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分析油气田开发中后期的增产技术
在油气田开发中的后期阶段，为了最大限度地提高产量，需要采用一系列增产技术。
下面将从三个方面进行分析：
1. 水驱技术：水驱是油田开发中最常用的增产技术之一。
采用水驱技术可以有效地改善油藏的压力分布，提高油藏采收率。
水驱技术主要包括注水和驱油两个阶段。
注水是将注入的水通过井口注入到油层中，增加油层中的压力，从而促使原油流动起来。
驱油是指注入水使原油将更多的地方固定在固体表面上，并随着施加的压力逼迫油层中的原油向井口运移。
通过合理地选择注入水的类型、压力和注入量等参数，可以使得水驱技术达到较好的增产效果。
3. 增压输送技术：在油气田开发的后期阶段，由于油井的产能逐渐下降，需要对原油进行增压输送才能将其从井口输送到地面处理设备。
增压输送技术主要包括增压泵、增压站和增压管线等设备和设施。
通过增加压力来推动原油的流动，可以提高原油的产量。
增压输送技术需要根据油井的具体情况和地质条件来选择合适的设备和方法，并通过合理的设计和操作来达到增产的目的。
油气田开发中后期的增产技术主要包括水驱技术、气驱技术和增压输送技术。
通过合理地应用这些技术，可以提高油田的采收率，达到增产的目的。
稠油油藏水驱转蒸汽驱相似物理模拟研究冯少华【摘要】合理的水驱转蒸汽驱的开发方式将使稠油油藏发挥最佳的开发潜能.针对普通稠油油藏在注水开发中后期的采收率低及高含水情况,本文以相似准则思路建立物理模型,进行了水驱转蒸汽驱物理模拟研究.同时进行了相关机理研究.结果表明,稠油油藏随温度升高,原油粘度下降,启动压力下降,油水两相共渗变宽；在水驱过程,随着油藏的含水级别上升,原油粘度也上升,采收率低；在转注蒸汽后,随着注入量的增大,在水驱采收率的基础上较大幅度提高了采收率.研究指出油藏转蒸汽驱的有利时机是油井含水级别较低时.同时,为研究单一薄层稠油油藏直并与水平井联合蒸汽驱开发效果,进行的不同方案蒸汽驱实验,结果表明,对于薄层蒸汽驱,直井与水平井开采效果要优于直井开采效果.该研究对稠油油藏水驱转蒸汽驱提供了新思路,对类似稠油油藏开发方案具有重要意义.【期刊名称】《内蒙古石油化工》【年(卷),期】2012(000)019【总页数】4页(P3-6)【关键词】稠油油藏;相似准则;蒸汽驱;相对渗透率;水平井【作者】冯少华【作者单位】中国石油辽河油田分公司概预算管理中心,辽宁盘锦 124010【正文语种】中文【中图分类】TE357.4将水驱转蒸汽驱的开发方式应用于普通稠油油藏和稀油油藏水驱后提高原油采收率,己受到广泛的关注[1-3]。
目前,国内外许多油田开展了注水开发中、后期转注蒸汽开发的试验,获得了许多重要的研究成果[4],但对于水驱转蒸汽驱时机、直井与水平井联合井网优选研究较少。
本文运用相似物理模型,设计物理模拟方案,研究稠油油藏水驱及蒸汽驱提高采收率的相关机理。
1.1 相似准则建物理模型为了更准确的模拟驱油效果,以相似准则思路,得出以下相似准数:式中,μw、μ0为水、油的粘度;Kocw、Kwro为水、油相对渗透率;ρw、ρo为水、油的密度;q为产出量;qinj为注入量;h为厚度;Δpw为压力差;Sw为含水饱和度;Scw为束缚水饱和度;Sro为残余油饱和度。
海上稠油油藏水平井注蒸汽开发技术研究作者：刘义刚邹剑王秋霞王弘宇刘昊来源：《当代化工》2020年第07期中图分类号：TE345 文献标识码： A 文章编号： 1671-0460（2020）07-1447-05Study on Steam Injection Development Technology ofHorizontal Well in Offshore Heavy Oil ReservoirsLIU Yi-gang， ZOU Jian， WANG Qiu-xia， WANG Hong-yu， LIU Hao（CNOOC Tianjin Branch， Tianjin 300280， China）Abstract： In order to improve the steam injection development effect of horizontal well in offshore heavy oil reservoirs， taking Minghuazhen formation heavy oil reservoir in Bohai oilfield as an example， the economic and technical feasibility of steam injection production in this heavy oil reservoir was analyzed， and it was pointed out that this heavy oil reservoir had a good prospect of steam injection development. Through the numerical simulation method of reservoir， the influence of steam injection speed， shut-in time and bottom steam dry on the development effect was investigated The results showed that the best steam injection parameters were as follows： steam injection speed 350 m3/d， shut-in time 6 d， bottom steam dryness 0.8， steam temperature370 ℃， liquid production speed 150 m3/d; In order to further improve the steam injection development effect， the steam injection temperature should be increased as much as possible.Key words： Offshore oilfield; Heavy oil reservoir; Horizontal well; Steam injection海洋具有豐富的自然资源，海上油田的开发成为未来石油与天然气供应的重要来源。
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%。
稠油开发工艺简介由于稠油和稠油油藏本身的特点，决定了开发工艺不同于稀油油藏。
到目前为止，稠油油藏主要采用热力开采，对油层加热的方式有两种：一是向油层中注入热流体，如热水、蒸汽等；二是油层内燃烧产生热量，称火烧油层方法。
很多油田也试验向油层中注入二氧化碳、氮气等气体，以及化学溶剂等来开采稠油。
1、蒸汽吞吐采油1.1蒸汽吞吐采油原理稠油蒸汽吞吐法又称周期性注汽或循环注蒸汽方法，是稠油开采中普遍采用的方法。
就是将一定数量的高温高压湿饱和蒸汽注入油层，焖井数天，加热油层中的原油，然后开井回采。
注入蒸汽的数量按水当量计算，通常注入蒸汽的干度越高，注汽效果越好。
蒸汽吞吐的增产机理主要有如下几方面：1.1.1油层中原油加热后黏度大幅度降低，流动阻力大大减小；1.1.2对于压力高的油层，油层的弹性能量在加热油层后充分释放出来，成为驱油能量；1.1.3对于厚油层，热原油流向井底时，除油层压力驱动外，还受到重力驱动作用；1.1.4原油采出过程中带走大量热量，冷油补充到压降的加热带；1.1.5蒸汽吞吐过程中的油层解堵作用，在钻井完井、修井作业及采油过程中，入井流体及沥青胶质很容易堵塞油层，造成严重的油层伤害，蒸汽吞吐可起到油层解堵作用；1.1.6高温下原油裂解，黏度降低；1.1.7油层加热后，油水相对渗透率发生变化，增加了流向井底的油量。
1.2蒸汽吞吐采油生产过程蒸汽吞吐采油的生产过程可分为三个阶段：油井注汽、焖井和回采。
1.2.1油井注汽油井注蒸汽前要做好注汽设备、地面注汽管线、热采井口、油井内注汽管柱和注汽量计量等准备工作，然后按注汽设计要求进行注汽。
注汽工艺参数主要有：注入压力、蒸汽干度、注汽速度、注汽强度和周期注汽量等。
1.2.2焖井完成设计注入量或满足开采技术参数要求后，停止注汽，关井，也称焖井。
焖井时间一般为2～7d，目的是使注入近井地带油层的蒸汽尽可能扩散，扩大蒸汽带及蒸汽凝结带加热地层及原油的范围。
1.2.3回采在回采阶段，当油井压力较高时，能够自喷生产，自喷结束后进行机械采油；有些油井放喷压力较低，直接进行机械采油。
水驱普通稠油油藏转注蒸汽开发技术研究摘要：扶余东区原油性质属于普通稠油油藏，初期采用注水方式开发。
2007年开始转为注蒸汽方式开发。
蒸汽吞吐第一周期获得了非常好的效果，但第二周期产油量、油汽比明显变低。
分析认为，原油流动性较好、油层压力低及汽窜是影响第二周期的主要因素。
为此，开展了助排、封堵及整体注汽等技术对策研究，并通过现场试验，见到了良好的效果。
为改善多轮次蒸汽吞吐的效果、延长吞吐有效期，提供了技术支持。
关键词: 原油黏度水驱蒸汽吞吐矿场试验
technology development and research for water driven common thick oil pool converting to steam driven wang shuping
fuyu oil extraction of jilin oil field company, songyuan, jilin, 138000
abstract: fuyu oil property belongs to heavy oil reservoirs, at the beginning we applied water injection development way. from 2007 we started to steam injection development way. the first cycle of steam stimulation won the very good effect, but at the second cycle oil, oil steam considerably lower. according to analysis, crude oil and with good fluidity reservoir pressure lower and steam channeling is the main factors of influence the second cycle. therefore,
carried out the help row, sealing and whole steam injection technology research, and through the field countermeasures test, see a good effect. to improve the effect of many rounds of steam stimulation, extend the validity of stimulation, provide the technical support.
key words: oil viscosity, water driven, steam stimulation, mine field test
扶余油田东区和扩边区，油层温度下脱气原油黏度在100～
500mpa.s，属于普通稠油［1］。
由于原油在地下具有一定的流动性，开发初期采用了注水方式，见到一定的效果，但由于原油黏度相对较高，水油流度比相对较大，预测水驱采收率仅为20%左右，注水开发潜力小，转变开发方式，是改善开发效果、提高采收率的根本途径［2］。
2007年开始，通过优化部署，实施开发井，在扶余东区开展了蒸汽吞吐试验［3］。
第一周期吞吐产量是常规压裂投产井产量的2～3倍，而含水仅为50%左右，蒸汽吞吐试验见到了良好的效果。
1 蒸汽吞吐过程中暴露出的问题
扶余东区在蒸汽吞吐生产过程中，存在第一周期蒸汽吞吐效果显著，第二和第三周期效果明显逐渐变差的问题。
扶余东区扶北区块，第一周期平均生产178天，周期累产油566t，周期油汽比0.52；第二周期平均生产149d，周期累产油299t，周期油汽比0.23；第三周期平均生产149d，周期累产油248t，周期
油汽比0.18，吞吐效果逐渐变差，扶余东区的探51、探91等区块，多周期蒸汽吞吐也表现出类似的生产特征。
2 影响多轮次蒸汽吞吐效果因素分析
2.1 原油黏度低及油层压力低，是导致第二周期吞吐效果变差的直接原因
由于扶余东区原油黏度相对较低，有一定的流动性，蒸汽注入过程中，容易将原油推向远处，周围邻井有增产现象；同时，扶余东区虽然注水开发多年，但由于井网不适，水油流度比较大等原因，导致注水效果差，因此地层压力已由原始压力的4.3 mpa降到目前的2.0mpa左右，因而无法将推向远处的原油及时采回，从而导致第二周期吞吐效果变差。
第一周期平均单井日产油3.4t/d，而第二周期就降至1.7t/d，产量递减50%。
2.2 部分井注汽过程中发生汽窜，影响了吞吐效果
部分井注汽过程中，邻井产液量、含水及产液温度上升，发生明显的汽窜现象。
这些井放喷生产后，表现为产量低、周期累产油量低及有效期短的生产特征。
这是由于储层裂缝的存在，蒸汽沿着裂缝窜进，无法均匀有效加热油层，导致吞吐效果变差。
3 提高多轮次吞吐效果对策研究
由于蒸汽吞吐具有一次性投资较少，工艺技术简单，增产快，经济效益好的优势，因此改善多轮次的吞吐效果、延长吞吐有效期，是热采工作中的重要内容。
3.1多周期助排试验
针对地层压力低导致原油无法及时采回，导致第二周期吞吐效果变差的问题，开展了蒸汽吞吐助排研究［4］。
通过对氮气助排、混合气泡沫助排、泡沫助排、氮气泡沫助排及二氧化碳泡沫助排等方式研究，确定氮气泡沫助排和二氧化碳泡沫助排在改善吸汽剖面、扩大蒸汽波及范围及助排等方面，效果显著，可以作为提高多轮次吞吐效果的技术对策。
3.2多井整体蒸汽吞吐
多井整体蒸汽吞吐就是把相邻的多口同层位、且汽窜频繁的吞吐井，组合为一个开发单元，集中注汽，统一焖井和吞吐生产，变单井的孤立行为为整体行为。
多井整体吞吐具有有效补充地层能量、避免汽窜而减少热量损失的优点，从而改善高轮次井的开发效果。
3.3 高温暂堵
由于扶余油层存在裂缝及高渗透带，蒸汽吞吐注汽过程中，部分井出现汽窜现象，因此，第二周期注汽时，需要对这部分井进行封堵。
针对扶余油层的裂缝或高渗带既是主要窜流通道，也是主要油流通道，要求堵剂在注蒸汽时起到堵的作用，在停止注蒸汽时，堵剂可以破胶，失去堵的作用，保证油流通道的畅通。
4 提高多轮次蒸汽吞吐效果现场试验
4.1二氧化碳泡沫助排试验
二氧化碳泡沫助排就是采用蒸汽、二氧化碳及泡沫段塞方式注入，这样可以更好的发挥助排、调剖及降黏作用，达到改善吞吐效
果的目的。
扶北区块fb11-22井于2008年进行了第一轮蒸汽吞吐，累注汽1165t，生产时间为619d，累产油1479t，油汽比1.27。
针对第二轮蒸汽吞吐普遍变差的问题，确定这口井在二轮吞吐时，开展氮气泡沫助排方式试验，采用注蒸汽、二氧化碳及泡沫段塞方式注入。
该井于2010年6月5日投产，累注汽1393t，生产时间为350d，周期累产油685.2t，平均单井日产油2t，油汽比0.5，而该井第二轮吞吐前日产油仅为0.1t，助排试验取得了非常好的效果。
4.2多井整体蒸汽吞吐
助排试验虽然取得了一定的效果，但没从根本上解决由于原油流动性好、地层压力低及汽窜导致的第二周期，尤其是多周期效果变差的问题。
2011年5月，探91区块的d+54-14.2等8口井开展了多井蒸汽吞吐试验，注气量大的先注，延长焖井时间，注气量小的后注，减少焖井时间，然后同时开井生产。
探91区块的8口井注汽过程中，周围生产井未见汽窜反应。
2011年6月，放喷生产后，平均单井日产液9.3t/d，日产油3.0t/d，含水70.4%，而整体吞吐前，8口井平均单井日产液2.5t/d，日产油0.5t/d，含水80%。
整体蒸汽吞吐见到了良好的效果，
4.3高温暂堵试验
针对吞吐注汽过程中出现的汽窜问题，开展了高温暂堵试验。
探91区块d+56-10.2井第二轮注汽时，注汽压力为7.1mpa，明显低于第一周期的9.6mpa，且北部距其195m的d+54-10.2井口温度
上升，确定该井汽窜而停注。
第三轮注汽时，首先对东+56-10.2井进行了高温暂堵，注汽时注汽压力恢复到8.8mpa，邻井未发现异常反应。
该井放喷生产21d，平均日产液26.1t，日产油6.0t，含水77%，第三轮累计生产227d，累产油432.8t，取得了非常好的效果，封堵试验获得了成功。
5 结论与认识
（1）原油流动性差，地层压力低，以及汽窜是导致多轮次吞吐效果变差的主要原因。
（2）助排在一定程度上改善了多轮次吞吐的效果，但没从根本上解决效果变差的问题。
（3）多井整体吞吐，避免了汽窜现象的发生，有效地补充油藏能量。
（4）蒸汽吞吐可作为一项增产措施，蒸汽驱是提高采收率的根本途径。
参考文献：
［1］刘文章.稠油注蒸汽热采工程［m］.北京：石油工业出版社，1997：23～24
［2］苏映红.油田开发中后期可采储量标定方法［j］.石油勘探与开发，2005.12：94～96
［3］胡常忠.稠油开采技术［m］. 北京：石油工业出版社，1998：8～9
［4］河南稠油油田氮气辅助蒸汽吞吐技术［j］. 石油地质与
工程，2008.10：84～85。
