刘顺生[1]2004年在《含水油藏注蒸汽开发机理及油藏工程研究》文中认为目前，我国许多实施早期注水开发的油藏含水上升快，已进入中、高含水开发阶段，其中不少区块的采收率比较低，经济效益差，急需转换开采方式。比如，大庆的萨北过渡带、胜利孤东、大港羊叁木、新疆六区等，注水开发二十多年，采出程度仅15％左右，且含水率普遍高达80％左右。如何有效地改善此类油藏的开发效果，提高此类油藏的采收率，已成为我国石油工作者关注的问题。近年来的理论和实践证明，采用注蒸汽热采是一项具有很好应用前景的强化含水油藏的采油方法和技术。因此，进行含水油藏注蒸汽热采机理研究及相应的油藏工程研究，不仅有重要的理论价值，而且有重大的实用价值。 本文在国内外含水油藏注蒸汽热采文献进行深入调研的基础上，针对含水油藏的特点和开采特征，以室内实验为手段，结合油藏工程、数值模拟、数理统计经济学、边际分析理论等深入系统地开展了油藏水驱后转注蒸汽开采机理室内试验、注水后转注蒸汽开采油藏的筛选标准、水驱后转注蒸汽开采油藏工程等方面的研究。该项研究有很大的难度和深度，属学科前沿。通过研究获得的认识如下： 1 在开发机理室内试验研究方面，通过研究认为 (1) 含水油藏蒸汽驱是一项很有潜力的提高采收率技术； (2) 含水油藏转热水驱时，由于热膨胀和降粘效果有限，对开发效果改善不大，残余油饱和度仍高达22％左右； (3) 含水油藏转蒸汽驱时，其高温油—水(汽)相渗与水驱前的高温相渗基本一致； (4) 地层存水对蒸汽驱开发的最终残余油饱和度影响不大，不过不同存水量对蒸汽驱的经济效益影响极大。摘要2在注蒸汽开发效果研究方面，通过研究认为: (1)对于埋藏较浅、地层压力较低、物性较好、一次采出程度较低的稠油油藏，注蒸汽开发可以获得较好的开发效果。 (2)是否进行蒸汽吞吐，对注蒸汽开发的最终采收率影响不大;老井是否进行蒸汽吞吐并不影响注蒸汽开发的最终开发效果，因此对于那些井况较差，没有按热采要求进行完井的不宜进行注蒸汽生产的井可以不进行蒸汽吞吐。 (3)注蒸汽开发效果对于含油饱和度和油层厚度比较敏感，对于那些含油饱和度低于0.45，或油层厚度小于IOm的局部地区，不宜进行注蒸汽开发。3在地层存水对注蒸汽开发热损失的影响研究方面，通过研究认为 (l)地层存水量的增加不会大幅度地影响蒸汽的波及体积; (2)在相同的注蒸汽条件下(相同的干度、注入量等)，地层存水量的增加降低了油层向顶底盖层的热损失，但增加了产出液的热损失，并最终增加了地层的总热损失，但增加不大; (3)在相同的油藏条件下，地层存水的大幅度增加不会显着地增加加热油藏所需的蒸汽量。4在边水、底水、注水油藏注蒸汽开发适应11生研究方面，通过研究认为 (1)当存在边水、底水、或注入水时，边、底水体积越大或注水PV越大，注蒸汽开发效果越差。 (2)边、底水油藏、注水油藏注蒸汽开发效果对含油饱和度和油层厚度较为敏感。对于那些含油饱和度低于50%，或油层厚度远小于IOm的局部地区，不宜进行注蒸汽开发。 (3)注水结束时的地层剩余油饱和度的大小是决定水驱后注蒸汽开发是否成功的关键因素;注水后转注蒸汽时机不同，水驱+注蒸汽开发的最终采收率相差不大，但注蒸汽开发的经济效益相差很大;注汽井组距注水井距离越近，摘要注蒸汽开发效果越差 (4)通过避射油层的1/3、优选注汽、排液参数，可以进一步改善底水油藏注蒸汽开发效果;通过在边水附近布置两排排水井大量排水，并优选注汽参数等方法，可以进一步改善整个区域的注蒸汽开发效果;通过优化注水井排液方式以及汽驱的注汽参数可以改善注水油藏的注蒸汽开发效果。关键词:含水油藏注蒸汽热损失开发效果
薛宗占[2]2013年在《深层块状稠油油藏转重力火驱研究》文中提出本文针对辽河油田蒸汽吞吐后的深层块状稠油油藏，平面和纵向动用程度已经较高、稠油井面临低产、低油气比、低效和剩余油分布零散的开发局面，还没有实现真正的开采方式转换的状况，提出应用重力火驱作为下一步转换的开发方式。本文通过对世界上火烧油层和重力火驱开发技术调研分析，目前重力火驱—THAI技术主要应用在块状浅层超稠油油藏上。而对辽河油田已经经过多轮次吞吐开发的深层块状普通稠油藏，储层非均质性都很严重，所以重力火驱是否适合以及参数设置如何优化都是需要面临的问题。本文通过对重力火驱油藏适应性研究，从油层厚度、油藏类型、油藏物性以及油藏非均质性和隔夹层特征方面，论述了适合重力火驱的稠油油藏特征，并最终得到适合重力火驱稠油油藏筛选标准。在火驱室内试验研究基础上，应用物模和热采数值模拟相结合的方法，建立了重力火驱数模模型，对重力火驱的参数优化和调整进行研究。研究结果指出侧向重力火驱较THAI技术更适应于已吞吐开发的块状稠油油藏，并且根据跟踪数模研究结果，指出对重力火驱过程中湿烧段塞是比干烧更好的燃烧模式，同时证实重力火驱的焦炭模式燃烧更充分。通过对多轮次吞吐后厚层块状稠油油藏直井火烧油层先导试验的评价，指出在火烧过程中油层内燃烧前缘推进沿着井距小、储层物性好、地层亏空大的方向推进速度快。火线平面上推进速度不均匀，纵向上气窜、气体超覆导致火线波及效率低。进一步为重力火驱在该类油藏实施指明方向。通过对侧向重力火驱先导实验井组实施分析，水平井平均日产液7.3t，平均日产油4.4t，见到良好效果并对重力火驱监测技术进行分析研究。说明高轮次蒸汽吞吐后厚层块状稠油油藏转重力火驱是一个有效的开发方式，它可以提高油井产量和区块采收率。综上所述本文在对现有重力火驱技术分析基础上，建立了适合重力火驱的稠油油藏筛选标准，并应用物理模拟和热采数值模拟方法对重力火驱参数优化调整进行研究，为已吞吐开发的厚层块状稠油藏转侧向重力火驱奠定基础，必将为下一步辽河油田稠油藏转换开发方式做出贡献。
王程[3]2013年在《扶北区块稠油热采技术研究》文中研究说明本文结合数值模拟油现场实验数据，针对扶油油藏不断寻求新的更有效的开扶方法，优化各项工艺油参数，形成适应于扶余地扶的稳产增产特色扶扶，完成了扶余油田扶油扶资源评价、地质油藏工程扶扶、扶扶机理扶扶、扶扶试验扶开发效果评价、蒸汽驱试验部署及扶余油田扶油扶扶总体方案部署，明确了扶余油田扶扶的思路及总体规模。对吉林油田该类论油藏的进一步开发生产将提供有利依据，具有较大的应应、推广价值。
刘勇[4]2008年在《蒸汽辅助重力泄油技术提高超稠油采收率研究》文中进行了进一步梳理本次研究以曙一区杜84块馆陶油层为目标区块,首先从分析实际生产数据、吸汽剖面、测井曲线等基础资料入手,利用动态监测和数模资料对蒸汽吞吐的油藏动用状况、剩余油分布以及目前开发现状进行综合评价,进一步明确油藏吞吐存在的问题及潜力;其次,在对超稠油的下步接替方式-蒸汽辅助重力泄油(英文缩写为SAGD)进行调研、检索基础上,以物模为手段对SAGD开发的机理进行了较为深入的研究;然后,重点以数模为手段开展SAGD开发的油藏工程优化设计;最后,对曙一区超稠油SAGD进行整体开发部署及指标预测。通过研究取得了以下主要研究成果:(1)蒸汽吞吐开发采收率较低,潜力有限,为进一步提高开发水平,急需转换开发方式。(2)馆陶组油层为巨厚块状的边顶底水油藏,属湿地扇沉积类型,内部隔夹层不发育,油品为超稠油。(3)通过二维、叁维物理模型中的温度、压力的监测,充分认识了SAGD方式开采机理,弄清了不同阶段蒸汽腔的形成和发育形态。(4)物模研究结果表明,对于杜84块馆陶油藏,SAGD方式是蒸汽吞吐后一种可行的接替方式,其阶段采收率接近60%,最终采收率达到75%以上。(5)根据油藏实际状况,重点开展了直井与水平井组合蒸汽辅助重力泄油的油藏工程优化设计研究,确定了油藏工程设计的关键点,为现场实施提供了技术支持。(6)开展了曙一区超稠油SAGD整体部署研究,整体部署109个井组,预计实施后提高采收率29.95%,按股份公司规定的经济评价原油销售价格(40美元/桶)计算,方案内部收益率30.1%,高于国家及股份公司规定的基准收益率值10%,财务净现值48.6866亿元,投资回收期6.9年,具有一定的经济效益和较强的抗风险能力。
王宝琦[5]2016年在《A区块稠油油藏注蒸汽开发方案优化设计》文中研究表明A区块属于浅层稠油油藏,地层渗透率较低,油藏压力低,常规水驱开发难度大,需要通过室内实验、数值模拟和油藏工程设计等手段,研究适合A区块稠油热采可行性、注采参数及相关配套技术。由于原油粘度较高,使得这类油藏常规开发时注入水容易突进,开发过程中具有早期含水上升快的特点,大量原油往往是在中高含水期采出,难以实现经济有效动用,属于难采储量。因此,有必要开展A区块蒸汽驱可行性研究,探索经济有效的难采储量动用技术。作者在查阅文献的基础上,利用CMG数值模拟软件,对不同井网井距进行筛选分析,结果表明,对于A这种厚度薄,净总厚度比小的油藏,采用直井水平井联合布井方式能增加采收率。利用数值模拟方法对井网井距进行探讨,对蒸汽吞吐和蒸汽驱阶段的注入参数进行优化分析,最终得出最优参数为:蒸汽吞吐阶段直井第一周期注入量为1000m3,水平井为4000m3。对于多周期吞吐作业,需逐周期增加注汽量,以扩大加热范围,一般推荐的注蒸汽周期增加量为10%~15%。蒸汽吞吐阶段蒸汽注入干度要大于0.5。注汽速度优化为直井大于100m3/d,水平井200m3/d。焖井时间5天。对蒸汽驱阶段注入参数优化的结果为:热连通阶段100m3/d,蒸汽驱阶段80m3/d,蒸汽突破阶段60m3/d,采注比1.2。吞吐3个轮次后转蒸汽驱为最佳转驱时机。在蒸汽驱后期,蒸汽突破严重阶段,转注汽水交替驱是一种有效改善采收效果的驱替方式。转注汽水交替驱相比于继续蒸汽驱,采收率提高了1.5%。研究成果为A油田矿场应用打下了坚实的理论基础。
关文龙, 席长丰, 陈亚平, 张霞, 木合塔尔[6]2011年在《稠油油藏注蒸汽开发后期转火驱技术》文中提出通过室内一维、叁维物理模拟实验和油藏数值模拟,系统研究了稠油油藏注蒸汽后期转火驱开发的机理和相关油藏工程问题。研究表明:注蒸汽后期地层次生水体的存在会降低火驱燃烧带峰值温度、扩大热前缘波及范围,其干式注气过程同样具有湿式燃烧的机理,由次生水体造成的高含水饱和度对单位体积地层燃料沉积量、氧气消耗量等燃烧指标影响不大。叁维物理模拟实验火驱最终采收率可以达到65%,火驱过程中有明显的气体超覆现象,油层最底部存在未发生燃烧的结焦带,但结焦带中大部分原油已被驱扫,剩余油饱和度低于20%。结合稠油油藏注蒸汽后期的储集层特征和现有井网条件,对火驱驱替模式、井网、井距和注气速度等进行了优化,并筛选了点火、举升、防腐等关键工艺技术。研究结果应用于新疆H1井区火驱矿场试验中,目前矿场试验初见成效。图10表4参20
王海生[7]2006年在《热采稠油油藏蒸汽吞吐阶段改善开发效果研究》文中研究指明蒸汽吞吐是辽河油田热采稠油开发的主体技术,目前辽河油田稠油随着开发程度的加深,已整体进入开发中后期,经过多次加密调整,加密调整余地越来越小且效果明显变差,大部分区块进入高周期生产,地层压力下降快,油井出砂、井况变差、边底水侵入等问题和矛盾日益显现,成本和产量的矛盾十分突出。本课题就是针对这些矛盾和问题,在系统研究稠油蒸汽吞吐开发模式和递减规律,认真开展剩余油分布规律和下步开发潜力研究的基础上,提出了改善蒸汽吞吐阶段开发效果的有效方法和途径。针对热采稠油蒸汽吞吐开发井距小,汽窜严重,油层平面和纵向动用不均衡,储量动用差等诸多问题,开展了多井整体吞吐、分层注汽优化技术、气体和叁元复合吞吐技术、间歇吞吐技术、一注多采等组合式蒸汽吞吐技术研究和现场试验,对六种组合式吞吐方式的机理及现场应用情况进行系统分析,数模和物模研究结果表明组合式吞吐可提高吞吐阶段采收率2～3个百分点,现场实施表明组合式吞吐是改善稠油吞吐后期开发效果、延缓递减的一种有效技术手段。针对稠油吞吐开发,井间剩余油相对富集,薄层油藏、边底水油藏储量动用难度大的实际,开展了水平井和侧钻水平井挖潜技术研究,开展了合理参数设计、现场跟踪调整、配套工艺技术和现场管理方面的探讨,对指导国内外同类型油藏开发具有一定的借鉴意义。
贺杨[8]2014年在《克拉玛依A区块稠油油藏开发方案设计及优选》文中进行了进一步梳理由于稠油本身具有粘度高、原油流动性差等特性，因此其开发难度很大。随着工业的发展对石油需求越来越大，稠油油藏合理高效的开发显得尤为重要。稠油油藏整体开发方案的设计和部署是指导稠油油田开发的重要组成部分，该方案的制定和实施对目标油田的高效开发具有重要的意义。本文在充分调研国内外稠油油田开发方案设计理念以及现场实际生产经验的基础上，对新疆维吾尔自治区M县A区块的稠油油田进行了整体开发方案设计。从储层基础数据出发，详细对区块储层非均质性、水型、岩心敏感性、岩石及流体热物性参数、储层及各层比热系数进行分析，并对油藏温度压力系统进行评价，表明油藏为正常的温压系统。利用测井资料，对地层压力进行预测。根据油藏工程理论和数值模拟方法确定开采方式；利用容积法和petrel软件确定地质储量；经验公式法确定油藏采收率及油藏经济可采储量；经济极限法确定了目标区块在不同布井方式下的经济极限井网密度和井距。利用稠油热采模拟适应性较强的CMG软件对目标区块进行蒸汽驱数值模拟、开发方案设计。优选出200℃下反五点井网200m×200m+400m×150m直井与水平井联合布井的方式。采用直井配产20m3/d，水平井配产40m3/d采出程度最高，累产油达到3.80477×106m3。并对该方案进行了经济评价。
郭书菊[9]2012年在《注蒸汽开采稠油油藏提高开发效果研究》文中研究表明随着世界经济的迅猛发展,能源日益紧张,稠油油藏开发越来越受到国内外专家的关注。我国稠油资源也很丰富,重点分布在胜利、辽河、河南、新疆等油田。稠油的粘度对温度有着强敏感性,一般采用注蒸汽的方法,其基本原理是通过向地层注入蒸汽,加热油层,降低原油粘度,改善流度比,提高波及系数和采收率。它主要包括蒸汽吞吐和蒸汽驱两种基本方法。国内主要热采稠油油藏已经进入了多轮次蒸汽吞吐阶段,蒸汽吞吐产量和效益逐步降低,综合含水高,采出程度低,蒸汽吞吐中后期如何改善开发效果、转换开发方式、提高采收率研究成为当务之急。基于国内外稠油油藏开发现状,结合克拉玛依油田九9区齐古组蒸汽吞吐开发经验、存在的问题及多轮次蒸汽吞吐中后期剩余油分布特点,利用油藏工程,油田开发动态及监测资料,数值模拟软件等综合手段,分析了稠油油藏多轮次蒸汽吞吐中后期开发效果的影响因素。利用STARS软件选择了四个具有代表性井组(97720、97705、99441、97702)进行数值模拟,根据四个井组实际地质及生产动态情况设计了蒸汽吞吐、一注多采式吞吐、蒸汽驱、吞吐+蒸汽驱和热水驱,5种开发方式的模拟研究。通过对比、分析5种开发方式的预测结果得出,九9区上返区不出水部位和九浅41区优选蒸汽驱作为转换方式。通过油藏工程和数值模拟的结合,论证转蒸汽驱的可行性,并对蒸汽驱敏感性进行了分析。根据数值模拟预测结果设计了叁种方案,结合现场实际,对方案进行对比和优选。开展蒸汽吞吐中后期提高开发效果研究,既可以提高蒸汽开发的经济效益,又可以提高油田的采收率。本文的研究结果可以在地质条件相当的同类稠油油藏的丌发中应用推广,对同类油藏的开发具有现实指导意义。
董晓玲[10]2012年在《探91区块水驱转注蒸汽开发研究与试验》文中研究指明扶余油田探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。
参考文献：
[1]. 含水油藏注蒸汽开发机理及油藏工程研究[D]. 刘顺生. 西南石油学院. 2004
[2]. 深层块状稠油油藏转重力火驱研究[D]. 薛宗占. 中国地质大学（北京）. 2013
[3]. 扶北区块稠油热采技术研究[D]. 王程. 东北石油大学. 2013
[4]. 蒸汽辅助重力泄油技术提高超稠油采收率研究[D]. 刘勇. 大庆石油学院. 2008
[5]. A区块稠油油藏注蒸汽开发方案优化设计[D]. 王宝琦. 东北石油大学. 2016
[6]. 稠油油藏注蒸汽开发后期转火驱技术[J]. 关文龙, 席长丰, 陈亚平, 张霞, 木合塔尔. 石油勘探与开发. 2011
[7]. 热采稠油油藏蒸汽吞吐阶段改善开发效果研究[D]. 王海生. 大庆石油大学. 2006
[8]. 克拉玛依A区块稠油油藏开发方案设计及优选[D]. 贺杨. 东北石油大学. 2014
[9]. 注蒸汽开采稠油油藏提高开发效果研究[D]. 郭书菊. 西南石油大学. 2012
[10]. 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