井楼油田特稠油油藏蒸汽吞吐转蒸汽驱注采参数优化

以井楼油田某试验井区为例,通过油藏数值模拟和实际生产资料分析,系统深入研究了井楼油田蒸汽吞吐转蒸汽驱最佳转驱时机和转驱注采参数（注气速度、蒸汽井底干度、采注比、单井排液能力）优化。研究结果表明,吞吐5个周期后,剩余油饱和度依然较高、热连通基本形成,地层压力相对较低,是蒸汽吞吐转驱的较佳时机。蒸汽驱最佳注汽速度为80t／d,单井排液能力达到40t／d,井底蒸汽干度在60%上蒸汽驱效果好,但最低不得低于40%。实验区的研究对整个井楼油田蒸汽吞吐转驱有很好的借鉴和指导意义。     

稠油油藏蒸汽吞吐后转驱方式研究

从C油藏的地质因素出发探讨该稠油油藏经过若干轮次蒸汽吞吐后,最适宜的转驱方式,通过数值模拟的方法,比较蒸汽吞吐后转接的不同温度的热水驱、蒸汽驱与常规水驱的开发效果,对比得出了320℃的蒸汽驱为最佳转驱方式。利用油藏工程论证及数值模拟法,确立了该区块最佳井网形式为反九点法井网,井距90 m,最优注采参数为:注汽速度50 t/d,采注比1.2,井底蒸汽干度0.5。     

多轮次蒸汽吞吐井开发接替技术研究

多数稠油热采方案都会考虑蒸汽驱作为蒸汽吞吐后的接替技术,然而按照开发方案如期转驱的区块不多,究其原因在于已实施区块效果不理想。以C油田排601北薄浅层超稠油水平井蒸汽驱试验研究为例,深入分析发现,许多实施蒸汽吞吐的区块产量中也蕴含着蒸汽驱的贡献。对于浅层、高孔高渗、剩余油较为富集的多轮次蒸汽吞吐油田,蒸汽吞吐辅助蒸汽驱是较好的开发方式。相比单个试验井组,蒸汽驱规模化应用有助于摊薄开发成本,提高开发效益。还要及早开展水热裂解降黏、微生物采油研究,做好蒸汽驱之后的接替。研究成果对于该油田今后应采取什么开发方式具有一定指导意义。     

井楼油田一区稠油油藏汽窜特征分析

井楼油田一区稠油油藏经过20多年的蒸汽吞吐,已进入日产油量低、含水高、油汽比低和井间汽窜严重的高周期吞吐阶段,稳产难度增大,随着开采时间的延长,地层压力下降,汽窜现象变得更严重。如何防治汽窜,确保油井有效开采,提高油藏的开发效果,变成油田生产的首要问题。本文从井楼油田一区油藏储层特征、原油物性、油藏分布状况及生产实际等方面对油藏蒸汽吞吐阶段汽窜特征进行研究。通过对该块10年开发历程的跟踪及开发数据的分析,对井楼油田一区的汽窜现场表现进行了描述,揭示了井楼油田一区油藏的汽窜规律具有多向性、选择性、重复性等特征,结合汽窜特征、油藏地质特征和蒸汽吞吐生产特点分析汽窜的产生原因,包括油层物性好、原油粘度高、井距过密等。     

稠油油藏蒸汽吞吐转汽驱开发方式研究

稠油油藏为提高采收率,蒸汽吞吐后需要进行转驱开采,以增加原油流动,提高油田的经济效益。以K油田为例,通过数值模拟方法对K油田注入介质,转驱时机,转驱注入方式及井距等因素进行对比研究,以期能够提高K油田采收率和为其增加更大的经济效益。经研究发现,K油田最优的蒸汽吞吐转汽驱的开发方式为反九点法布井、以湿蒸汽为介质的注一停一间歇汽驱的生产方式。     

辽河油田蒸汽驱配套技术及下步攻关方向

辽河油田稠油生产普遍采用蒸汽吞吐方式,采收率很低.近年来,其稠油生产的主力区块大多数进入蒸汽吞吐后期,衡量蒸汽吞吐开采效果的周期油汽比也接近经济极限.为探索辽河油田稠油吞吐开发后有效的产量接替方式,1998年以来欢喜岭油田齐40块开展了蒸汽驱可行性研究和试验,并在世界上首次实现了中深层蒸汽驱工业化生产.截止2011年,辽河油区蒸汽驱已形成了注汽、举升、高温监测、调剖等配套工艺,基本满足了稠油油藏对蒸汽驱配套工艺的要求.针对分层注汽、注汽井高温不压井作业、高温调剖技术在蒸汽驱现场应用中所存在的问题,提出了辽河油田蒸汽驱配套工艺技术下步攻关的方向.     

井楼油田关停井挖潜技术对策研究

井楼油田稠油热采井经过近30a的降压吞吐开发,地层压力下降幅度大。由于热采后备潜力逐年减小、化学辅助多轮次效果差、汽窜及边水内推严重、平剖面动用不均、井况影响等多重因素影响,部分油井产能下降,关停的井层越来越多,严重影响了油田开发效果。以井楼油田关停井层为研究对象,通过对369口地质关停井进行静、动资料收集统计、相关地质图件的绘制,在对油藏地质特征、开发现状总结认识的基础上,开展长停井层井楼油田关停井现状及原因分析、长停井层潜力研究、长停井层挖潜对策研究、现场应用效果评价。形成了高周期吞吐后关停井挖潜技术对策,为其他浅薄层稠油区块高周期吞吐后效益开发提供经验及技术指导。     

中-厚互层状稠油油藏蒸汽吞吐后转蒸汽驱提高采收率研究

杜239块大凌河油藏1991年投入蒸汽吞吐开发,目前已进入吞吐后期采出程度高、产量递减快等问题日益严峻,转换开发方式势在必行。针对其油藏特点,开展了转换蒸汽驱方式开发的可行性研究,研究结果表明杜239块油藏适合进行蒸汽驱开发,最高可提高采收率28.7个百分点(理论值);根据油藏工程研究结果,可以利用现有井网,在有效厚度大于20m区域部署汽驱井网,在有效厚度大于40m区域以上采用一套注汽井网,二套生产井网进行汽驱开发,并对汽驱注采参数进行了优化。共规划部署汽驱井组14个,预测阶段采出程度23.82%,全块吞吐+汽驱采收率62.6%。     

古城油田泌浅10区转热水驱试验研究

河南古城油田泌浅10区自1989年试采评价以来,历经近30年开采,已进入热化学辅助蒸汽吞吐开发后期,平均单井吞吐9个周期,高周期吞吐以及汽窜等等因素导致油井生产效果逐渐变差。本次针对泌浅10区Ⅵ3层的油藏地质特征及存在问题,通过数值模拟方法,精细刻画了Ⅵ3层油层"三场"分布,优选出了试验区4个井组进行反五点热水驱试验,参照泌125区热水驱成功的经验,对其注采参数进行了优化,并进行了产量预测及经济评价。     

孤岛西区馆5热采稠油转非均相复合驱井网优化研究

普通稠油油藏蒸汽吞吐开发随着吞吐轮次的增加,油汽比逐年下降,经济效益变差,亟需改变开采方式来改善开发效果,提高最终采收率.本文以孤岛西区馆5为目标区,论述了高轮次吞吐后期存在的问题,通过转变井网,实现液流转向,同时采用非均相复合驱的驱油技术来改善单元开发效果,力求实现均衡驱替.这种井网优化方式对同类型热采稠油油藏转化学...     

稠油油藏行列井网多层火驱优化设计研究

辽河油田W块为薄互层状普通稠油油藏,目前处于蒸汽吞吐末期,油井处于低产低效状态,继续吞吐潜力小。该块于2005年开展了面积井网多层火驱先导试验,取得了很好的效果。为了提升区块产量,决定进一步扩大火驱规模,针对区块构造特征,主体部位构造平缓设计采用面积井网火驱开发,构造较陡区域设计采用行列井网。采用数值模拟、油藏工程等方法进行行列井网火驱优化设计研究,设计最佳井网井距、注采参数,该研究对同类油藏火驱开发具有一定的借鉴作用。     

潜山稠油油藏开发方式优化研究

郑家油田郑6块沙一段为典型的潜山稠油油藏,该油藏满足稠油热采标准,适合注蒸汽吞吐开发。文章在分析该块试采特征的基础上,结合该块地质特点,选择直井注蒸汽吞吐的开发方式,并通过数值模拟手段,优化了蒸汽吞吐井距、避射厚度、注汽强度、吞吐转蒸汽驱时机等参数。     

提高超稠油蒸汽驱效果主要做法

杜229块蒸汽驱先导试验区通过完善注采井网、吞吐引效,提高蒸汽腔平面控制程度;通过对注汽井实施分选注、对生产井实施分采,强制提高蒸汽腔纵向控制程度;通过实施温三相泡沫调剖剂,防止蒸汽突破;通过加深泵挂等措施,防止入泵液体闪蒸;通过密切跟踪外围井,及时将外围受效井产量纳入试验区效果统计等动态调控手段,有效提高了蒸汽驱先导试验区的效果。     

深层稠油油藏蒸汽驱开发技术研究

针对深层稠油油藏依靠蒸汽吞吐降压开发,生产效果逐渐变差的问题,应用数值模拟研究对吞吐末期转蒸汽驱开发技术进行研究。研究表明:采用70m井距正方形井网有利于保证井底蒸汽干度达到方案设计要求,根据优选,要获得较好的蒸汽驱开发效果,井底蒸汽干度要达到50%,注汽强度为1.8t/d.ha.m。研究成果对同类油藏实施蒸汽驱开发具有指导意义。     

注空气辅助蒸汽驱在齐40块的应用

齐40块蒸汽驱历经四年开发,汽驱井组出现平面指进方向明显、高温汽窜井增多的现象,导致平面与纵向驱替矛盾加剧,给蒸汽驱生产效果带来不利。通过对齐40-17-028井组开展注空气辅助蒸汽驱试验,改变蒸汽推进方向,扩大蒸汽波及体积,从而达到改善蒸汽驱井组驱替效果的目的。     

孤东油田二区Ng5聚驱后井网调整对策研究

孤东油田二区Ng5化学驱转后续水驱后,常规作业措施效果差,无效水循环严重,目前的规则高密度井网条件下进一步提高采收率十分困难,需要加强井网调整研究。为降低调整风险、达到较好的调整效果,以精细地质综合特征研究为基础,总结聚驱后剩余油分布规律,针对目前的问题,开展了变流线层系井网调整研究。对各个井网部署方案进行指标预测及经济评价,综合考虑投入产出比、提高采收率、工作量、风险等多种因素优选出了最佳的聚驱后井网调整对策。     

气体辅助泡沫调剖技术在超稠油蒸汽驱应用

曙一区杜229块超稠油蒸汽驱先导试验区进入蒸汽驱开发后期,出现了蒸汽突破、高含水、油层纵向动用不均等问题,这些问题造成井组年产油降低,油汽比降低,汽驱效果变差。针对这些问题,该区块通过实施二氧化碳泡沫辅助蒸汽驱改善汽驱效果。通过室内实验研究评价得出的CO2泡沫体系,能够有效调驱,起到调整油层动用剖面、溶解驱动和萃取降粘作用,达到提高蒸汽驱替效率的目的。经过现场应用后,井组油层纵向动用程度明显改善,平面上各口生产井受效程度得到调整,井组生产效果明显提高,对维持油田持续稳产具有重要的意义。     

化学辅助蒸汽吞吐技术在稠油开采中的应用

锦州油田稠油区块处于蒸汽吞吐后期，目前平均单井吞吐12．8周期，已采出可采储量的88．9％。地层压力下降到1．5—4．2MPa，地层供液能力逐年下降，低产低效井（周期油汽比小于0．15）逐年加大，2005年以来近乎直线上升，化学辅助蒸汽吞吐技术可以提高蒸汽的驱替效率、降低注汽压力、提高注汽周期的产量和油汽比。     

库姆萨依稠油热采技术研究及应用

库姆萨依侏罗系油藏为边底水稠油油藏,具有埋藏浅、储层单一厚度大、原油粘度高等特点。针对其油藏特征,研究决定油田主体采用水平井蒸汽吞吐+蒸汽驱热采开发。蒸汽吞吐试验表明,热采单井初期日产油量可达到冷采的6.1倍,同周期内水平井平均日产油量为直井的1.4~1.8倍,水平井热采前三个周期油汽比在1.3~0.97之间,多项开发指标好于直井。水平井蒸汽吞吐热采试验的成功,为库姆萨依边底水稠油油藏的高效开发奠定了技术基础,具有广阔的推广应用前景,经济和社会效益显著。     

齐40块莲Ⅱ蒸汽驱中部井区生产效果分析

齐40块自1998年在莲Ⅱ油层组开展了4个井组的蒸汽驱先导试验,2003年在试验区西侧开辟了7个井组的扩大区试验,目前已见到了明显的汽驱效果。2006年底到2007年初在先导和扩大区取得成功的基础上,在齐40块的中部主体部位实施了65个井组的转驱。此次分析的莲Ⅱ中部井区的13个井组全部在2006年12月底前转驱,目前已平稳生产10个月。