风城超稠油蒸汽吞吐后期转蒸汽驱开发方式研究

在新疆风城油田超稠油油藏注蒸汽吞吐开发后期,蒸汽驱开发方式是提高采收率的有效途径.研究表明,蒸汽驱过程体现了驱泄复合作用,即蒸汽超覆在油层上部形成蒸汽腔,加热原油在驱动力和重力双重作用下从生产井采出,由此可形成直井小井距蒸汽驱、直井与水平井组合蒸汽驱、水平井与水平井组合蒸汽驱3种吞吐后期接替方式,先导试验达到了预期效果,进一步拓展了蒸汽驱适用的地质条件和组合方式,对同类超稠油油藏的开发具有借鉴意义.     

超稠油溶剂辅助SAGD启动技术油藏适应性研究

针对双水平井SAGD常规蒸汽循环预热启动存在的蒸汽预热降黏慢、循环预热时间长、蒸汽消耗量大、井间动用不均衡等问题,采用室内实验和数值模拟相结合的方法,对溶剂辅助SAGD预热启动技术的原理与适用性进行了研究。研究结果表明:溶剂辅助SAGD具有缩短预热时间、减少蒸汽用量、实现井间均匀连通的效果,适用于水平段井间渗透率不小于500 mD、含油饱和度不小于60%、50℃原油黏度为2.0×10⁴~10.0×10⁴mPa·s的超稠油油藏。形成的油藏筛选条件为其他稠油油藏开展溶剂辅助SAGD启动技术提供了筛选依据。     

SAGD蒸汽腔扩展阶段电加热机理及操作参数优化

为进一步提高风城油田已进入蒸汽腔扩展阶段的SAGD井组水平段动用程度,利用典型储层参数建立电加热辅助SAGD一体化数值模型,开展井下电加热的渗流特征研究和操作参数优化设计。结果表明:SAGD扩展阶段实施井下电加热,具有定点升温、促进蒸汽腔发育、定点泄油和提高低渗段有效渗透率等4项重要机理;其合理注汽速度为158~171m³/d,蒸汽腔操作压力为4.9~5.4 MPa,注采井间压差为0.4～0.5 MPa,相邻井组井间压差需小于0.5 MPa;合理电加热时间为2.0～3.0 a,电加热器最高表面温度为250 ℃,每米功率为800～1 000 W;典型井组电加热3.0 a后水平段动用程度从67%提高至100%,日产油提高2~4 m³,累计油汽比从0.15提高至0.24,最终采收率达51.3%,提高8.1个百分点。该研究成果对改善SAGD开发效果具有一定指导意义。     

聚合物驱后剩余油分布规律及注采参数优化——以河南双河油田北块为例

依据双河油田北块Ⅱ4-5层系的实际情况,建立了典型的数学模型,研究聚合物驱后地下剩余油分布规律,聚合物驱后剩余油主要集中在上倾尖灭区、注采井网不完善区域、压力平衡区和局部构造高部位;在剩余油研究基础上对转后续水驱开采方式进行了优化,后续水驱时应以提液、封堵高含水井层及控制注入速度为目标,达到提高最终采收率的目的。     

稠油油藏多元介质复合蒸汽吞吐驱油机理研究

为研究多元介质复合蒸汽吞吐驱油机理，选取风城油田A区块油样，在温度为150℃介质段塞尺寸为0.03倍孔隙体积，回压为4.00MPa、驱替速度为0.5mL/min条件下，进行单一介质、多元介质组合岩心驱油实验。研究结果表明，“尿素+起泡剂”组合驱油效果最好。在此基础上，开展三维物理模拟、微观驱油模拟室内实验，结果表明：多元介质高温分解后降黏率可达89%，地层压力提高3.00MPa，吸汽剖面改善率达到73%，驱油效率提高近30个百分点。该技术已在A区块19口井进行试验，平均周期产油提高480t，油汽比提高0.12，取得较好的开发效果。该研究为多元介质复合热采改善稠油吞吐后期生产效果提供了新思路。     

成岩作用对克百断裂下盘二叠系砂砾岩储层物性的控制作用研究

通过对克百断裂下盘二叠系碎屑岩储层的研究,发现储集岩主要是细砾岩和砂砾岩;同时,研究区储集岩的物性以夏子街组为好,风城组和下乌尔禾组较差;在此基础上,结合岩心资料,通过薄片分析及扫描电镜分析,研究了成岩作用对研究区砂砾岩储层物性的控制作用:压实作用是储层物性最主要的破坏性成岩作用;受胶结物含量不同的控制,胶结作用对储层物性具有双重作用;溶蚀作用是研究区产生次生孔隙和裂缝,并具有连通作用的最重要的建设性成岩作用。     

稠油油藏尿素辅助蒸汽驱油数值模拟研究

针对河南油田泌浅10块超稠油油藏蒸汽吞吐开发末期地层压力低、回采水效率低、井间剩余油多等特点,根据尿素辅助蒸汽驱油机理,在蒸汽中添加尿素以改善蒸汽驱的开发效果。利用物理模拟方法,建立了尿素分解模型,求取了分解反应动力学参数;利用数值模拟方法,建立了尿素辅助蒸汽驱数值模型,并进行了驱油机理分析。数值模拟结果表明,尿素辅助蒸汽驱是稠油油藏高轮次吞吐后进一步提高采收率的有效技术,可在蒸汽驱基础上提高采收率6.8个百分点。     

脉冲中子氧活化测井技术在分层注入剖面测试中的应用

介绍了脉冲中子氧活化测井的技术原理以及在百口泉油田注水井井下分层注入剖面测试中的应用情况，并对氧活化、同位素和电子流量计三种测试资料进行了分析对比，进一步说明了该项测试技术的可靠性。     

克拉玛依风城油田低阻稠油油藏油层识别技术研究与应用

克拉玛依风城油田重检3井区齐古组油藏为低阻、稠油油藏,存在能量较大的边底水,且层内束缚水饱和度较高,采用单一的测井识别方法识别油层难度高,容易产生误判,导致油藏开发风险大,部分井射孔即出水,高含水关井数占总井数的10％.提出了使用侵入因子与视自然电位差交会图来精细解释水层的综合判别法.根据重检3井区的试油数据,制作侵入因子与视自然电位差交会图版.结果显示,侵入因子小于0.09、视自然电位差小于-40mV时,显示为水层.采用综合判别法对重检3井区进行了二次解释工作,识别出原来解释为油层的3个层段为水层,对DZ3378井实施堵隔水,封隔器位于501.3m处.实施堵水后,该井含水由堵水前的88.6％下降至73.1％,周期产油量增加了1.5倍.视自然电位法减少了侵入带地层电阻率、泥浆滤液地层电阻率、孔隙度和岩电参数等因素对计算结果的影响,提高了油水层判别的相对精度,有效降低了误判率.     

井筒热损失计算的改进算法

针对井筒热损失常规算法存在的问题，设计了改进算法。该算法以热损失速度作为迭代变量，通过给定合理的迭代初值和变量修正策略，来提高数值计算的稳定性和数值精度。大量数值实验表明，改进算法具有良好的计算稳定性和较高的计算精度。当迭代次数大于300时，计算精度达到以上。