稠油热采开发中后期提高注入蒸汽效果的探讨

稠油油田热采进入中后期开发，吞吐周期高，地层压力保持水平低，地下存水多，导致注蒸汽开采时油汽比低，采注比低，吞吐转汽驱后达不到经济油汽比，进一步提高采收率困难。为此，提出了进一步提高稠油热采采收率、蒸汽热能利用率和稠油开发综合效益的新型高效蒸汽增效技术。通过扩大蒸汽波及体积和提高蒸汽驱油效率来提高采收率，通过提高油汽比和采注比来提高蒸汽热能利用率，而且一周期实施，多周期受效，特别适应高周期吞吐的油藏。     

提高热利用率在海上稠油热采开发中的地位

结合陆地稠油热采技术,研究了适合我国海洋稠油热采的方式。认为海洋稠油热采开发评价指标应该包括平台生产寿命周期、平台空间分布、热利用率、注采井网、注汽时机及方式转变、热采经济性等。对于海洋常规稠油热采可依次选用蒸汽驱、汽水交替注入与热水驱等热采方式,可以采用反七点或反九点井网,使得在乎台安全生产期内采收率高,经济效益好。     

二连油田稠油热采效果评价

二连油田稠油油藏埋藏浅、储层物性较差、储层非均质性严重，单层厚度小（平均２．２ｍ），采用小井距注蒸汽吞吐开采，在经济上和技术上存在很大的风险性。以吉３２热采试验区的开发实践为基础，分析了其注蒸汽吞吐开采特点，研究了影响吞吐效果的因素，提出适合薄油层稠油热采的厚度筛选标准及注汽参数，并对其开采效果进行了技术经济评价。结果表明：虽然试验区油层物性条件较差，但只要针对油藏特点、采取有效措施，高寒地区的稠油热采不但技术上可以取得成功，经济上也是可行的。根据试验区注汽井间干扰严重的特点，利用干扰剔除法对井间干扰效果进行了客观、真实的评价。吉３２试验区热采开发的成功，不但为高效、科学开发二连油田的稠油资源打下了基础，其开发经验对国内同类型稠油油藏的开发同样具有指导意义。图４（郭海莉摘）     

改善稠油热采吞吐后期开发效果技术探讨

针对热采稠油进入吞吐后期，产量递减快、成本上升、开发矛盾突出等实际问题，对国内稠油油田的技术进行了调研和分析，提出了一系列改善热采稠油吞吐后期开发效果的有效办法，为稠油油藏改善吞吐后期开发效果提供了方向。     

改善热采稠油吞吐后期开发效果

辽河油区为中国最大的热采稠油生产基地，其产量和储量分别占到全国稠油储量和产量的54％和52％。自1983年陆续投入开发，通过老区不断加密调整及产能建设规模的不断扩大，经历了1986—1995年的大规模上产阶段和1996—2001年稳产阶段，2002年开始总递减。到2003年底，     

改善稠油热采吞吐后期开发效果技术探讨

针对热采稠油进入吞吐后期,产量递减快、成本上升、开发矛盾突出等实际问题,对国内稠油油田的技术进行了调研和分析,提出了一系列改善热采稠油吞吐后期开发效果的有效办法,为稠油油藏改善吞吐后期开发效果提供了方向。     

孤岛油田稠油环热采中后期剩余油分布规律

针对孤岛油田馆陶组第五砂层组稠油环蒸汽吞吐中后期的油藏特点，通过水侵方式分析及油藏数值模拟综合研究，指出了平面上剩余油主要富集在受水侵影响较弱的热采区中部及对角井间，纵向上强水侵区域油层上部及水侵区域油层下部剩余油较富集的规律。在此基础上制定的井网加密调整和水侵综合治理等挖潜措施，矿场应用效果较好。     

陆上A稠油油藏蒸汽吞吐开发效果评价及海上稠油油田热采面临的挑战

对陆上A稠油油藏采用蒸汽吞吐开采方式的现场试验结果进行了分析,对其开发效果进行了评价,并对其采收率进行了预测,以期为即将进行的海上稠油油田热采提供指导.指出了海上稠油油田热采面临的挑战.     

水平井在热采开发中后期存在

乐安油田馆陶组砂砾岩油藏作为国内外少见的构造—岩性稠油油藏。受原油粘度高、层薄等的影响，各项指标均处于热采筛选标准下限，开发难度较大。但自乐安油田第一口水平井-划20-P1吞吐开采喜获成功以来。水平井即以其较强的注采能力和良好的开发效益而在热采领域受到越来越广泛的重视。截止到目前，乐安油田已成为国内水平井数量最多，布井方式最全的油田。形成并发展了水平井开采稠油的钻井，注汽，采油及监测的系统配套技术。针对热采水平井吞吐末期暴露出的动用程度不均，供液能力差．出砂严重等矛盾，采取了氮气泡沫调剖，下大斜度泵等系列配套工艺措施并收到了较好的效果。     

新疆油田稠油热采注蒸汽生产工艺技术

本文从工艺流程，注汽站布置，注汽管道敷设及主要设备等方面论述了新疆油田稠油热采注蒸汽生产工艺技术。     

稠油热采开发效果的模糊综合评价模型

从国内典型稠油油藏热采开发实例出发,对影响开发效果的因素进行逻辑分析和相关性分析,优选出10项具有较强分类特征且影响开发效果明显的指标,并根据现场统计数据各指标的变化范围及规律,对指标进行了量化分级。基于模糊综合评判原理和层次分析法建立适用于稠油热采开发效果评价的多因素模糊综合评价模型。对王庄油田的热采区块进行了模糊评价,结果表明,该模型能综合反映多方面的开发因素,可用于指导稠油油藏热采开发效果的正确评价。     

稠油热采阀门在设计或选用环节中应注意的几个技术性问题的探讨

本文针对胜利油田稠油热采阀门在设计或选用环节中的技术现状，主要对如何确定设计工作条件，选用阀门材料，满足那些使用要求；如何寻求使用阀门等应注意的技术问题进行了分析、对比，并提出了意见，供有关人员探讨。     

浅析改善热采稠油吞吐开发效果的对策

针对热采稠油进入吞吐后期,产量递减快、成本上升、开发矛盾突出等实际问题,对国内稠油油田的技术进行了调研和分析,提出了一系列改善热采稠油吞吐后期开发效果的有效办法,为稠油油藏改善吞吐后期开发效果提供了方向。     

海上油田稠油热采井注采一体化工艺技术探讨

在执行海上油田稠油热采工作中,构建出一套相对完备的海上稠油热采井注采一体化技术体系,在很大程度上帮助实现海上油田稠油的大规模热采开发,具有较好的经济效益和社会效益.     

氮气隔热助排提高稠油蒸汽吞吐热采效果

稠油蒸汽吞吐热采是一种降压开采方式,随着注汽周期的增加,地层压力在幅度下降,因而造成油井产量下降,油汽比降低,油田开采效果差,1998年度开发了氮气隔热助排技术,此项技术通过注汽过程同时注入氮气,在向地层注入热量的同时向地层补充压力,从而提高吞吐开采效果,到目前为止,已累计施工36井次,增产原油8710t。平均单井增产227t,单井创直接经济效益21．3万元,提高阶段采收率3－5％,现已在辽河油田推广应用。     

稠油热采不同开发技术潜力评价

为评价中国石化不同稠油热采开发技术的潜力,针对蒸汽吞吐加密和蒸汽驱2种提高采收率技术,利用财务净现值、油藏数值模拟和成本分析法,绘制蒸汽吞吐单井经济极限产油量和蒸汽驱经济极限油汽比图版,建立了2种油藏埋深、2种井型蒸汽吞吐加密潜力评价标准,修订了蒸汽驱潜力评价标准,并以中国石化W油田为例开展实例应用。研究结果表明:当油藏埋深一定时,随着油价下降,无论是直井还是水平井,蒸汽吞吐单井经济极限产油量均呈指数增加;在油价为60美元/bbl时,中国石化稠油油藏蒸汽驱经济极限油汽比为0.096 t/t,W油田蒸汽吞吐加密和蒸汽吞吐直接转蒸汽驱新增可采储量分别为32.4×10~4和71.1×10~4t,总潜力为103.5×10~4t,当油价为80美元/bbl时,W油田总潜力为426.5×10~4t。同时,建议将水平井蒸汽驱潜力作为技术攻关潜力进行评价。     

孤岛中二中东区稠油油藏提高注蒸汽开发效果研究

运用油藏工程和数值模拟方法,对孤岛中二中东区稠油油藏进行提高开发效果研究,以选择合理的开发措施,形成配套的应用技术,提高油田最终采收率.研究结果和现场应用表明采取相应的堵水提液措施是控制水侵的重要手段;一定量的边水,能补充注蒸汽的能量,有利于提高开发效果.通过实施配套工艺技术,累积增油21.2×104 t,减少作业费用2 699.5 x104元,预计可提高采收率8.4%,增加可采储量24.36×104 t.     

高温复合泡沫体系提高胜利油田稠油热采开发效果

地层非均质性使得稠油油藏注蒸汽多轮次吞吐开采后期开发效果变差.伴蒸汽注入氮气和泡沫剂可有效提高蒸汽的波及效率和驱替效率,改善稠油热采的开发效果.针对胜利油田稠油油藏特点,研制了一种新型高温复合泡沫剂FCY（该泡沫剂在310℃、气液比1：1条件下阻力因子达到20以上）,并研究了温度、矿化度、剩余油饱和度对其封堵效率的影响.FCY体系提高稠油油藏采收率实验表明：FCY泡沫剂可有效降低油水界面张力,提高注入蒸汽的驱替效率;伴蒸汽注入FCY体系可以提高稠油油藏采收率,降低含水率;氮气和泡沫剂合注为最佳注入方式.胜利油田现场应用证明,高温复合泡沫体系FCY可有效改善热采稠油油藏吞吐开发效果,封堵大孔道,防止汽窜.图8表1参10     

胜利油田稠油热采数值模拟研究进展

"十一五"以来,胜利油田将数值模拟技术贯穿于稠油热采开发的整个过程,在常规应用方面取得了巨大进展,新建产能超过800×104t。回顾了"十一五"以来胜利油田稠油热采数值模拟方面的研究成果,对近年来稠油油藏开发的热点技术,如火烧油层、泡沫蒸汽驱、HDCS强化热采、热采多分支井等的驱油机理进行了总结概括;在此基础上,重点分析了这几种稠油热采开发方式数值模拟的技术关键,详细说明了模拟过程中其具体的处理办法及现场应用效果。根据研究现状指出了稠油热采数值模拟软件的发展方向,当前最主要是解决稠油油藏敏感性、热化学驱及稠油的非达西渗流3方面的数值模拟问题。