丫角油田稠油油藏热采实践与认识

丫角油田稠油油藏油层薄、物性差,原油粘度高。通过优选相关参数进行热采试验后认为,现有蒸汽吞吐热采工艺技术,能满足丫角油田稠油油藏开采技术要求。但从开采效益方面分析,在现有的技术经济条件下,对丫角油田稠油油藏进行热采开发,经济效益较差。     

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。     

低渗透稠油油藏蒸汽吞吐开发储量动用界限

在储层改造基础上进行蒸汽吞吐是低渗透稠油油藏的可行开发方式,探究开采过程中不同条件对储层原油流动能力的影响,并定量确定储量动用范围的变化规律,可为此类油藏的有效开发提供科学依据.分析基于蒸汽吞吐过程中的温度剖面变化和储量动用过程,定量描述了储层中原油流动能力的变化规律,建立了反映低渗透稠油油藏热采储层中渗流特点的数学模型,计算得到低渗透稠油油藏注热开采后压力分布及产量的分段式变化规律;提出通过原油流动及储量动用的极限动用半径、易流动半径和经济有效动用半径,来刻画低渗稠油储层注热开采后储量动用特点;通过研究不同动用半径的非线性变化规律,得到不同开采条件下的储量有效动用范围,为低渗透稠油油藏蒸汽吞吐热采开发合理井网设计提供关键参数.     

深层低渗稠油有效开发方式

超深层低渗稠油油藏具有地层压力高、原油粘度高以及渗透率低等特点,常规注蒸汽热采降粘效果差、单井产能低,油藏开发难度极大。物模实验及数值模拟计算表明:开发初期高地层压力条件下采用CO2吞吐,后期地层压力下降转为DCS协同作用可有效解决深层低渗稠油降粘困难的问题;压裂改造可大幅度降低低渗导致的高启动压力梯度,有效提高稠油在油藏中的渗流能力。压裂辅助CO2吞吐开发方式在矿场应用中取得了良好效果。     

海上稠油多元热流体吞吐各组分增产优化设计研究

针对渤海稠油油藏特点,通过物理模拟实验分析多元热流体各组分蒸汽、CO2及N2对地层及原油的影响。根据实验数据观察各组分的增产效果,蒸汽加热降黏可使稠油采油指数提高1.5~10倍,饱和CO2可使稠油黏度降低50%~90%,N2增能保压作用明显。运用数值模拟手段,对比多元热流体不同组成比例对热采吞吐效果的影响,以及不同温度下各组分对增产效果的贡献。随着多元热流体注入温度的升高以及气体组成中CO2比例的增加,热采效果更佳。多元热流体热采技术在渤海稠油油田的单井吞吐试验成功,表明该技术可以作为海上稠油油藏挖潜增效主力措施之一。     

蒸汽吞吐机理数值模拟与正交试验分析

目前蒸汽吞吐是稠油开发中最常用的生产方法,其开采机理主要为地层能量驱动、原油加热降黏、加 热改善油水相对渗透性、液体热膨胀和近井地带解堵。但是,关于各种机理对蒸汽吞吐贡献的大小问题却鲜有论 述。利用油藏数值模拟软件,采用正交试验分析方法进行研究的结果表明,这五种机理对吞吐采收率的贡献从大到 小的顺序为地层能量驱动、原油加热降黏、近井地带解堵、液体热膨胀和加热改善油水相对渗透性,并且前两者起决 定性的作用,是蒸汽吞吐能否取得较高采收率的关键。研究结果可指导设计人员高效地进行稠油油藏蒸汽吞吐开 发设计,同时可指导研究人员利用数值模拟软件对蒸汽吞吐进行数值模拟。     

适用气举工艺的稠油热采开发模式优化

针对气举采油工艺对多元热流体吞吐开发中产量和流压等参数的特殊要求,以渤海A油田南区实际油藏参数建立的典型模型为基础,利用数值模拟技术,优化了海上稠油多元热流体热采吞吐开发方案,提出了适用气举工艺的热采开发模式,为探索气举工艺在海上稠油热采开发油田的适用性奠定了基础。     

八面河油田面138区薄层稠油油藏蒸汽吞吐方案优化

统计分析认为,影响八面河油田面138区薄层稠油油藏热采效果的主要因数是油层厚度和油层渗透率。根据数值模拟的结果,对面138区薄层稠油油藏蒸汽吞吐工艺参数进行优化后,热采效果得到明显改善,单井注汽量减少,单井产量、周期油汽比和回采水率均得到提高。     

M油田稠油油藏蒸汽驱数值模拟研究

M油田为一浅层特稠油油藏,目前已进入蒸汽开发后期,采出程度高,产量递减加快,开发效益下降。为挖掘油藏北部汽驱区潜力并提升开发效果,选择有代表性的井组,利用数值模拟的方法对其注汽速度、注汽干度进行优化设计,并对不同间歇汽驱开发方式的效果进行了对比研究,最后优选出适合目标区域的蒸汽驱开发方式。研究结果对相似油田蒸汽驱的开发具有一定的借鉴意义。     

考虑热损失稠油热采双孔介质不稳定试井分析

注蒸汽吞吐热采技术已经成为开发稠油油藏最为有效的方法,但是蒸汽波及范围外的油层没有得到有效的改善,因而油藏流体物性可以分为两个区.针对双孔介质中的稠油油藏蒸汽吞吐热采井蒸汽波及区和未波及区流体的流动性质的差别,提出了试井问题所必须采用的径向流体复合模型,模型中考虑了蒸汽在上下盖层的热损失问题.建立了内区考虑热损失的径向流体复合模型,求得了无限大地层情况下的拉氏空间解,并通过数值反演方法作出了相应的样板曲线,并且对样板曲线作了相应的敏感性分析,为稠油开发油藏压力动态分析提供了一种新的模型.     

埕岛油田跟踪优化注水开发及效果

胜利海上埕岛油田馆陶组为河流相沉积的高渗透、高饱和、稠油、疏松砂岩油藏。根据开发方案设计和数值模拟研究，馆陶组在地层压力降至饱和压力附近转注，开发效果和经济效益最好。由于实施注水工程滞后两年，油藏进入溶解气驱阶段，原制定的注水时机、注采比用1．0等技术政策已不能符合油田的实际情况，在对储层发育状况及馆陶组开采特征进一步认识的基础上，应用跟踪数值模拟技术，对埕岛油田馆陶组注水开发技术政策进行了优化和完善；实施注水后，通过强化跟踪分析，及时调整，注水开发见到较好效果。     

缝洞型碳酸盐岩油藏开发早期合理采油速度模型

对于缝洞型碳酸盐岩油藏，衰竭式开发是最合理的开采方式。对于衰竭式开采，在制定开发方案时，确定合理采油速度尤为重要。研究中根据其他相同类型油田的成功开采实例，选取尽可能多的影响因素，采用多元逐步回归分析方法。得到了一个缝洞型碳酸盐岩油藏开发早期合理采油速度模型。此模型包含了流体性质和地层参数，与关于固有地质情况对采油速度影响的物理概念并不矛盾，并且适应面广，可对衰竭式开发早期缝洞型碳酸盐岩油藏的合理采油速度做出初步结论。用数值模拟方法证明，这个模型可用于现场实际。     

W6断块油藏合理开发技术研究

根据相关地质研究成果建立W6断块油藏三维地质模型,并对该油藏的生产历史数据进行拟合研究.模拟预测该油藏若保持现有井网继续开发10年的相关开发指标,总结剩余油的分布状况.从井网完善、地层压力保持水平、注水时机、采油速度等几个方面对该油藏的开发技术进行了数值模拟研究.     

特稠油化学复合吞吐工艺技术研究与应用

孤岛油田低品位稠油油藏储层发育和流体物性差,开采难度大。目前采出程度为5.5%,采油速度仅为0.36%,为典型的双低单元。针对该油藏在开发中存在的注汽压力高、注汽效果差、周期产油量低等问题,分别开展了CO2、油溶性降黏剂以及二者协同作用改善特稠油物性机理研究。在矿场应用中,结合油藏地质特点,不同开发特征井应用不同的化学复合吞吐工艺组合,取得好的增油效果。     

一种基于盐水模型的聚合物驱高效模拟新方法

现有聚合物驱模拟器的计算效率难以适应百万节点以上网格剖分规模的大型复杂油藏模拟,严重制约了油藏开发决策速度。鉴于此,建立了一种基于盐水模型的聚合物驱高效模拟新方法,可显著提升数值模拟计算速度,同时能够全面考虑聚合物驱提高采收率关键机理;分别从与传统聚合物驱模拟结果对比、不可及孔隙体积影响显著性、吸附滞留损失影响显著性三方面论证了新方法的准确性与适用性。应用新方法对具有近500万网格规模的某大型河流相稠油油田开展聚合物驱模拟,完成单次虚拟开发模拟仅需5.8 h,而传统模拟器相同条件下需耗时518.4 h,计算效率提高近90倍,证实了新方法的高效性与应用价值。     

水平井热采开发边底水稠油技术研究

稠油油藏受边底水的束缚和制约,开发过程中暴露出直井常规开采出砂严重、含水上升快、储量动用程度低、油藏采收率低等突出问题。针对边底水稠油油藏存在问题,开展边底水稠油油藏水平井热采开发技术研究,进一步改善油藏开发效果。通过深化油藏地质研究,剖析制约油藏开发的主要因素,应用先进的油藏数值模拟手段,研究并优化设计了热采水平井的...     

底水稠油油藏水平井热采开发精细数值模拟研究与应用

新海27块为边底水能量充足的稠油油藏,在精细油藏描述成果的基础上,根据测井解释结果、沉积相研究成果,结合实际生产情况,优选建模方法建立新海27块三维地质模型。在此基础上,结合生产动态数据和有关测试资料,开展历史拟合,量化剩余油分布研究,并进行水平井生产参数优化研究。研究成果应用于该块二次开发取得了较好的效果。     

复杂断块稠油油藏剩余油分布规律及挖潜研究

哈萨克斯坦W油田为高孔高渗常压、非均质复杂断块稠油油藏,其断层发育、构造破碎,砂体横向分布稳定性差且分布范围较小,油层分布零散,目前油田开发已进入高含水期.研究应用数值模拟方法,建立地质模型,进行油藏数值模拟,通过整体及单井历史拟合,找到了油藏内流体运动变化规律及油水井层间的注采关系,明确了剩余油分布规律,进一步研究了挖潜调整措施并对今后14年的生产情况进行了预测.最后确定了油藏的主要挖潜手段.     

高地饱压差油藏合理压力水平研究新方法

海上高地饱压差油藏提高采收率的核心问题是如何保持合理的压力水平,目前对此多单独采用实验室法或数值模拟方法进行研究。针对现行研究方法的局限性,提出将岩心实验法与油藏数值模拟法相结合进行油藏工程方法验证的思路,将压力变化对储层参数影响的实验研究成果体现到数模参数场中,形成海上高地饱压差油藏保持合理压力水平的新方法。     

基于服务的油井措施调整辅助决策平台设计与研究

研究基于服务的汕井措施调整辅助决策平台模型,引入汕藏数值模拟曲线拟合方法,结合专业知识筛选油井异常井,为完成基于油井措施调整的辅助决策提供支持。根据现有数据架构的数据管理平台模型,通过油藏数值模拟等方法,采用部件式开发模式,设计并建立汕_井筛选机制。介绍了基于服务的部件式平台开发模型,平台服务自定制机制,并以油井诊断为例着重介绍。