel地质建模软件建立油藏精细地质模型.采用CMG软件的STARS模块进行数值模拟,对转蒸汽驱井网及转驱时机和注采参数优选.蒸汽驱应采用70 m×100 m反九点井网,采注比在1.0-1.2之间,蒸汽干度60%以上为佳.     

春10区块水平井蒸汽吞吐注采参数优化

稠油油藏具有储量丰富,物性差,粘度高的特点,经过多年的蒸汽吞吐技术开发,出现储层综合含水率提高,油气比降低和汽窜等现象,导致开发效果较差,储层动用程度降低。因此研究不同影响因素对开发效果的影响,合理优化注采参数对超稠油油藏有效开发具有指导意义。本文通过对春10区块油藏地质条件的研究,运用正交试验法,研究影响开发效果的因素显著性为：注汽强度、水平段长度、油层厚度、产液速度、粘度、渗透率;运用数值模拟方法,对春10区块内的水平井注采参数进行优化、优选,确定出水平段长度50米的注汽强度最佳范围21～25t/m?d;最佳采注比0.8～1.2;水平段长度150米的注汽强度最佳范围11～15t/m?d,最佳采注比0.9～1.2等注采参数指标,对现场生产具有指导意义。     

注采参数对馆陶油层SAGD生产的影响研究

辽河油田根据自身条件首创性地提出了直井-水平井组合式SAGD开发方式,并进行了先导矿场试验。以辽河油田杜84块馆陶油层直井-水平井SAGD先导试验区为研究对象,运用油藏数值模拟软件研究了采注比、注汽速度、蒸汽干度等注采参数对直井-水平井SAGD开发效果的影响。综合考虑SAGD开发阶段的经济效益和油藏的采出程度,优化得到了合理的注采参数范围。并且,针对直井-水平井SAGD开发过程中可能出现的汽窜问题,提出了预防和控制措施。研究结果可以为类似稠油油藏采用直井-水平井组合SAGD开发方式提供理论参考。     

超稠油直井-水平井组合蒸汽辅助重力泄油物理和数值模拟

研究了中深层超稠油油藏在直井蒸汽吞吐中后期,用直井注汽水平井采油的方式转蒸汽辅助重力泄油（steam as-sisted gravity drainage,SAGD）开发的机理。应用高温高压比例物理模拟方法,研究了水平井布于直井斜下方时SAGD蒸汽腔的形成和扩展过程。结果表明,转SAGD的初期以蒸汽驱动作用为主并逐步向重力泄油作用过渡,并可划分为蒸汽吞吐预热、驱替泄油、稳定泄油、衰竭开采4个开采阶段。利用数值模拟优选了布井方式、井网井距、水平井段长度、转SAGD时机和注采参数。该模拟方法在辽河油田杜84块超稠油油藏开发中取得了较好的现场试验效果。     

超稠油直井-水平井组合蒸汽辅助重力泄油物理和数值模拟

研究了中深层超稠油油藏在直井蒸汽吞吐中后期,用直井注汽水平井采油的方式转蒸汽辅助重力泄油(steam as-sisted gravity drainage,SAGD)开发的机理.应用高温高压比例物理模拟方法,研究了水平井布于直井斜下方时SAGD蒸汽腔的形成和扩展过程.结果表明,转SAGD的初期以蒸汽驱动作用为主并逐步向重力泄油作用过渡,并可划分为蒸汽吞吐预热、驱替泄油、稳定泄油、衰竭开采4个开采阶段.利用数值模拟优选了布井方式、井网井距、水平井段长度、转SAGD时机和注采参数.该模拟方法在辽河油田杜84块超稠油油藏开发中取得了较好的现场试验效果.     

低渗油藏CO2驱井网优化调整及开发效果影响因素

CO2驱、水平井开发技术对于低渗油藏有着较好提高采收率的作用,但是对于非均质性较强的低渗油藏,水驱开发后存在动用程度低的问题,因此有必要研究低渗油藏后期注采方式及注采井网的调整优化和开发效果的影响因素。首先依据目标油藏建立非均质概念地质模型,建立了一个上下分别为低渗和高渗储层油藏模型,采用油藏数值模拟方法对油藏进行了模拟计算。在油藏模型进行一段时间水驱后,加密调整井网采用水平井注CO2进行二次水气同驱的开发模式。对比不同加密井网模式的采出程度和地层压力,得到最优的加密井网模式进行二次优化开发。然后基于以上得到的最优井网优化调整模型,研究了井排距、储层渗透率和注CO2压力对该调整井网模式开发效果的影响。油藏数值模拟计算表明：加密水平井采油优于加密直井采油;加密水平井注气可以适当缩短排距,使CO2的驱替更充分,当井距/排距为0.4时,采出程度最大;在不同储层渗透率条件下,在其他生产条件一致的情况下,加密水平井井网时,可以将水平井沿水平渗透率较小方向安置;适当增大注气井注入压力可以有效地提高采收率恢复地层能量。本文研究成果对该类非均质低渗油藏的开发具有较好的借鉴意义。     

海上M稠油油田吞吐后续转驱开发方案研究

针对目前渤海地下原油黏度大于350 mPa·s的非常规稠油水驱采收率较低,且考虑到吞吐轮次及平台寿命的问题,开展吞吐后续转驱开发方式研究。以海上M稠油油田为例,利用油藏数值模拟方法对蒸汽吞吐转蒸汽驱、热水驱及多元热流体吞吐转多元热流体驱、热水驱等4种转驱方式的转驱时机及注采参数进行优化设计及对比分析。结果表明,蒸汽吞吐转蒸汽驱开发效果最好,多元热流体吞吐转多元热流体驱略差。蒸汽驱最优注入参数为：转驱压力5 MPa左右,采注比1.3,井底蒸汽干度0.4,注入温度340℃,注汽速度240 m³/d。     

单56块蒸汽驱热敏凝胶调驱影响因素分析

注蒸汽热力采油是开采稠油油藏的主要技术手段,但由于长期的热力作用和地层本身的非均质性,蒸汽吞吐或蒸汽驱过程中极易发生汽窜,严重影响开采效果。热敏凝胶的黏度随着温度的升高而增高,在一定范围内可逆变化,正适于注蒸汽开采油藏的深度调驱。以单56块先导试验区的地层性质数据建立地质模型,分析了热敏凝胶的调驱机理;根据数模结果研究了纵向窜流、有效厚度等地质参数以及操作参数对开采效果的影响。数值模拟结果表明:纵向渗透率、净毛比、初始含油饱和度、埋深等均在一定程度上影响采收率和深部调驱效果;考虑到经济因素,热敏凝胶调堵注入孔隙体积倍数可取0.1 PV;热敏凝胶注入时机越晚,开发效果越差,而当吞吐+汽驱的总采出程度超过30%以后,开发效果大幅降低,因此当吞吐与汽驱的总采出程度低于30%前实施注热敏凝胶调驱开发效果较好。     

浅薄层稠油油藏注蒸汽开采规律研究

通过对河南井楼油田零区试验区注蒸汽开来的试验资料及生产区蒸汽吞吐大1数据的统计分析,结合数值模拟.本文揭示出浅薄层稠油油藏注蒸汽开采规律:尽管油层纵向驱替状况好,采油速度和采出程度高,但单井日产油量、周期产油量和油汽比仍较低,产量递减快。     

水平裂缝-蒸汽辅助重力泄油物理模拟试验研究

通过自行研制的三维高压模型本体 ,利用原有蒸汽驱三维物理模拟试验系统 ,进行了超稠油油藏的水平裂缝蒸汽辅助重力泄油 (FSAGD)室内物理模拟试验。试验表明 ,FSAGD具有和水平井蒸汽重力泄油 (SAGD)相类似的渗流及传热机理。与常规蒸汽驱和SAGD相比 ,FSAGD可以明显提高蒸汽波及系数和最终采收率。根据试验结果可将FSAGD过程分为 3个阶段 :预热阶段、稳定泄油阶段和降压开采阶段。为实现稳定泄油 ,应保证一定的注汽速度和较高的注汽干度。对射孔、蒸汽附加氮气、储层纵向非均质性等因素对FSAGD开采效果的影响进行了模拟试验。结果表明 ,生产井适当补孔和蒸汽附加氮气均有助于提高采油速度和累积油汽比 ,但不能提高原油最终采收率 ;5倍级差以内的储层纵向非均质性对蒸汽波及系数和最终采收率影响不大