模拟退火法用于蒸汽吞吐注采参数的设计

应用模拟退火优化方法对蒸汽吞吐注采参数进行优化设计，该方法结构简洁，对初始点的依赖性不强，问题的维数也不受限制。通过对某井的前６个吞吐周期进行的优化设计，确定出了蒸汽吞吐最佳注采参数，并和现场实际资料进行了对比。研究结果表明：应用模拟退火算法研究蒸汽吞吐注采参数优化设计效果明显。     

稠油蒸汽吞吐注汽参数的优化设计

对稠油热力开采的主要方式－蒸汽吞吐的注汽参数，通过正交试验设计和方差分析求得了最优组合，为稠油开发规划提供了科学的工艺参数。     

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。     

稠油出砂冷采技术及其在蒸汽吞吐井中的应用

稠油出砂冷采技术是油层大量出砂形成蚯蚓油和稳定泡沫油而形成，该技术的使用可获得较高的原油产量。河南油田通过攻关，在稠油出砂冷采领域取得良好的应用效果。形成了普通稠油出砂冷采开采技术，成功地将特薄互层和中深层普通稠油难采储量投入开发，第一口出砂冷采先导试验井日产油量是常规试油产量的8倍以上、是蒸汽吞吐产量的4倍以上，开采成本比蒸汽吞叶降低47％。同时，还成功地将出砂冷采技术应用于普通稠油低周期蒸汽吞吐井中，日产油提高1－3倍，进一步拓宽了该技术应用领域。     

稠油油田蒸汽吞吐动态预测方法研究

本文通过对稠油油田蒸汽吞吐动态与常规油田注水开采动态进行类比统计分析研究,建立应用一种类似于水驱特征曲线预测蒸汽吞吐动态的简单方法。通过对实际蒸汽吞吐动态拟合和预测表明,该方法简单实用,可作为稠油蒸汽吞吐过程中工程设计或动态分析的依据。     

面120区稠油热采增产试验效果分析

八面河油田面120区储层渗透率较低,油层原油粘度较大,出现了热采效果差,地层能量下降快的现象。针对这种情况可采用氮气+蒸汽吞吐技术。实践表明,该项技术的应用提高了井筒隔热效果,降低了热损失,同时又补充了能量,调整了吸汽剖面。需要强调的是在热采过程中,对油层的保护可采用伴蒸汽注入,但这种方法容易造成地层伤害。因此,在采用伴蒸汽方式时,注入防膨效果最佳。     

特稠油过热蒸汽吞吐产能预测模型

基于普通稠油提出的冷区流体流向热区进行压力补充的传统产能公式对特稠油不适用。通过引入过热蒸汽状态方程,利用能量守恒定律推导出加热半径计算公式。针对特稠油的性质特点,忽略冷区内稠油的流动性,只考虑热区内的流动。利用弹性介质不稳定渗流拟稳态解与推导的加热半径模型融合得到完整的产能计算模型。利用该产能模型对哈萨克斯坦莫尔图克油田某井进行产能计算,计算结果与生产动态数据吻合很好。     

新疆浅层稠油油藏氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率研究与应用

新疆浅层稠油油藏由于原油粘度高,埋藏浅,地层温度低,天然能量不足,油藏流体不具备流动性;注蒸汽热采,随吞吐轮次增加,递减加大,采油速度降低,存水率升高,油汽比下降,效果变差,开采难度加大。为提高稠油开发效果,通过稠油注氮气作用机理研究、物理模拟研究、注蒸汽加氮气吞吐数值模拟研究,确定油藏物性界限条件、氮气注入方式及合理的注采参数与时机。进行稠油注氮气提高开发效果试验取得成功,并首次将大规模工业化注氮应用于新疆九7＋8区齐古组浅层特超稠油油藏,开发效果显著。为改善稠油开采效果,提高吞吐阶段采收率,减缓稠油产量递减提供一条有效途径。     

水平井蒸汽吞吐产能预测模型

正确预测水平井蒸汽吞吐生产动态是优化注汽工艺参数、高效开发稠油油藏的基础.基于Marx-Langenheim油藏加热理论,考虑水平井加热区域为椭圆体,建立水平井油藏加热模型,结合Giger水平井产能方程,进一步建立水平井蒸汽吞吐产能预测模型.对胜利油田草平5井实例计算表明,模型预测的水平井产能与实测值吻合较好.以该井为例分析注汽速度、蒸汽干度、周期注汽量、蒸汽温度、焖井时间对周期产油量的影响,得出各影响因素的最佳控制范围,提出优化方案.     

稠油油藏蒸汽吞吐助排开发方案优化研究

在稠油油藏蒸汽吞吐过程中加入有效的助排剂,能够扩大蒸汽的波及体积和对蒸汽的窜流进行调剖,解决吞吐开发过程中的地层能量下降和汽窜问题,改善吞吐的开发效果。以J油田D11区块为研究目标,开展了蒸汽吞吐助排开发方式的优化研究。首先,对实验选用发泡剂进行静态性能评价,证明其性能及适应性良好的基础上,开展了蒸汽混注不同流体的物理模拟实验,对拟定的助排方式进行了初步筛选。其次,通过数值模拟方法的优选和经济效益的评价分析,结果表明蒸汽+发泡剂的吞吐方案的增油量最多,经济效益最好,优选其为该区块的最优蒸汽吞吐助排方式。最后,对选定助排方式的注入参数进行了优化设计,分别得到最大增油量和最大经济效益下的蒸汽吞吐助排方案。     

适于稠油热采井的高温固砂技术研究

八面河油田部分区块油稠,出砂严重,机械防砂方式无法满足生产需要,而稠油开采中注汽温度高,普通化学固砂方法难以在高温条件下保持固砂作用。研究开发适合稠油注汽开发过程的高温固砂剂,运用在现场中效果较好。实践表明,该高温固砂技术封堵强度高、固砂性能好、对地层损害小,反应易于控制、工艺简单、使用安全,能较好地解决注汽开采的稠油井的出砂问题。     

稠油热采井井筒内蒸汽参数计算

注蒸汽热采是目前开采稠油的主要方法。注汽过程中,蒸汽沿井筒方向的压力、温度、干度以及热损失之间相互影响,通过给出的井筒综合传热数学模型,能够较准确的模拟井筒内蒸汽参数的变化。模型中考虑了蒸汽物性参数随压力和温度的变化,其中,井筒汽液两相垂直管流压力降计算采用经典的Beggs-Brill方法;计算井筒总传热系数时考虑了接箍热损失的影响,并对井筒总传热系数进行了修正。通过油田实例的计算对比,验证了模型的可靠性。     

孤岛稠油油藏蒸汽吞吐中后期配套开发技术

为解决孤岛油田蒸汽吞吐中后期存在储量动用不均、水侵影响加剧等主要问题和矛盾,降低含水上升率,提高稠油采收率。应用井网加密调整和泡沫调剖技术,改善了平面和纵向上储量动用不均;采取“用、排、停、堵、遭”相结合的多种配套地质工艺措施,有效抑制了水侵速度;应用热采防砂、化学解堵等配套工艺技术,延长了生产周期,提高了油汽比,从而形成了适合孤岛油田稠油蒸汽吞吐的配套技术,取得了较好的开发效果,目前稠油环蒸汽吞吐采出程度达到21．7％,采收率可达32．5％。该技术对于同类稠油油藏在蒸汽吞吐中后期进一步提高采收率较大约参考意义和进一步推广应用价值。     

蒸汽吐吞稠油热采产量递减分析方法研究

产量递减分析作为储层参数求取及单井控制储量计算的一种重要方法,已经在常规及非常规油气资源储层评价及动态储量计算方面得到了广泛应用。为了对蒸汽吐吞稠油藏进行产量递减分析,建立牛顿?幂率流体径向复合油藏不稳定渗流数学模型,求解模型得到对应的NPI产量递减和Blasingame产量递减特征曲线。结果表明,该特征曲线分为四个流动阶段（牛顿流体径向流阶段、过渡流阶段、幂率流体径向流阶段和拟稳态流动阶段）;幂率流体径向流阶段NPI积分导数曲线呈斜率为(1-n)/(3-n)的直线,幂率指数和流度比越大,幂率流体流动阶段曲线越高。通过该模型对辽河油田进行实测数据拟合解释,验证了该模型的准确性。     

辽河油田马家铺庙5块低渗稠油油藏蒸汽驱现场试验

针对辽河油田马家铺庙５块低渗、薄互层稠油油藏的具全地质特征,为探索适合该油藏的合理开采方式,在该块前期开展的各项工艺试验分析、总结的基础上,考虑到该块地层压力低、地层温度低、原油流动性差、地层能量低等特点,从补充地层能量和提高地层中原油的流动性的角度出发,在该块进行了蒸汽驱现场试验,并配套开展了一系列的工艺技术研究和应用,通过庙５蒸汽驱试验,取得了较好的效果,并形成了一整套适合低渗、薄互层稠油油藏     

一种稠油注蒸汽开发多指标预测方法

通过对注蒸汽开发稠油油藏的大量实际开发数据的研究,提出了注采特征的双对数模型,即累计产量的对数和累计注汽量对数的线性关系,以及累计产液量对数与累计注汽量对数的线性关系.与现有的两种注采特征曲线相比,这种双对数注采特征曲线模型的线性相关性较好,使用较方便,并引入了"S"型增长模型来预测累积注汽量与时间的关系.通过将累积注汽量预测值与双对数注采特征模型结合起来,提出了一种新的注蒸汽开发稠油油藏的产量预测方法.该方法可同时对注蒸汽热采稠油油田的累计注汽量、累计产量、累计产液量、年产量等多项开发指标进行预测,应用该方法预测了辽河油田两个蒸汽吞吐区块的生产动态指标,油田实际数据表明该方法为一种有效的开发动态预测方法.     

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采的试验资料及生产区蒸汽吞吐大量数据的统计分析，结合数值模拟，本文提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。