稠油油藏蒸汽驱开发技术_梁作利
孤岛油田稠油油层热化学蒸汽驱的数值模拟
孤岛油田稠油油层热化学蒸汽驱的数值模拟
孟薇
【期刊名称】《油气田地面工程》
【年(卷),期】2014(000)011
【摘要】孤岛油田中二北Ng5油层为具有边底水的普通稠油油藏，储量650万吨。
1990年开始注蒸汽吞吐开发，目前已累积采油180.08万吨，采出程度
27.8%。
由于该区块处于吞吐生产后期（含水高），油层压力下降慢，因此考虑采用热化学添加剂辅助蒸汽驱的办法来提高蒸汽驱采收率。
从分析热化学驱提高采收率机理入手，通过数值模拟方法对泡沫阻力因子、驱油剂界面张力的敏感性进行研究，对该区块的开发方式进行了优化。
通过试验井组得出，蒸汽驱效果比热水驱好，蒸汽+泡沫剂驱方式采出程度提高最多，效果最好，最终采收率达55.0%，
【总页数】2页(P12-13)
【作者】孟薇
【作者单位】中国石化胜利油田分公司地质科学研究院
【正文语种】中文
【相关文献】
1.孤岛油田稠油热化学驱性能研究
2.稠油油藏蒸汽驱影响因素数值模拟研究——
以齐40块蒸汽驱为例3.孤岛油田驱油剂辅助蒸汽驱对稠油性质的影响4.稠油油藏蒸汽吞吐后转蒸汽驱驱油效率影响因素——以孤岛油田中二北稠油油藏为例5.弱
边水普通稠油油藏蒸汽吞吐转氮气泡沫辅助蒸汽驱技术界限——以孤岛油田中二
北Ng5为例
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蒸汽开采稠油油藏提高开发效果研究 石油工程毕业设计论文
蒸汽开采稠油油藏提高开发效果研究石油工程毕业设计论文本文要介绍的是蒸汽开采稠油油藏提高开发效果研究。
一、引言稠油油藏是指粘度大于100mPa·s的油脂状油藏。
由于其高粘度、低流动性、低采收率等特点，稠油油藏的开发难度较大。
针对这一问题，蒸汽开采技术被广泛应用于稠油油藏的开发中。
本文旨在研究蒸汽开采对稠油油藏开发效果的提高作用，并通过实际案例分析其应用价值。
二、技术原理蒸汽开采技术是在地下油藏注入高温高压饱和蒸汽，使其渗透至油藏中，从而降低油的粘度、热胀冷缩等特性，以便更好地开采油藏。
该技术的主要作用有：1. 降低油粘度：蒸汽的高温效应作用于稠油油藏，使其油粘度降低，改善了油藏流动性。
2. 改善油藏地质环境：蒸汽的高温高压作用于油藏中的岩石和矿物，可以使其产生热胀冷缩效应，改善了油藏的物理性质。
3. 提高采收率：蒸汽的作用可以使稠油油藏产生压力差，增加采油距离，提高采收率。
三、实际案例以中国某稠油油田为例，该油田的稠油油藏位于地下1500m的砂岩层中，油藏厚度为30m，渗透率为0.05μm²，粘度为600mPa·s。
为了提高该油田的采收率，该油田采用蒸汽开采技术进行稠油油藏的开发。
具体步骤如下：1. 首先，在油藏井口注入高温高压蒸汽。
2. 然后在其他生产井中采用自然流或泵打法，使稠油油藏在蒸汽的作用下产生压力差。
3. 最后将稠油油藏输送至处理厂进行加工。
通过蒸汽开采技术的应用，该油田的采收率大大提高，平均采油率由25%提高至38%，经济效益明显。
四、结论通过本文的研究，我们可以得到以下结论：1. 蒸汽开采技术可以有效提高稠油油藏的开发效果，降低油的粘度，改善油藏地质环境，提高采收率。
2. 在实际应用中，需结合具体油田特点和情况进行技术选择，如注入蒸汽的压力、温度、流量等。
3. 蒸汽开采技术对于稠油油藏的开发具有重要意义，有望成为未来油田开发的重要方向。
参考文献：[1] Guo X M, Zhang H. Study on Steaming of Heavy Oil Reservoirs in Sunjia Area[J]. Journal of Petrochemical Universities, 2015(3): 22-27.[2] Kan S, Yang L, Xu S, et al. Development of steam drive technology for heavy oil reservoirs[J]. Petroleum Exploration and Development, 2017, 44(04): 617-621.。
试析稠油油藏注蒸汽开发后期转火驱技术
试析稠油油藏注蒸汽开发后期转火驱技术
姜海龙
【期刊名称】《石化技术》
【年(卷),期】2016(023)002
【摘要】本文主要分析转火驱技术的优势以及其提高采收率的机理,从后期油藏工程的技术选择进行研究.
【总页数】2页(P186,233)
【作者】姜海龙
【作者单位】中国石油辽河油田分公司欢喜岭采油厂辽宁盘锦 124114
【正文语种】中文
【相关文献】
1.注蒸汽开发后期稠油油藏火驱燃烧特征评价方法 [J], 王延杰;顾鸿君;程宏杰;王波生;刁长军;汪良毅
2.注蒸汽后稠油油藏火驱跟踪数值模拟技术——以新疆H1块火驱试验区为例 [J], 席长丰;关文龙;蒋有伟;梁金中;周游;吴键;王晓春;程宏杰;黄继红
3.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;梁金中;黄继红;吴键
4.稠油油藏开发后期转火驱的可行性研究 [J], 刘润广
5.注蒸汽开发后期稠油藏火驱高温燃烧特征 [J], 程宏杰;顾鸿君;刁长军;汪良毅;王波生
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段塞蒸汽驱提高超稠油油藏采收率技术及其应用
（ ２６ ０ ） ５ ６ ６
摘 要 目前 超 稠 油 开发 以 蒸汽 吞 吐 为主 ， 单 井 吞吐 的 蒸 汽 波及 范 围较 小 ， 随 着 注 气吞 吐 周期 轮 次 的增 加 ， 入 蒸汽 但 且 注 对 油 井 近 井 地 带 油 层 的 冲刷 溶蚀 作 用越 来越 明 显 ， 层 存 水 率逐 渐升 高 ， 出液 也 逐 渐 呈 现 高 含 水 的 特 征 ， 油 采 导致 超 稠 油 油
中图 分类 号 ： Ｅ ４ Ｔ ３５ 文 献 标识 码 ： Ａ
ＥＯＲ ｅ ｈｎ ｌ ｇ ｎ ｕｌｒ — ｅ ｖ ｉ ｒ ｓ ｒ ｏ ｒａ ｔ ｐｐ ｉａ ｉ ｎ ｗｉｈ ｓｕｇ ｓ ｅ ｍ ｉ ｅ ｔ ｃ ｏ ｏ ｙ ｏ ｔ ａ — ａ ｙ ｏ ｌ ｅ ｅ ｖ ｉ ｎｄ ｉｓａ ｌｃ ｔｏ ｔ ｌ ｔ ａ ｄｒｖ ｈ
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稠油油藏蒸汽吞吐转汽驱开发方式研究
稠油油藏蒸汽吞吐转汽驱开发方式研究卢俊卿;王尤富;马银蔓【摘要】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。
%In order to improve the recovery of heavy oil reservoirs, after steam stimulation, flooding way needs to be adjusted to increase the flow of crude oil and improve the economic benefits of oil field. In this paper, taking K oilfield as an example, through numerical simulation, comparison research on injection medium, drive time, injection pattern and well spacing was carried out to enhance K oilfield recovery and improve its economic benefits. It’s found that the optimal K oilfield development way in switching steam stimulation to steam flooding is the inverted nine-spot pattern, using wet steam as medium.【期刊名称】《当代化工》【年(卷),期】2016(045)011【总页数】3页(P2580-2582)【关键词】蒸汽吞吐;转汽驱;注入介质;转驱时机【作者】卢俊卿;王尤富;马银蔓【作者单位】长江大学，湖北武汉430100;长江大学，湖北武汉430100;中国石油青海油田公司，甘肃敦煌 736200【正文语种】中文【中图分类】TE357K油田埋藏深度为450～600 m，含油面积为6.4 m2，地层条件下原油平均密度0.91 g/cm3，黏度300 mPa·s，体积系数1.023，属于稠油油藏[1]。
综合调控改善杜229块蒸汽驱开发效果
综合调控改善杜229块蒸汽驱开发效果【摘要】稠油将是21世纪的重要资源。
动用稠油资源是缓解未来原油短缺的重要手段。
经济高效的开发稠油对我国具有重要的现实和战略意义。
蒸汽吞吐和蒸汽驱等热采模型的研究也因而显得格外重要。
【关键词】稠油蒸汽驱注汽参数非等温流入动态1 杜229块蒸汽驱概况1.1 主要地质特征杜229块蒸汽驱先导试验区位于杜229块东南部，试验区内构造简单，没有断层发育，总体向东北倾没，地层较平缓，注采井间构造幅度差在10—20m之间。
试验区部署上下层系两套井网，单排单列井为下层系井，双排双列井为上层系井，井距均为100米。
2003年后上层系井陆续下返生产，与下层系井形成70米井距。
兴隆台油藏埋深-977～-1042m，ⅣⅤ组油层发育厚度在15～43m之间，平均射开厚度28.1m，净总厚度比0.70。
储层属于高孔、高渗储层，兴Ⅳ组孔隙度一般在20%～30%之间，平均为26.4%；兴Ⅴ组孔隙度一般在15%～25%之间，平均为24.2%。
试验区内兴Ⅳ组渗透率一般在 1.0～2.0μm2之间，平均为1.59μm2 ，兴Ⅴ组渗透率一般在0.9～1.5μm2之间，平均为1.06μm2。
试验区内兴Ⅳ组含油饱和度一般在35%～55%之间，平均为47.2%；兴Ⅴ组含油饱和度一般从小于40%到50%，平均为43.1%。
油层发育集中，连通程度高达88%。
岩性以泥岩、粉砂质泥岩及泥质粉砂岩为主。
试验区兴Ⅲ～兴Ⅳ组间隔层厚度在2～5m之间；兴Ⅳ～兴Ⅴ组间隔层厚度在1～4m之间，兴Ⅴ1与兴Ⅴ2之间隔层厚度在3～6m之间。
夹层分布特征：试验区内，兴Ⅳ组夹层厚度平均11.8m，层数平均5.1，夹层单层平均厚度2.3m。
兴Ⅴ1组夹层厚度平均5.2m，层数平均1.9，夹层单层平均厚度2.7m。
1.2 开发历程试验区1998年投入蒸汽吞吐开发。
经历了上产、稳产、递减三个阶段。
2007年转入蒸汽驱开发，实现了试验区产量稳定、转驱前试验区累产油65.7×104t，油汽比0.486，采出程度33.4%，采油速度2.6%。
调剖技术在锦45块(Ⅱ类稠油油藏)蒸汽驱开发中的应用
调剖技术在锦45块（Ⅱ类稠油油藏）蒸汽驱开发中的应用摘要：锦45块（Ⅱ类稠油油藏）蒸汽驱先导试验取得了较为理想的开发效果，但受油藏非均质性的影响，油藏层间矛盾突出。
蒸汽驱过程中出现蒸汽波及效率低，纵向上动用程度不均衡，吸汽不均和汽窜等现象。
针对这些问题，开展了油藏地质、蒸汽驱开发动态及数值模拟研究。
通过实施双井分注、化学调剖、双井分采、小型压裂等措施缓解层间矛盾，改变蒸汽流向，较大幅度的扩大注入蒸汽的波及体积、提高生产井周期采油量，取得了显著效果，有效地保障了蒸汽驱效果。
一、概述蒸汽驱试验区位于锦45块，该块1986年全面蒸汽吞吐开发，经过二十多年的高效开发，已处于吞吐开发后期，开发矛盾日益突出，严峻的开发形势难以持续稳产。
因此，2008年6月在该块进行了转蒸汽驱先导试验，该试验是2007年股份公司Ⅱ类稠油油藏重大先导试验项目，与Ⅰ类油藏相比，单层厚度小、净总厚度比小、非均质性强，并且受到边底水水侵影响。
试验区位于锦45块的次级断块锦91块西部。
油藏类型为中厚～薄互层状边水油藏，属中孔、高渗储层，非均质性严重；原油密度大，属于重质稠油。
汽驱目的层：于1组。
含油面积：0.34km2，地质储量：225×104t。
从数模跟踪的地下温度场分布来看，注采井间已经实现热连通，蒸汽腔得到有效扩展，目前处于有效驱替阶段。
二、汽驱井组开发矛盾1.平面矛盾转驱以来，井口温度由转驱时的33℃上升到目前的55℃。
从数模跟踪地下温度场分布看，井间已经实现热连通，但平面波及不均衡。
随着注汽量增加，平面上动用不均衡状况凸显，见示踪剂井明显减少，示踪剂方向性增强。
2.纵向矛盾从目前受效井产液剖面来看，纵向油层受效不均衡，层间矛盾突出，主要产液层为于Ⅰ组2小层，其余1、3、4小层基本不产液或产液很少。
3.普通分注工艺难以实现注汽量有效调整一是配汽阀无法按需求投捞；二是上部两个密封头不能有效降温解封；三是解封负荷过大，小修作业难。
降低蒸汽液相pH值技术
降低蒸汽液相pH值技术
梁作利;周运恒;王兆江
【期刊名称】《特种油气藏》
【年(卷),期】1996(003)0z1
【摘要】在稠油热采中,蒸汽液相pH值偏高对稠油热采危害性极大.结合高升油田热采中蒸汽液相pH值偏高造成的危害,在室内试验和现场试验的基础上,阐述了蒸汽液相pH值偏高的原因和降低蒸汽液相pH值的技术机理及方法,同时结合高升油田地下情况及热采锅炉的特点,确定降低蒸汽液相pH值自动化控制技术,为稠油油田整体开发上水平及提高原油采收率提供了经验.
【总页数】5页(P73-77)
【作者】梁作利;周运恒;王兆江
【作者单位】辽河石油勘探局高升采油厂,辽宁,盘锦,124125;辽河石油勘探局高升采油厂,辽宁,盘锦,124125;辽河石油勘探局高升采油厂,辽宁,盘锦,124125
【正文语种】中文
【相关文献】
1.pH值对液相自组装法制备纯相BiFeO3薄膜的影响 [J], 谈国强;赵高扬;任宣儒;苗鸿雁
2.降低间歇式液相本体法聚丙烯装置丙烯消耗的技术探讨 [J], 李书晓
3.降低次氯酸钠漂液PH值及温度对粘胶长丝漂白效果的试验探讨 [J], 王冬梅
4.葡萄糖氯化钾注射液pH值降低的因素分析 [J], 李晓明;魏纪鲁;王云
5.降低液相法一氯甲烷生产中二甲醚含量的技术措施 [J], 周强;孙立冬;吕国永
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稠油蒸汽驱开发技术研究与应用
81稠油蒸汽驱开发技术研究与应用杨纪超 辽河油田分公司【摘 要】稠油油藏实施蒸汽吞吐开发末期，受采出程度高、地层压力低等因素影响，地层中无充足能量驱替井间剩余油，难以进一步提高采收率。
本文以G油藏为例，针对其蒸汽吞吐末期产量递减快问题，开展了蒸汽驱先导试验，对试验中存在问题开展了一系列开发技术对策研究，并将研究成果应用于现场实践，取得较好效果，日产油量大幅度上升，为下步蒸汽驱规模实施奠定基础。
【关键词】蒸汽驱；开发技术；研究与应用一、概况G油藏为中厚互层状纯油藏，含油面积2.45Km 2，地质储量1826.5×104t，标定采收率35.2%，平均孔隙度22.5%，平均渗透率430mD，呈现高孔高渗特征，纵向上发育30-30套小层，平均单层厚度3.2米，平面上发育稳定，连通性好。
油藏2004年投入开发，以150米井距规划部署蒸汽吞吐直井网，先后经历上产、稳产、递减三个阶段，蒸汽吞吐开发末期共有油井550口，开井450口，日产液2905.6吨，日产油542吨，平均单井日产油1.2吨，综合含水81.3%，年产油14.5×104t，采油速度0.8%，地质储量采程度28.5%。
整体来看，蒸汽吞吐开发末期，G油藏处于低产油量中高含水阶段，剩余可采储量122.4万吨，开发潜力较大。
二、蒸汽驱先导试验存在问题G油藏蒸汽吞吐开发末期，相比原始状况，地层压力、含油饱度、地层温度均发生变化，如表1所示，表明油藏各小层间连通性较好，经多年开发后，重新建立压力场、含油饱和度场及温度场，为转入蒸汽驱开发奠定了基础。
表1 蒸汽吞吐末期相关参数对比表分类地层压力系数含油饱和度%温度℃近井地带连通井间近井地带连通井间近井地带连通井间原始 1.0～1.0765～7065～70目前0.3～0.40.5～0.60.35～0.380.45～0.5580～9070～75自2015年以来，先后转入蒸汽驱8个井组，初期见到效果，平均单井日产油量由蒸汽吞吐末期1.2吨上升至2.1吨，但也面临着热连通慢、平面上受效不均、纵向上储量动用状况差等问题，亟需解决。
稠油油藏的蒸汽驱效果改善技术讨论
热水驱 的效率 通常会 比较 高 ，并 且高 压的蒸 汽驱的 工作效 率较 ３．４高渗层的机械封窜方法
之低压的要 高 。
根 据 工程 的实 际情 况在 其 内部 投入 尺寸 符合 要求 的 空心
２汽 窜 对 于 蒸 汽 驱 所 产 生 的 具 体 影 响
金 属球 ，并 且检 验 其油 层 中的互 窜 反应情 况 ，根据 发 生气 窜 的
达 到 了 ７０％，对 于那 么具 备 高孔 隙度 、高粘 度以 及高 重度 的油 汽 系统 直 接关 闭 ，然 后打开 上部 的 开关 ，这 样上 部 的气 体就 会
藏 来说 ，给技 术的应 用范 围非常广 泛 。但 是随 着该技 术的大量 直 接 的注 入到 地层结 构中 ，等 到的气体 容量达 到 了一 定的标 准
我 国的某 稠油油 藏开 采施 工中 ，应用 了汽窜可 以大 大提升 情 况与油 层位 置 ，在 油层 的下部 中放 入封 隔器来 将所有 的通道
蒸汽 驱技术 的开采效 率 ，其最 为 明显 的表现 就是井 口的产 液温 进行 封 闭 ，从而 可以 有效 的控 制汽 窜的发 生 。这种 方法非 常 的
度 已经超 过 了 １００ ，还会 不断 的产 生蒸 汽 。分 析 了相应 的井 简便 ，且 使用效果也非 常的 明显。
温 的数 据 表 发现 ，先 导试 验 区 的蒸 汽 突破 通 常 都是 单 层 的突 ３．５高 渗层 的化 学调堵 方 法
破 ，所 以在该 阶段 中的稠油 生产 的主要特性 就是 产液量 在逐渐
使 用 ，也表 现 出一 系列 的缺 陷 与不足 ，逐渐 被人 们认 识到 。下 之后 ，就可 以把钢球 放人 到内部结 构 中 ，将 主线 中的通道 关闭 ，
滨南采油厂稠油蒸汽驱技术的探索与实践
滨南采油厂稠油蒸汽驱技术的探索与实践摘要：提高超稠油的采收率是油田采油技术的一个关键难题，滨南采油厂稠油油藏一直采用蒸汽吞吐方式开采，产量递减幅度较大，制约了区块开发效果。
针对这一现状，本文结合滨南油田油藏的物性特点，对该区采用蒸汽驱进行了可行性研究，并进行了一系列先导试验，试验中共注了四个轮次的蒸汽段塞，累积产油2.6336×104t，油汽比达0.283，采出程度15.6%，取得了较好的汽驱试验效果。
关键词：超稠油蒸汽驱先导实验小井距滨南油田位于东营凹陷西北边缘，滨南-利津断裂带的西部，北依滨县凸起，南临利津洼陷。
主要为多油层、复杂断块低渗透油藏。
含油面积32.4km，地质储量7106万吨，可采储量1640万吨。
主要包括四套含油层系（沙一段、沙二段、沙三上、沙四下），其中沙二段、沙三下为主力油层，沙四上为高压低渗透油层，沙一段主要分布于滨一区东北部，面积较小。
油藏特征表现为：一，油层渗透率低，平均渗透率23.3×10um，非均质严重。
二，原油物性好（地下原油粘度12.4mps，地面原油相对密度为0.8972）。
三，油层天然能量不足，弹性产率低。
四，油藏水型以CaCl2型为主，总矿化度65000mg/L。
一、蒸汽吞吐后期存在的主要问题1.吞吐周期数高，采出程度高该区两个老油田现有蒸汽吞吐井699口，平均单井吞吐高达7.8个周期。
其中：1～5周期307口，占43.9%；6～9周期163口，占23.3%；10周期以上井229口，占32.8%。
特超稠油加密吞吐采出程度平均高达25.8%，已普遍进入蒸汽吞吐后期阶段。
2.地层压力下降幅度大蒸汽吞吐进入后期，地层压力下降幅度大，据吞吐井常规测试，超稠油吞吐区块地层压力保持水平仅30.5～34.9%，相当于原始地层压力的三分之一。
3.排水期长，吞吐效果变差目前高周期吞吐排水期一般长达60～90天，井口出油温度大于45℃的生产天数仅占周期生产时间的13.2%，产量占22%，78%的产量是在周期后期低温期采出。
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稠油油藏蒸汽驱开发技术梁作利X唐清山柴利文编译前言国外大型稠油油田经过蒸汽吞吐及蒸汽驱开采,采收率超过了45%~50%。
我国自90年代在四大稠油区相继开展蒸汽驱先导性试验,至今仍未取得突破性进展。
本文重点介绍了美国克恩河(Kervn)油田蒸汽驱开发状况及成功做法、德士古(Texaco)石油公司深层蒸汽驱开采技术。
为国内蒸汽驱开发过程中的稠油层降压、注采参数的确定、注采井完井、蒸汽传输过程中的热损失控制、等干度分配、蒸汽窜调控、蒸汽驱监测、污水处理等技术提供了经验。
克恩河(Kervn)油田蒸汽驱开发状况克恩河(Kervn)油田位于美国加利福尼亚圣华金谷东部,探明及动用含油面积1万英亩(约4015 km2),石油地质储量35亿桶(其中德士古公司占有20亿桶约312@108t),是加洲第二大油田。
油田构造简单,为一向西南倾斜的单斜构造,地层倾角3b 左右。
油藏一般埋深700英尺(213m),最深1200英尺(366m),为沥青封堵的稠油油藏。
油层纵向上发育9个砂体,含油井段600英尺(183m)。
储层孔隙度31%,渗透率2~4L m2,含油饱和度55%~ 65%,油藏有活跃的边底水,原始原油粘度4000mPa#s,汽驱前原油粘度上升到10000mPa# s。
蒸汽驱条件下原油粘度10~20mPa#s。
地层温度90华氏度(3212e),原始地层压力为400psi (2175MPa),目前地层压力50~100psi(0135~ 0169MPa)。
克恩河油田于1898年投入开发,至1964年为冷采开发阶段,采出程度仅为6%。
1964~1971年开始了注蒸汽试验。
目前全面蒸汽驱开发(少数井蒸汽吞吐)。
油田共有油井5800口,注蒸汽井1 600口,日注蒸汽32万桶(511@104t),日产油10万桶(1159@104t),日产水80万桶(12172@104t),采油速度1183%,采出程度50%,综合含水8819%。
原方案预计的采收率为64%~65%,预计油田最终采收率可以达到80%。
克恩河(Kervn)油田蒸汽驱开发上主要采取了以下成功的做法: a,低压下转蒸汽驱。
通过蒸汽吞吐工艺及大排量提液技术最大限度地降低油层压力。
克恩河(Kervn)油田吞吐后期主要采用气顶放气及提液降压。
提液主要包括深抽提液(主要方法有抽油泵深下、大泵提液,尽可能增大生产压差,充分解放油层)、提高油层供液能力(根据油井资料判断有无堵塞,解堵方法主要有吞吐解堵、清洗炮眼等),将地层压力降到20~30psi(0114~012MPa)时转入蒸汽驱。
b,蒸汽锅炉集中供热和热电联供保证井下较高的蒸汽干度。
四座供热站向全油田1600口注汽井提供蒸汽。
两组热电联供站(分别为15台23t 炉子和5台23t炉子)日供汽32万桶(511@104t),另有高效隔热技术和蒸汽干度控制,使注入地层的蒸汽干度达到了90%左右。
c,合理井网、分层开采及有效的提液技术。
油藏采用反九点法蒸汽驱井网,油井分层生产,蒸汽驱注入井自下而上逐层上返。
油藏边部专门打了17口井,使用井下电泵排液,控制边底水侵入。
有效的提液措施使油藏边部的采注比达到了310,油藏内部采注比为112左右。
d,注汽井完井工艺技术。
采用7d或9"-d套管常规射孔完井,下部采用耐热水泥固井返至地面。
注汽管柱采用2"-d的油管,下部用机械热力封隔器密封环空;相近的中途日落油田采用双管完井工艺,在9"-d孔眼内同时下入两套2"-d的油管作为注汽管柱,采用耐热水泥及单向射孔,注汽前先对其中的一个管柱射孔,如管柱有问题则封堵后再对另一个管柱射孔注汽。
e,优化井下采油管柱结构。
油井均为机械采油井,油井管结构为:油管锚+抽油泵+2"-d油管,便于减少冲程损失及防止管柱摆动影响泵效;抽油泵深下避免了气体及吞吐、汽驱等高温条件的影响,2000年特种油气藏第7卷第2期X中油辽河油田分公司高升采油厂辽宁盘锦124125利于油层降压。
f, 蒸汽窜调控技术。
针对汽驱过程的单向窜流,主要采用油井加长尾管排液及分层采油、注汽井降低注汽量、关汽窜井、未汽窜油井吞吐引效及对油井、注汽井补孔等,以调整蒸汽的平面波及方向。
g , 蒸汽前缘监测技术。
主要采用中子测井(每3个月一次,测量不同半径范围内蒸汽量的多少)、温度测井(每半年一次,监测温度场的分布及变化)、饱和度测试(每年一次,监测不同区域内含油饱和度的分布状况)等方法,判断蒸汽注入量的多少及蒸汽带的分布。
h, 计量站、联合站管理自动化。
全油田5800口生产井,1600口注汽井,177座计量站和联合站的计量、化验、输油、脱水均由计算机控制,随时可以了解每口井、每个站的产油、产水和含水。
计量站设备简单、自动化程度高。
i, 先进的污水处理工艺。
工艺流程主要采用了气浮加药及过滤技术,即中转站来油进联合站大罐一次沉降,沉降下来的水经二次沉降、气浮加药、过滤后直接使用。
克恩河油田日处理污水80万桶(12172@104t),水质完全达到了灌溉标准。
其中32万桶(511@104t)用于蒸汽驱的水源,48万桶(7162@104t)卖给农场用于农田灌溉。
j, 高效精干的组织管理机构。
克恩河油田年产原油3650万桶(58013@104t),员工总人数仅为255人,其中经理一人,副经理两人(分别主管工程和地质开发),人均管理井数达到了29口(包括管理层)。
深层稠油藏蒸汽驱开发技术稠油油藏蒸汽驱开发必须在建立切合实际的油藏地质模型基础上编制合理的油藏工程方案,采取高效隔热措施,确保高干度蒸汽注入到油层,并强化提液技术,确保汽驱注采比大于112,利于蒸汽腔的形成和扩散(图1)。
结合德士古(Tex aco)公司等成功汽驱开发油田的先进经验,深层稠油油藏先导试验区选择、稠油油藏降低地层压力、注汽过程热损失控制、等干度分配等方面应采取以下相关措施。
11 合理选择蒸汽驱先导试验区蒸汽驱先导试验区的选择要综合考虑油藏地质背景、地层倾角、油层厚度、断层发育状况、泥岩夹层发育特点等。
结合深层稠油油藏的实际,提出先导试验区的选择应遵循以下原则:一是试验区应有连续的泥岩隔层,尽可能减少目的层垂向上的蒸汽窜流;二是砂岩应较纯,厚度不宜过大;三是砂岩倾角不宜太大。
21 转驱时机及提液降压措施a, 低压下转汽驱是形成蒸汽腔的关健。
德士古(Tex aco)公司技术人员认为1600m 深的稠油油藏在地层压力为200Psi(114MPa)时,转汽驱开发较为有利。
因为,高注汽压力的存在使形成的蒸汽腔太窄,蒸汽一到射孔层段损失一部分热量凝结成热水,且高压液体注入油藏亦导致指进现象。
b, 气顶稠油油藏的气顶气和油层应统一考虑。
气顶放气是实现油层降压的重要途径。
在生产井气层段射孔,加速气顶衰竭。
但气顶衰竭会使原油游离上窜,通过井眼清洗、提高泵效可消除这一短期副作用。
c, 回收套管气。
考虑伴生气的影响,安装单独的套管气回收系统,降低油井回压,回收的天然气经处理后用作注汽锅炉燃料。
d, 加深泵挂或大泵提液。
即将泵置于射孔段底部或更低,进一步增大生产压差或使掺入的稀油与稠油在井底充分混和。
但考虑到稠油胶结疏松、易出砂及抽油杆负荷重易断脱的影响,泵可下至射孔段顶部。
在井况较好的油井(非先防井或无落物井)可逐级下大泵降低井筒液面,提高油井产液量。
e, 采油井安装管柱固定锚,最佳位置为生产层段以上10m 左右。
减少套管伤害,控制管柱在抽油过程中的移动,提高泵效,有助于降低油藏压力以达到成功注汽所需的压力水平。
31 蒸汽传输过程中的热损失控制a, 注汽锅炉出口安装汽水分离器,确保出口干度大于90%;b, 地面注汽管网采用硅酸钙隔热、密封胶带、金属铝薄片包装,热损失由一般的10%降低到5%;c, 注汽前排除注汽井环空(下转第49页)47第7卷第2期 梁作利等:稠油油藏蒸汽驱开发技术的减少,从而减少了散失到上覆岩层中的热量。
虽然SAGP 腔体中温度较低,预计残余油饱和度会较高,但通过延长驱替时间仍可获得最高采收率。
蒸汽腔中平均残余油饱和度可用下式测算:S or =0143V s 5hK gt014(1)式中 g )))重力加速度,m/s 2;h )))油层厚度,m;K )))渗透率,m 2;S or )))残余油饱和度,%;t )))时间,s;V s )))油运动粘度,m 2/s;5)))孔隙度,%。
对于Lloydm inster 油层的原油而言,蒸汽温度在160e 以上时,残余油饱和度低于10%,且随温度变化很小,说明不必将储层加热到公认的SAGD 温度)))超过200e ,也能获得较高的采收率。
结 论a, 采用SAGD 方法可获得较高采收率和采油速度,而且没有天然气和锥进;对于好油层非常经济,对于差油层,则非常不经济。
b, 采用SAGP 方法比采用SAGD 方法采油更经济,残余油饱和度更低,采收率更高,采油速度更快。
收稿日期:1999-07-02 改回日期:1999-07-19编辑 刘兆芝(上接第47页)液体,注汽管柱上安装耐高温扶正器(目的是使吞吐管柱居中,防止由于井斜造成注汽管柱与套管接触加大热损失),采用高效隔热管并保持井筒干燥,确保井筒热损失由一般的18%降低到13%。
41 等干度及定流量分配技术(1) 等干度分配技术 主干线与支干线安装T 型等干度分配器(图2),以解决管道接头处蒸汽干度分配不均或相位分离的问题,保证同一干度的蒸汽输送到各注入井;(2) 蒸汽定量分配技术 注汽井井口安装锥形喷嘴或文丘里节流嘴(仅需15%的压力降保持恒定的流动速率,常规的定内径喷嘴约需50%的压力降),以保证蒸汽沿管线多井输送时,每口注汽井均以给定的速率注入油层;51 汽驱开发与油井吞吐相结合依靠采油井的循环吞吐加快注采井间热连通,注采井间形成热连通后,注汽井逐步降低注汽速度,以实现汽驱开发经济有效的油汽比。
目前国外蒸汽驱开发主要采用热电联供技术实现大面积蒸汽驱开发,保证了注入井井下蒸汽干度,大大降低蒸汽驱开采注汽成本,但现场应用时应在广泛的市场调查基础上考虑燃料及电力销售问题。
结 束 语德士古石油公司现场开发经验和室内研究成果表明,低压下转驱是基础,配套的注汽采油工艺技术是确保较高的井底注汽干度和汽驱全过程较高采注比(大于1)的关键。
高升油田中深层稠油油藏要实现成功的蒸汽驱,关键是如何进一步降压及配套完善的汽驱开发和注汽采油工艺技术。
收稿日期:1999-11-09 改回日期:2000-03-01编辑 刘建英49第7卷第2期 汪国文等:蒸汽与天然气驱(SA GP)。