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.     

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。     

稠油组合式热力开采参数优化

基于目前常规稠油开采技术,进行了稠油组合式热力开采工艺数值模拟研究,对开发方式转换时机、蒸汽注入速率、采注比、蒸汽干度等工艺参数进行了优化,得出蒸汽吞吐过度到蒸汽辅助重力驱油的最佳转换时机为井间联通温度达到120℃,蒸汽注入速度为100～150 m3/d,采注比为1.2,注入蒸汽干度为0.5以上;建议对于未开采油藏,先进行一定轮次的蒸汽吞吐开采再转蒸汽辅助重力泄油开采。     

段塞驱技术的探索与研究

针对单家寺油田单六块井组蒸汽驱后期暴露出的一系列问题,通过对该区块油藏地质特点和开采现状特征分析,对段塞驱技术进行了研究,从数值模拟研究、蒸汽吞吐阶段历史拟合和注汽参数三方面探索研究。在此基础上,优化了段塞驱相关参数,利用“经济产油量”作为评价指标,确定了段塞驱最优方案。并结合相应的配套工艺技术进行了现场试验,收到了明显的汽驱效果,油汽比由汽驱前平均油汽比0.38上升到0.80,上升了0.42,阶段采注比达到2.08。段塞驱技术能有效改善特超稠油油藏多轮次吞吐后期的开发效果,是治理蒸汽汽窜,增大蒸汽波及面积,提高稠油油藏采收率的有效手段,是单家寺油田今后的主导开发工艺之一。     

段塞驱技术的探索与研究

针对单家寺油田单六块井组蒸汽驱后期暴露出的一系列问题，通过对该区块油藏地质特点和开采现状特征分析，对段塞驱技术进行了研究，从数值模拟研究、蒸汽吞吐阶段历史拟合和注汽参数三方面探索研究。在此基础上，优化了段塞驱相关参数，利用“经济产油量”作为评价指标，确定了段塞驱最优方案。并结合相应的配套工艺技术进行了现场试验，收到了明显的汽驱效果，油汽比由汽驱前平均油汽比0．38上升到0．80，上升了0．42，阶段采注比达到2．08。段塞驱技术能有效改善特超稠油油藏多轮次吞吐后期的开发效果，是治理蒸汽汽窜，增大蒸汽波及面积，提高稠油油藏采收率的有效手段，是单家寺油田今后的主导开发工艺之一。     

边水稠油油藏水驱后蒸汽吞吐方案设计

注水开发多年的具边水的普通稠油油藏的原油粘度高、流度比大 ,加之油藏非均质及边水入侵的影响 ,其注水开发效果较差。到含水高于 90 %时 ,仍有大部分原油未开采出来 ,因此 ,有必要转换开发方式 ,进一步提高采出程度。针对以上问题 ,应用黑油模型和热采模型 ,在对水驱阶段历史拟合和现代油藏工程评价的基础上 ,从筛选标准、吞吐试采产能及吞吐模拟等方面评价了注蒸汽热采的可行性 ,并用正交设计分析方法优选了吞吐注汽参数。结果表明 ,该类油藏由注水开发转为注蒸汽开采 ,可以有效地提高采出程度。这种设计方案为相似类型稠油油藏的开发提供了一套较为完善的借鉴方法。     

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。     

海上稠油油藏蒸汽吞吐注采参数正交优化设计

以渤海油田某稠油油藏为典型区块,根据海上油田特点建立基础方案,运用正交试验设计和数值模拟方法对该区块蒸汽吞吐过程中的注汽强度、注汽速度、井底蒸汽干度、蒸汽温度、焖井时间和产液速度进行研究,并采用直观分析法和方差分析法对试验结果进行分析。结果表明,该区块蒸汽吞吐的最优生产方案为注汽强度为20t/m,注汽速度为250m3/d,井底蒸汽干度为0.5,蒸汽温度为340℃,焖井时间为5d,产液速度为200m3/d,并得到了各注采参数对开发效果的影响程度大小依次为注汽强度井底蒸汽干度产液速度注汽速度蒸汽温度焖井时间。该结果对于海上矿场蒸汽吞吐注采参数的优化具有一定的指导意义。     

汽驱井组封窜调堵技术

蒸汽吞吐和蒸汽驱是目前稠油开采的主要方法,吸汽剖面不均匀、汽窜是影响蒸汽驱开采稠油的主要问题。汽驱生产时间越长,汽窜干扰现象越严重,窜流通道的形成,使剖面动用程度难以改善。针对新疆克拉玛依油田九区稠油油藏蒸汽驱的实际情况,研制开发了GFD-98高温凝胶复合堵剂,并在几口汽驱井的封窜调堵作业中获得成功。     

砾岩油藏注水转注蒸汽开发的认识

克拉玛依油田六中区克下组油藏的原油粘温关系敏感,馏程初馏点低,馏分产率高,其地质特征有利于通过蒸汽的超覆作用来进一步提高注水开发后期油藏的采收率．六中区克下组油藏注水转注蒸汽开发试验的实践表明,在剩余油饱和度较高的部位加密调整,转注蒸汽开发,采收率还能够进一步提高．吞吐一轮后采用间歇汽驱的方法进行热力开采可获得较好的效益．     

陈373块薄层稠油油藏N2和CO2补充地层能量可行性研究

为探索N2、CO2对稠油物性参数的影响规律,采用室内实验与数值模拟相结合的方法。实验测定注入N2、CO2后地层条件下稠油体积膨胀系数、黏度、溶解系数等物性参数,并利用CMG油藏数值模拟软件进行CO2、N2补充地层能量的数值模拟研究。研究结果表明,在一定的温度和所测压力范围内,CO2和N2在陈373块稠油中的溶解度、体积膨胀系数均随压力的升高而升高,且CO2的溶解性能、膨胀幅度均优于N2;随压力的增大,溶解气体后原油黏度呈下降趋势,且CO2的降黏效果优于N2;在油藏压力12 MPa下,N2的溶解可使原油的黏度下降23.58%,CO2溶解可使原油黏度下降74.96%。注CO2吞吐、N2吞吐和蒸汽吞吐的平均周期产油量由高到低依次为788.5 t、419.9 t和266.7 t,因此CO2吞吐的周期产油效果最高;从保持地层能量来看,在同一井筒范围(20 m)CO2的吞吐的油藏压力降幅最小,对补充地层能量的效果最好;从经济效益来看,N2吞吐的经济效果最高、CO2吞吐次之,蒸汽吞吐已无经济效益。     

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.     

稠油热采三区复合油藏试井解释技术及资料的分析应用

应用油藏工程、热传递基本理论剖析了焖井过程中油层和蒸汽的能量变化,详细描述了稠油蒸汽吞吐开采过程中焖井阶段的特点,推导出考虑温度效应影响的三区复合油藏的试井模型,并对现场测试中焖井资料进行了分析,解释的参数能够较好地指导蒸汽吞吐井吞吐参数调整,提高吞吐效果。     

稠油热/化学驱油技术现状及发展趋势

目前开采稠油的主要方法为蒸汽驱和蒸汽吞吐,但在蒸汽开采过程中,存在蒸汽超覆和气窜问题,从而减小了蒸汽波及体积;同时,受岩石-原油-水体系界面特性的影响,在蒸汽波及区域内有很大一部分稠油不能被剥离下来,即洗油效率低.为解决上述问题,发展了热/化学驱油技术.主要对稠油热/化学驱的最新研究成果进行了阐述.热/化学驱技术的主要作用机理为扩大热采波及体积、提高热采洗油效率以及降低原油黏度,主要包括热/碱复合驱、热/表面活性剂复合驱、热/聚合物复合驱及稠油井下改质技术.详细论述了每种开采技术的机理和特点,认为热/有机碱/表面活性剂复合驱与稠油井下改质技术是稠油开采的主要发展趋势.     

稠油热采井下蒸汽干度测试工艺的研究与应用

根据注饱和蒸汽汽水两相流的原理 ,可在井下任意深度利用 KZQ- I型蒸汽取样器进行重力分离 ,取出液态水样 ,进行离子分析 ,测出相应深度的蒸汽干度 ,以解决浅层稠油井下蒸汽干度的直接监测 ,执行最佳蒸汽干度的热力采油工艺 .结果证明自行设计的 KZQ- I型井下取样器取样较准确 ,误差≤ 5% ;对吞吐井、面积驱含三种不同井下管柱进行直接监测 ,取得了满意的效果 .井下蒸汽干度监测真实、可靠、方便 ,经常监测井下蒸汽干度对执行最佳蒸汽干度的采油工艺 ,选择合理的井下管柱有重要意义 .对提高原油采收率、合理开发油藏方面是必不可少的 .可获得较好的经济效益和社会效益 .     

基于PLC的热电厂水循环汽轮机控制系统设计

热电厂水循环给水多采用汽轮机带动给水泵系统,而汽轮机控制则大多使用价格昂贵的进口控制器.西门子S7—200系列PLC[1]价格低廉,并且具有良好的扩展性、丰富的功能模块以及强大的指令系统.利用PLC、电动阀门执行器比较容易地实现对汽轮机的控制.     

注氮气改善稠油蒸汽吞吐后期开采效果

蒸汽吞吐后期随着地层能量枯竭和井筒周围含油饱和度减少,周期含水升高,油气比下降,开采效益变差。注氮气是改善稠油蒸汽吞吐后期开采效果的有效途径,其主要增产机理是增加蒸汽波及体积,补充驱动能量,进一步降低残余油饱和度和提高回采水率。模拟研究表明,在吞吐后期宜采取先注氮气、后注蒸汽的注入方式,并且存在一个优化的周期注氮量。