霍进[1]2004年在《水驱后转注蒸汽开发稠油油藏精细油藏描述与数值模拟研究》文中进行了进一步梳理对于水驱后转注蒸汽开发的稠油油藏,由于经过冷采、注水、蒸汽吞吐和蒸汽驱等不同开采阶段,多种开采方式频繁调整,蒸馏作用、加热降粘、水重力分异作用、蒸汽的超覆作用、地下流体和岩石受热膨胀作用、岩石润湿特性以及渗流特性发生变化导致流体渗流机理极其复杂。 注水开发过程中可能存在注入水与地层原生水不配伍性,注蒸汽开采注入蒸汽液相矿化度大大低于地层水的矿化度,容易造成粘土膨胀,特别是当低于粘土的临界矿化度时,粘土膨胀加剧,渗透率大大降低,高速注入蒸汽容易造成粘土微粒迁移,堵塞喉道,也可能造成渗透率大幅度下降。此外,在注入大量高温流体的热采过程中,由于油藏内介质条件变化,容易引起沥青质在地层中沉积,堵塞孔喉或引起岩石润湿性反转,致使储层孔渗性能严重变差,尤其是在井眼附近,往往导致油井产量大幅度衰减。 传统的油藏描述软件和稠油油藏数值模拟器的数学模型未考虑稠油油藏水驱后转注蒸汽开发过程中储层特征(如孔隙度和渗透率的变化)的变化,忽略了储层伤害对稠油油藏开发动态的影响,导致稠油油藏开发方案设计和开发指标动态预测存在不可靠性。 本文针对该类油藏开发容易受到储层伤害影响的特点,根据六东区克下组稠油油藏水驱后转注蒸汽开发过程中存在的主要问题,开展了储层伤害研究、精细油藏描述研究和数值模拟综合研究。改进和发展了现有的叁维、叁相、多组份热采模型NUMSIP。在考虑储层伤害影响情况下,对六东区克下组稠油油藏进行数值模拟历史拟合和剩余油分布研究,并对考虑储层伤害影响和不考虑储层伤害影响开发预测指标进行对比分析。 主要研究成果: ①在相控条件下,应用确定性建模与随机性建模相结合方法,对克下组稠油油藏进行了精细油藏描述研究,建立了比较可靠准确的叁维地质模型; ②对克下组油藏水驱后转注蒸汽开发储层伤害机理和室内评价进行了分析研究; ③改进和发展了现有的叁维、叁相、多组份热采模型NUMSIP,模型考虑了稠油油藏水驱后转注蒸汽开发过程中储层伤害的影响; ④在考虑储层伤害影响情况下,对克下组稠油油藏进行数值模拟历史拟合,并对考虑储层伤害影响和不考虑储层伤害影响开发预测指标进行对比分析。
高丽[2]2010年在《稀油砂岩油藏水驱后蒸汽驱提高采收率技术研究》文中研究说明大庆油田水驱已全面进入高含水期开采,剩余油分布十分复杂,进一步提高采收率的难度越来越大,因此进行叁次采油提高采收率技术的研究刻不容缓,而资料表明蒸汽驱可平均提高采收率10%以上。本文深入分析了稀油砂岩油藏水驱后蒸汽驱的驱油机理,并结合萨北过渡带蒸汽驱矿场试验区的开采特征,建立了概念模型,对油藏岩石、流体性质参数和蒸汽驱设计、操作参数对水驱后蒸汽驱开发效果的影响进行了数值模拟研究。针对萨北过渡带蒸汽驱矿场试验预选区建立了生产动态模型,完成了水驱历史拟合,设计、优选了层系组合方案和井网部署方案。根据新钻井的地质资料,建立了蒸汽驱试验区的精细地质模型,优选了蒸汽驱的注采参数。研究结果表明,稀油砂岩油藏水驱后蒸汽驱提高采收率的主要驱油机理为蒸馏作用,降粘作用,热膨胀作用和温度对相对渗透率的影响。萨北北部过渡带蒸汽驱矿场试验区的合理的层系组合为整个萨二组油层;合理的井网为125m反九点面积井网;合理的注采参数为,地层压力降到6-8MPa左右时,注汽速度为100～120t/d,井底蒸汽干度应大于50%;蒸汽驱过程中尽量提高产液能力,使采注比达到1.2以上。本文的研究成果对蒸汽驱油技术在稀油油藏的扩大应用具有较好的指导意义,同时可为大庆长垣过渡带的高效开发提供技术借鉴和油田更进一步提高采收率措施的实施提供科学依据。
董晓玲[3]2012年在《探91区块水驱转注蒸汽开发研究与试验》文中研究表明扶余油田探91区块原油粘度相对较高,油藏条件原油粘度为50-100mPa.s,注水开发30多年,目前区块开发处于高含水、低采出开发阶段,采出程度为13%,采油速度为0.3%,含水为95%,且含水上升较快,年增1%左右,区块水驱规律预测采收率低,继续水驱开发潜力不大,探索新的开发方式进一步提高区块开发效果成为新的研究课题。本文从国内外资料入手,利用物理模拟方法对水驱油藏转注蒸汽开发提高采收率机理;提高驱油效率、改善蒸汽波及体积机理研究,明确了利用蒸汽的超覆特性,可以有效动用正韵律水驱油藏厚油层上部动用较差的部位和薄差油层;而采用蒸汽泡沫调剖、蒸汽泡沫驱的方式可以有效控制水驱后油层形成的大孔道的指进现象,降低次生水体对注入蒸汽热量的消耗,并能够取得更高的最终采收率。通过对探91区叁维地质建模及生产动态历史拟合,研究了区块剩余油的分布,明确了控制剩余油的主力因素为受裂缝及水窜通道双重控制的平面剩余油;受纵向物性及夹层遮挡的纵向剩余油;因此注蒸汽开发调整过程中,提高注入介质波及体积,有效动用现在动用较差或难动用的剩余油,使注蒸汽开发调整取得显着效果。通过数值研究对探91区块水驱后转注蒸汽开发的井网井距、注采参数、开发方式进行了优化,确定了注蒸汽开发方式的可行性。利用前述油藏工程设计成果对探91区块进行了注蒸汽开发试验部署,按菱形反九点注采井网部署9个试验井组,并对开发指标及经济进行了预测,从指标上看探91区块水驱后转注蒸汽开发提高采收率的潜力较大。重点对探91区块水驱后转蒸汽吞吐的试验效果进行了跟踪评价,总结了蒸汽吞吐的效果、生产规律及影响效果的主要因素。通过本文研究确定了探91区块水驱后转注蒸汽开发提高采收率是可行的。
王玲[4]2010年在《朝阳沟油田二类区块蒸汽驱效果影响因素研究》文中进行了进一步梳理本文在充分搜集朝阳沟油田蒸汽驱油试验区井点地质信息的基础上,结合沉积相数字化成果,应用Petrel叁维地质建模软件建立了模拟区的叁维构造模型以及孔隙度、渗透率、含油饱和度、净毛比模型。应用CMG数值模拟软件中的STARS模块对所建地质模型分别进行水驱、蒸汽驱阶段历史拟合,拟合的开发指标包括地质储量、综合含水率、单井含水率、采出程度、压力等。在满足历史拟合精度要求的基础上,针对连续汽驱、常规水驱两种驱替方式,进行不同渗透率、原油粘度、净总厚度比、注汽强度、井距、井排与裂缝方向的开发指标预测,根据数值模拟结果对比分析各方案对蒸汽驱开发效果的影响规律,评价蒸汽驱开发效果。结合国内外低渗透轻质油藏蒸汽驱油的经验,主要从采出程度提高值、净增油汽比等方面与常规水驱进行比较,筛选出适合蒸汽驱的油藏参数(渗透率、原油粘度、净总厚度比);在此基础上,为确保蒸汽驱达到油藏条件应达到的汽驱采收率,对操作条件进行合理优化;对低渗透裂缝性油藏蒸汽驱井排方向与裂缝方位进行合理部署。数值模拟研究结果表明:蒸汽驱是水驱油藏的有效补充,低渗透油藏进行蒸汽驱,通过增加可采储量,降低残余油饱和度,提高了油田采收率,取得了较好的开发效果。给出朝阳沟油田二类区块水驱后适宜转注蒸汽驱开发的油藏参数界限,应用该油藏条件可对水驱后油藏能否转注蒸汽开发作粗筛选;结合经济评价优选注汽强度,确定合理井距、井排与裂缝方向等,为朝阳沟二类区块及同类低渗透油田转注蒸汽驱开发提供一套科学、全面的筛选标准,从而为蒸汽驱油在低渗透轻质油田的规模性应用奠定理论基础。
王贺[5]2016年在《扶余油田热采可行性研究与试验》文中研究指明稠油油藏热采的主要方法目前包括蒸汽吞吐、蒸汽驱、火烧油层、热水驱等,它们利用的主要原理是原油粘度对温度具有极高的敏感性。随着原油所在环境温度的升高,其粘度会极大地降低,且油相粘度越大,这种下降趋势越显着,原油流动性获得改善,使在地层中的稠油在现有技术条件下能够被采出。本课题主要利用水蒸汽的热力学原理,通过调研相关热力学研究人员的研究结果,比较和分析相关研究成果与扶余油田实际差异,根据室内物理模拟和数值模拟结果指导现场试验,结合室内实验和现场试验结果评价扶余油田热采可行性。本文分析了扶余油田探91区块油藏构造特征、储层特征、地层流体特征,并以此为基础,深入开展地层剩余油分布分析。在地质研究的基础上通过叁维地质建模、等时地质模型、水驱生产动态历史拟合研究试验区的剩余油分布规律。从纵向来看,在常规水驱过程中,由于油水的密度差异形成的重力分异作用,使得注入水易于驱替油层中下部原油,从而使得在数值模拟历史拟合结束时刻,油藏中下部剩余油相对贫瘠,而上部的原油被动用量少;从横向来看,在井网控制程度相对较差的井间部位,剩余油相对富集;在井网控制程度相对较好的区域,剩余油相对较少。另外,在并网不完善的边部或断层附近,也是剩余油富集的地方。针对探91区块,在室内开展了油藏精细静态描述研究、剩余油分布定量化研究、油藏原油粘度特征再认识、注入水冷伤害研究、蒸汽吞吐伤害研究、储层热物性研究、岩石渗流物理特征研究、驱油效率实验。现场试验已实施289口蒸汽吞吐,提高了稠油区的整体开发水平,区块产油量、采油速度明显上升,含水大幅度下降,在试验期期间,累积产液:1150t--2000t;日产油:140t--500t;含水率:92%---75%;采油速度:0.5%---2.5%;在试验的基础上进一步开展了集团注气,结果显示,64口生产井的总注汽量76100方,平均单井注汽量1200方,注汽强度平均65方/米。按实际生产天数统计,54口抽油井累积实际生产3154天,累计产油6022吨,累计增产原油4027吨,平均单井增油74.6t,平均单井日产油1.9t,平均含水81.6%,取得了较好的效果。
陶磊[6]2009年在《超稠油油藏叁元复合吞吐技术研究》文中指出目前胜利油田原油粘度超过10×10~4mPa·s的超稠油储量5159×10~4t,占未动用稠油储量的38%,是胜利油田主要的未动用资源之一,粘度大、埋藏深、储层薄的特点是导致这类油藏难以动用的主要原因。胜利油田通过开展油溶性降粘剂、CO_2、蒸汽叁元复合吞吐技术在深薄层超稠油开采方面取得了一定的突破。深入研究叁元复合吞吐单体及协同作用对超稠油物理化学性质的作用机理,完善叁元复合吞吐技术,对更加高效的开发深薄层超稠油油藏具有重要意义。论文从研究胜利油田超稠油性质出发,实验测量了超稠油的密度、粘度、沥青质分子形态,四组分含量及分子量。根据胜利油田超稠油特性研制了超稠油油溶性复合降粘剂。针对降粘率在描述超稠油降粘效果方面的不足提出了新的评价参数-降粘倍率。室内实验表明超稠油油溶性复合降粘剂在低含水和中高含水条件下均能实现降粘,降粘效果随温度和含水升高而增强。推导了CO_2立方型状态方程,与PR和RSK状态方程相比,该方程计算结果稳定,精确度高。通过PVT仪和落球粘度计进行了CO_2对超稠油的溶胀、降粘实验。研究结果表明CO_2能够溶解于超稠油且使其体积膨胀,油包水乳状液含水越高溶解CO_2的能力越弱,溶解CO_2后膨胀能力越差,超稠油溶解CO_2后粘度急剧降低,且原油含水越高CO_2降粘效果越好。降粘剂、CO_2、加热叁个元素两两之间的协同作用改善超稠油流变性能实验表明协同效果优于各个元素单独作用的效果。通过高温高压釜反应和回采油样分析研究了叁元复合吞吐技术对超稠油化学性质的影响,实验结果表明叁元复合吞吐技术能够实现超稠油大分子的解聚,使超稠油饱和分、芳香分含量增加和胶质、沥青质含量减小,使超稠油沥青质分子量明显减小。根据胜利油田郑411超稠油油藏地质特征、多组分流体相态拟合生成的流体组分数据,结合超稠油油溶性复合降粘剂解聚和降低界面张力的作用,建立了叁元复合吞吐数值模型。研究了高效降粘剂、CO_2、蒸汽对开发效果的影响,并对叁元复合吞吐注入参数进行了优化。叁元复合吞吐技术在胜利油田得到成功运用,文中阐述了该技术的应用效果和应用前景。
孙辉辉[7]2017年在《鲁克沁叁迭系深层稠油水驱开发规律研究》文中认为鲁克沁稠油聚集带包括鲁克沁构造带和玉北—连木沁构造带,鲁克沁叁迭系稠油具有深、稠、物性较差等特点(埋深2300~3600 m,渗透率(98.7~493)×10-3um2,地下原油粘度150~500mPa·s,地面50℃粘度20000 mPa·s)。原油性质表现出“四高一中”的特点,即高密度、高粘度、高凝固点、高非烃含量、中含蜡量。1985年中国石油天然气总公司石油勘探开发科学研究院热采所室内水驱油实验结果表明,水驱残余油饱和度(Sor)与油水粘度比呈指数递增关系,当μo/μw﹥100时,Sor﹥30%;当μo/μw﹥400时,Sor﹥40%。由于油藏地层水及注入常温水粘度一般为0.4mPa·s左右,因此,注水开发的油藏的地下原油粘度不宜超过100 mPa·s。因此鲁克沁超深稠油注水开发并无成功案例可借鉴,研究意义重大,研究意义在于解放与鲁克沁叁迭系超深稠油相类似油田的储量有效动用难题。从鲁克沁稠油驱替后的岩心看,注入水指进现象明显,岩心出口端的剩余油明显较多,注入速度越快注入水波及体积越小。水驱粘性指进明显,理论水驱采收率为13%~15%。目前经过注水开发,综合含水达到72%,采出程度6%。本研究课题主要研究内容为鲁克沁叁迭系储层内部结构及非均质性研究、历年开发技术对策及效果评价、稠油水驱开发规律研究以及提高水驱开发效果的技术对策。通过对油井见效、见水特征进行研究,找出影响油井见效、见水特征的主控因素,形成稠油水驱开发规律,制定稠油水驱提高采收率、控制含水上升速度的技术对策。通过超深稠油水驱规律研究,解决此类稠油经济、有效开发问题。
魏庆虹[8]2015年在《萨北北二西区聚驱后蒸汽驱试验研究》文中提出截止到2008年12月,大庆油田已进入后续水驱的注聚区块16个,地质储量2.75×108t,采出程度52.5%,聚驱后仍有近一半地质储量残留地下。室内研究及取心井资料表明:这部分储量主要集中在厚油层的顶部,如何进一步挖掘这部分剩余油,是目前亟待研究解决的课题。在蒸汽驱开发过程中,利用水蒸汽在井筒中和地层中向上超覆的特征,在采取耐高温泡沫调剖的前提下,降低水驱、聚合物驱后油层底部形成的大孔道和次生水体对注入蒸汽的不良影响,充分发挥水蒸汽对原油的蒸馏、降粘等作用,改善油井附近的流通性及原油品质,有效动用分布在厚油层顶部和薄差层中的剩余油,进一步提高水驱、聚合物驱后油藏的采收率。2003年6月在葡萄花油田葡71-75井组开展的水驱后蒸汽驱试验,1年累积增油4176t,试验获得了较好的效果。2006年开展的小井距试验区萨II1 2油层叁元复合驱后蒸汽驱试验,中心井区取得了与叁元驱相同的增油效果。以上两项试验表明,在多油层砂岩稀油油藏水驱及叁次采油后采用注蒸汽热采开发方式进一步挖潜可以取得一定效果。但由于试验规模小,试验效果的评价具有局限性。通过本次试验,初步得出水驱、聚驱后油藏进行蒸汽驱提高采收率的技术及经济可行性,确定主力油层聚驱后蒸汽驱合理的注采参数,完善相关配套工艺技术,为水驱、聚驱后油藏的二次开发提供技术支持。
汪明峰[9]2011年在《萨北开发区北部过渡带地质因素及蒸汽开采技术研究》文中进行了进一步梳理萨北过渡带面积51.6km~2,地质储量15068×104t,占大庆油田过渡带地质储量和萨北开发区地质储量的四分之一,具有较大的储量潜力。由于该地区油层渗透率较低,非均质性比较严重,原油物性差,尤其是粘度比较高,地面原油粘度在41.1～108.5mPa.s之间,地下原油粘度14～40mPa.s,与纯油区相比,过渡带地区在油田开发中存在着采油速度低,产量递减快,综合含水上升速度快,开发效果较差的特点,靠常规措施达不到理想的增产增注效果、化学驱技术适应性差,严重制约了该地区潜力的发挥。针对试验区的地质特点和目前开发中存在的主要问题,为进一步研究蒸汽驱的可行性,在试验区地质特征、影响蒸汽驱效果的地质因素等方面开展研究,主要研究过渡带蒸汽驱试验区的地质特征；研究影响过渡带蒸汽驱注入方式及注入参数的地质因素；研究过渡带蒸汽驱提高采收率的机理；确定过渡带蒸汽驱的井网、井距及开发次序。为过渡带地区进一步提高采收率提高技术支撑。目前蒸汽热采作为提高稠油油藏采收率的主要技术手段,已经形成了成熟的蒸汽吞吐和蒸汽驱配套开采技术,蒸汽驱采收率可达到40-50%。因此,针对过渡带地区因原油粘度高、物性差,造成的储量动用程度低的问题,积极试验探索水驱后转蒸汽驱提高采收率新途径,研究其技术经济效果,探索稀油油藏蒸汽驱提高采收率技术的可行性,确定合理的井网井距,优化注入参数,完善相关配套工艺技术,对于过渡带地区经济、有效开发,为大庆油田可持续发展提供更为有效的接替技术。
王腾飞[10]2016年在《注空气采油低温氧化催化机理研究》文中指出注空气采油技术由于气源和成本优势得到越来越多的应用,世界范围内众多专家学者对其驱油机理和现场应用进行了大量研究。但是,由于原油组成的复杂性,到目前为止对原油的低温氧化机理仍不明确,且安全问题一直是制约空气驱大规模推广应用的重要难题。因此,针对以上问题开展了相关研究。采用静态氧化实验装置对原油及其族组分(即SARA组分:饱和分、芳香分、胶质和沥青质)的低温氧化特性进行了研究,并通过热重-差热测试(TG-DSC)和热重-红外联用测试(TG-FTIR)对原油及其SARA组分的低温氧化特性关系及氧化历程进行了研究,在此基础上总结了原油低温氧化机理,并建立了相应的反应模型。原油低温氧化反应后饱和分和芳香分含量减少,胶质和沥青质含量增加。温度和压力的升高均可以促进原油低温氧化反应的进行。油藏条件下,SARA组分低温氧化活性从高到低依次为:胶质>芳香分>饱和分,原油中胶质和沥青质等重组分含量越高,同等条件下原油的低温氧化活性越强。原油低温氧化反应主要生成羧酸、醇、酚和醚等氧化物以及少量的H_2O和CO_2,反应初期主要以氧化物为主,而随着反应的进行CO_2产量不断升高。饱和分、芳香分和胶质均是原油低温氧化反应中H_2O、CO_2、酚醇类和羧酸的主要来源,但醚类主要源于芳香分和胶质的低温氧化反应。原油低温氧化反应中CO_2的来源有2个:加氧反应生成的羧酸的脱羧反应;芳香烃氧化生成酚类过程中伴随生成的CO_2。饱和分和胶质生成CO_2的主要途径为脱羧反应,而对芳香分则两种途径均为CO_2来源。原油低温氧化反应中加氧反应和断键反应同时存在,SARA组分氧化特性是原油氧化特性的内在决定因素。在温度50-120℃时,饱和分、芳香分和胶质即可发生低温氧化反应,此时反应模式主要为加氧反应。随着反应温度升高,低温氧化反应模式逐渐向产热效率更高的断键反应转变。在注空气采油初始阶段,饱和分的低温氧化反应强度较低,此时芳香分和胶质等重组分的低温氧化反应是耗氧产热的重要途径,氧化产热积累导致油藏升温后,饱和分的反应活性不断增强,逐渐成为原油低温氧化反应的支柱反应,此时饱和分的低温氧化反应特性决定原油的氧化反应特性。为提高注空气采油安全性,从提高原油低温氧化反应速率角度提出了催化空气驱,对低温氧化催化剂进行了优选研究并对其低温氧化催化机理进行了分析。Mn、Co、Ni、Cu、Fe和Zn的金属盐对原油低温氧化反应均有促进作用,但是对同一金属元素,有机盐的催化效果要优于无机盐,优选催化剂为环烷酸钴。催化剂应用时注入方式应采用催化剂/空气交替段塞注入;催化剂应用于水驱油藏时,应在见水初期(产水率<30%)进行转注。催化剂对SARA组分低温氧化反应的催化作用是对原油有效催化的内因,催化剂可以显着改变SARA组分的低温氧化反应历程,促进饱和分、芳香分和胶质氧化反应中含羟基氧化物和CO_2的产生,抑制芳香分和胶质氧化反应中醚类的生成。催化剂可以显着提高饱和分、芳香分和胶质的加氧反应和断键反应强度,且随着反应进行对断键反应的催化作用不断增强。本文在注空气低温氧化机理和原油低温氧化催化机理方面取得了一定的研究进展,对注空气采油技术的相关科学研究和现场应用具有指导意义。
参考文献：
[1]. 水驱后转注蒸汽开发稠油油藏精细油藏描述与数值模拟研究[D]. 霍进. 西南石油学院. 2004
[2]. 稀油砂岩油藏水驱后蒸汽驱提高采收率技术研究[D]. 高丽. 大庆石油学院. 2010
[3]. 探91区块水驱转注蒸汽开发研究与试验[D]. 董晓玲. 东北石油大学. 2012
[4]. 朝阳沟油田二类区块蒸汽驱效果影响因素研究[D]. 王玲. 大庆石油学院. 2010
[5]. 扶余油田热采可行性研究与试验[D]. 王贺. 东北石油大学. 2016
[6]. 超稠油油藏叁元复合吞吐技术研究[D]. 陶磊. 中国石油大学. 2009
[7]. 鲁克沁叁迭系深层稠油水驱开发规律研究[D]. 孙辉辉. 东北石油大学. 2017
[8]. 萨北北二西区聚驱后蒸汽驱试验研究[D]. 魏庆虹. 东北石油大学. 2015
[9]. 萨北开发区北部过渡带地质因素及蒸汽开采技术研究[D]. 汪明峰. 浙江大学. 2011
[10]. 注空气采油低温氧化催化机理研究[D]. 王腾飞. 中国石油大学(华东). 2016