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稠油油藏注蒸汽和烟道气数值模拟研究
朱汇;常毓文;沈德煌;陈荣灿;霍进
【期刊名称】《特种油气藏》
【年(卷),期】2003(010)0z1
【摘要】为提高克拉玛依油田九6区特稠油蒸汽吞吐后期及转蒸汽驱开发效果,进行了注蒸汽添加锅炉烟道气机理、地质参数敏感性、注采参数优化和经济评价等研究.研究结果表明:在适宜的油藏条件下,蒸汽加烟道气吞吐和蒸汽加烟道气驱比单纯的蒸汽吞吐和蒸汽驱效果都有明显的改善.蒸汽吞吐后期加锅炉烟道气可使该区吞吐周期延长2～4轮次,单井产量提高1459 t,采出程度提高7.02%;蒸汽驱过程中添加烟道气可使采出程度提高3.7%.
【总页数】3页(P59-60,63)
【作者】朱汇;常毓文;沈德煌;陈荣灿;霍进
【作者单位】中油勘探开发研究院,北京,100083;中油勘探开发研究院,北
京,100083;中油勘探开发研究院,北京,100083;中油新疆油田分公司,新疆,克拉玛依,834000;中油新疆油田分公司,新疆,克拉玛依,834000
【正文语种】中文
【中图分类】TE319;TE345
【相关文献】
1.H稠油油藏典型井组注蒸汽驱参数优化数值模拟研究 [J], 李珂;李允;赵场贵;周林
2.蒸汽喷射泵用于蒸汽与烟道气混注 [J], 李景波
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稠油开采蒸汽吞吐注汽工艺研究稠油开采是指对稠油等高粘度原油进行开采和生产过程的总称。
由于稠油的高粘度和黏度大，常规的开采工艺难以适用，因此需要采用一些特殊的工艺来进行开采和生产。
蒸汽吞吐注汽工艺是目前广泛应用于稠油开采的一种方法，通过注入蒸汽来改善油田渗流条件，以提高原油采出率。
本文将对稠油开采蒸汽吞吐注汽工艺进行研究和分析。
一、稠油开采蒸汽吞吐注汽工艺概述蒸汽吞吐注汽工艺是一种通过注入蒸汽来降低原油粘度，改善储层渗透率，从而提高原油采出率的技术。
该工艺通常包括蒸汽注入、蒸汽吞吐和注汽三个阶段。
在蒸汽注入阶段，高压蒸汽通过井口注入到油藏中，使油藏内部温度升高，原油粘度降低；在蒸汽吞吐阶段，将注入的蒸汽压力降低，蒸汽由储层中的原油吞吐回来，同时带出部分原油；在注汽阶段，继续注入低压蒸汽，保持储层温度，达到稳产目的。
二、稠油开采蒸汽吞吐注汽工艺原理1. 蒸汽注入原理蒸汽注入是将高温高压的水蒸汽通过井口注入到油藏中，将储层温度和压力升高，使原油粘度降低，改善油藏渗流条件。
同时蒸汽对原油的热量传导可以使原油的温度升高，粘度降低。
2. 蒸汽吞吐原理蒸汽吞吐是指在蒸汽注入后，降低注入蒸汽的压力，利用储层内部能量，使注入的蒸汽能够吞吐回来，并带出部分原油。
蒸汽吞吐的过程中，原油的渗透性和流动性得到显著改善，原油采出率增加。
3. 注汽原理注汽是指在蒸汽吞吐后，继续向油藏中注入低压蒸汽，以维持储层温度和压力，保持稳定的油田产能。
三、稠油开采蒸汽吞吐注汽工艺的优势1. 提高采出率蒸汽吞吐注汽工艺可以有效改善储层渗流条件，降低原油粘度，提高原油采出率。
相比传统的稠油开采方法，蒸汽吞吐注汽工艺具有更高的采出率，可以更充分地开采稠油资源。
2. 降低开采成本蒸汽吞吐注汽工艺可以通过注入蒸汽来改善储层渗流条件，无需额外开采设备，降低了开采成本。
由于提高了采出率，可以降低单位原油开采成本。
3. 减少地面环境污染相比其他开采方法，蒸汽吞吐注汽工艺无需进行地面破坏性作业，降低了对地面环境的影响，减少了环境污染。
M稠油油藏蒸汽驱开发注采参数优化研究的开题报告开题报告一、研究背景蒸汽驱是开发M稠油油藏的常用技术之一，其原理是通过注入高温高压的蒸汽，使得油藏中的稠油流动性提高，从而实现油藏增产。
然而，在蒸汽驱开发过程中，如何合理地设置注采参数，是影响油田开发效果的重要因素。
当前，国内外对于蒸汽驱注采参数优化的研究比较深入，但受限于地质条件、油藏性质等因素，这些研究很少直接适用于M稠油油藏。
二、研究内容本文以M稠油油藏蒸汽驱开发为研究对象，旨在探究蒸汽驱注采参数对M稠油油藏开发效果的影响，并寻求最佳的注采参数配置策略。
具体研究内容包括：1. M稠油油藏蒸汽驱的基本原理及工艺流程分析。
2. 基于M稠油油藏特性，探究不同注采参数（如注汽压力、注汽量、注液量等）对油藏开发效果的影响。
3. 建立M稠油油藏蒸汽驱数值模拟模型，并进行数值模拟分析。
4. 对比不同注采参数组合的开发效果，寻求最佳的注采参数配置策略。
三、研究方法本文采用文献研究、实验分析、数值模拟等方法进行研究：1. 文献研究。
对国内外相关文献进行综述，了解M稠油油藏蒸汽驱开发的现状及注采参数的应用研究情况。
2. 实验分析。
在实验室中利用模拟岩心和模拟油藏进行控制实验，对不同注采参数组合的效果进行分析。
3. 数值模拟。
基于M稠油油藏的实际情况，构建数值模型，通过数值模拟的方式来模拟M稠油油藏蒸汽驱在不同注采参数下的开发效果。
四、研究意义和预期结果本文的研究目的是优化M稠油油藏的蒸汽驱注采参数，提高M稠油油藏的采收率和经济效益。
具体的研究意义和预期结果如下：1. 确定M稠油油藏蒸汽驱最佳注采参数组合，从而提高M稠油油藏的采收率，优化经济效益。
2. 加深对M稠油油藏特性及其蒸汽驱开发规律的理解，为类似油藏的开发提供借鉴和参考。
3. 通过建立数值模拟模型，将实验结果进行验证和修正，提高研究结果的可靠性。
五、进度安排本文的研究将按照以下进度安排：第一阶段：文献研究，分析M稠油油藏的特性及蒸汽驱开发技术，明确研究方向。
13一、典型地质模型的建立采用A 区稠油富集油层的平均物性参数建立典型地质模型。
具体参数为:油藏埋深410m，净毛比0.8，有效厚度6m，油藏孔隙度0.35，平面渗透率1736mD，原始含油饱和度0.68，初始油藏压力4．1MPa(410m)，油藏初始温度19.34℃，粘温曲线为A井地面脱气原油粘度数据，岩石骨架的热传导率为96.4kJ/(m·d·℃)。
水平井典型地质模网格维数为51×21×5。
网格的步长为10m×10m。
二、水平井段长度优化根据目标油藏水平井典型地质模型研究注汽参数对蒸汽吞吐效果的影响，设定水平井在蒸汽吞吐过程中，注汽速度为300t/d，井底蒸汽干度为0.5，蒸汽温度为300℃，井的最大产液量为120t/d，焖井时间是5d，周期生产时间365d，生产5周期，以此为基础进行水平段的长度优选。
在注汽强度一定(12t/m)的条件下，对水平井水平段长度分别为50m，100m，200m，300m，400m，500m，600m进行数值模拟计算。
随着水平段长度的增加，油汽比降低，累计产油量随增加，但当水平段长度超过300m之后，累计产油量增加幅度明显降低。
同时，水平井段过长会导致蒸汽注汽过程中水平井段蒸汽干度下降过快，对水平井各段吸汽能力造成较大的影响，降低吞吐效果。
最终考虑各种因素，确定水平段长度优选值为300m。
三、注汽参数对蒸汽吞吐影响研究1.注汽强度的影响。
在注汽速度、蒸汽干度、焖井时间一定的情况下，分别设定注汽强度为6t/m，8t/m，10t/m，12t/m，14t/m，16t/m，18t/m进行蒸汽吞吐生产。
随着注汽强度的增大，累计产油量将会增大，而油汽比将降低。
当注汽强度大于12t/m时，累产油量增加幅度降低，所以注汽强度优选值为12t/m。
2.注汽速度的影响。
在井口蒸汽干度与焖井时间一定的情况下，在优选出的注汽强度12t/m的基础上进行注汽速度的优选，注汽速度分别设定100t/d，150t/d，200t/d，250t/d，300t/d，350t/d，400t/d进行蒸汽吞吐开发，可以看出：（1）随注汽速度的增加，累积产油量增加，当注汽速度在300t/d以下时累计产油量增幅较明显，而当注汽速度增加到300t/d后，累计产油量曲线趋于平缓，注汽速度对开发效果影响较小。
稠油油藏开发的制约因素及新技术探讨稠油是世界经济发展的重要资源,其储量约有(4000~6000)€?08m3。
我国也有着丰富的稠油资源,据不完全统计,探明和控制储量已达16€?08t,重点分布在胜利、辽河、河南、新疆、长庆等油田。
制约稠油开发的主要问题特稠油油藏温度下脱气油粘度为10000～50000mPa·s，超稠油(天然沥青)油藏温度下脱气油粘度一般大于50000mPa·s。
稠油的特点一是胶质和沥青质含量高，如单家寺油田单6块稠油族组分中沥青质占11%，塔河油田稠油族组分中沥青质含量高达23%；二是粘温关系敏感，如陈375井脱水脱气油40℃对应粘度133300mPa·s，80℃对应粘度2646mPa·s，100℃对应粘度754mPa·s。
特超稠油油藏开发难点在于：注汽压力高于18MPa，常规锅炉不适应；吸汽能力差，小于1t/（MPa·h）；加热动用半径小于50m；转变为牛顿流体温度高（高于100℃）。
对于远离油田基地的中小规模特稠油油藏，或许其面临的主要开发瓶颈不是来自钻井技术、热采技术或冷采技术，而是来自地面集输技术，如地面稠油的输送加热、降粘、脱水工艺。
胜利稠油的粘温关系曲线特点是，稠油的粘度对温度敏感性强，在低温范围内随温度增加稠油粘度急剧下降，普通稠油在温度50～80℃范围内每升高10℃，稠油粘度降低约一半，特超稠油在温度70～100℃范围内每升高10℃，稠油粘度降低约一半。
普通稠油在温度大于80℃和特超稠油在温度大于100℃后，随温度增加，稠油粘度下降缓慢。
稠油开采新型技术探讨·利用微生物强化稠油开采利用微生物降解技术对原油中的沥青质等重质组分进行降解,可以降低原油粘度,提高油藏采收率,这一技术在采油过程中得到了一定的应用并有继续发展的趋势。
该技术的理论依据是使用添加氮、磷盐、氨盐的充气水使地层微生物活化。
其机理包括：(1)就地生成CO2以增加压力来增强其在原油中的溶解能力；(2)生成有机酸而改善原油的性质；(3)利用降解作用将大分子的烃类转化为低分子的烃；(4)产生表面活性剂以改善原油的溶解能力。
胜利油田稠油油藏蒸汽驱复合堵调技术的研究与应用曹嫣镔1, 2，刘冬青2，张仲平2，何绍群王善堂2 ，于田田1（1．中国石油大学（华东）；2. 中国石化胜利油田分公司采油工艺研究院）摘要：超稠油油藏由于粘度大，蒸汽同稠油流度比差异大，蒸汽驱过程中温度场发育不均匀，汽窜严重，影响蒸汽驱的开发效果。
针对以上矛盾，在室内开展蒸汽驱汽窜控制技术研究，重点开展利用氮气泡沫与热固性堵剂相结合封堵汽窜，改善蒸汽驱的开发效果。
优化泡沫剂的配方，优化后的体系300℃阻力因子达到30以上，80℃同单56超稠油界面张力为2.6×10-2mN/m；利用双平行管对泡沫体系对蒸汽驱实施效果的影响进行研究，在此基础上确定氮气泡沫工艺最佳工艺条件。
针对渗透率超过15达西氮气泡沫封堵强度较弱的矛盾，开展热固性堵调体系优化研究，研制的热固性堵调体系初始固结温度120℃-150℃，300℃条件下在20达西模拟岩心中封堵压力梯度为5.9MPa，满足对高渗透带封堵强度。
利用双管模型优化确定最佳汽窜控制模式。
2011年在单56超稠油蒸汽驱进行现场实施，综合含水下降10%，生产井井口温度下降20℃，井组日产油量增加30吨以上，单轮次措施有效期150-200天，措施增油2700吨，改善了汽驱的开发效果。
关键词：超稠油；蒸汽驱；泡沫；热固性堵剂；汽窜；Control Steam Channeling Technology In the Steam Drive Process On SuperHeavy Oil ReservoirCao Yanbin1, 2，Liu Dongqing2，Zhang zhongping2，Wang shantang2（1．China University of Petroleum (EastChina)，Shandong 257000，China；2．Shengli Oil Production Research Institute，SLOF，Sinopec，Shandong 257000，China）Abstract: In the steam drive process on super heavy oil reservoir, steam channeling led to uneven distribution of temperature field, and the development result is not satisfactory. The steam channeling control technology was studied, focusing on the use of nitrogen foam and thermoset blocking agent combination of sealing steam channeling, to improve the development of steam flooding. Optimized foam formulations, the resistance factor reached 30 or more at 300℃; and the interface tension reached 2.6 × 10-2mN / m at 80℃ between the super heavy oil of Shan-56. Using parallel tube model, the optimum conditions of nitrogen foam technology was determined. When the core permeability was more than 15 Darcynitrogen, the strength of the foam blocking agent was insufficient to block the high permeability zone .Also the thermosetting blocking agent was studied and optimized, the initial consolidation temperature was 120℃ -150℃, and for 20 Darcy analog cores block the pressure gradient was 5.9MPa at 300℃. Using parallel tube model, the best steam channeling control mode was determined. In 2011, the mode was used in the steam drive process on Shan-56 reservoir. The water cut decreased by 10%, the wellhead temperature of production well dropped more than 20℃, the oil production of the well group increased 30 tons or more, the validity of measures was up to 150-200 days, and the measures oil production increased 2700 tons. The development of steam drive was significantly improved.Key words: Super Heavy Oil Reservoir; Steam Drive; Nitrogen foam; Thermosetting blocking agent ; Steam channeling;0 引言超稠油油藏由于粘度高，流动性差，同蒸汽流度比差异大，蒸汽驱过程中极易发生汽窜，导致温度场发育不均匀，生产井综合含水上升，井口温度上升，热利用率低，这也是超稠油蒸汽驱提高采收率最大的难度所在[1]。
稠油油藏注蒸汽储层物性参数变化规律及治理技术研究
本文首先针对稠油油藏注蒸汽储层伤害的机理进行了深入分析，并针对注蒸汽过程中稠油油层储存物性相关参数的变化规律进行了探讨，并根据其伤害的机理以及具体的参数变化规律提出了合理治理稠油储层伤害的相关技术措施。
在此情况下，就能够为进一步减少注蒸汽过程中稠油油藏储存伤害提供具有较高参考价值的依据。
标签：稠油油藏;注蒸汽;伤害机理;参数变化规律;治理技术
引言
油田在进入生产开采后期阶段之后，为了有效提升采收效率会实施高品质的吞吐驱油，而针对稠油油层实施注蒸汽作业之后储层的物性以及孔隙结构都产生了巨大的变化，从而导致剩余油的分布状况更加复杂。
在相关的实验过程中发现，稠油油藏储层沥青沉淀、原油组分变化等都会导致油藏出现损害现象。
1 稠油油藏注蒸汽开发储层物性伤害机理
在针对稠油油藏进行注蒸汽开发的过程中水岩反应的出现会导致矿物出现溶解转化现象，而且会出现大量的新生矿物，黏土膨胀或者颗粒的运移沉积，原油组分的变化导致润湿性发生改变等都是造成稠油油藏储层伤害的机理，而且上述几种伤害机理相互之间会存在一定的联系，也会产生一定的相互作用[1]。
（1）如果蒸汽实际的温度以及PH值都比较高，会导致其余地层中的岩石或者矿物出现严重的不匹配现象，由此就会引起粘土的矿物水化，并产生膨胀现象，进一步导致稠油油藏孔隙度以及渗透率降低;
（2）在实际针对稠油油藏实施主蒸汽驱的过程中，非常容易导致矿物产生溶解或者是转化等现象，进一步生成新的矿物，而新生矿物通常情况下敏感性比较强，由此就进一步加剧了对储存的伤害。
（3）颗粒在多孔介质的情况下会进一步产生沉积、运移等现象，严重的情况下甚至会导致多孔介质堵塞。
从而使得稠油储层出现“热蚯孔”的现象，从使得储层的出砂情况进一步加重[2]。
（4）在多孔介质的条件下大多数的沥青也会产生沉积，从而造成孔隙堵塞，从而使得储存的物性遭到破坏;
（5）在实际针对稠油油藏进行注蒸汽驱的过程中很有可能会导致岩石的润湿性发生反转，从而使得油藏流体的渗流阻力进一步增加，对储层形成伤害。
2 注蒸汽前后稠油储层物性参数变化规律
根据上述分析以及现场作业经验可以知道在针对稠油油藏进行注蒸汽的过程中储层物性的参数会发生以下一些变化规律：注蒸汽会导致油藏中的岩石骨架颗粒出现溶解现象，从而导致井筒周围的储层更加松软，油层的出砂现象更加严重，甚至会出现坍塌现象。
针对这种情况，随着注入蒸汽的温度以及PH值不断增加，储层中的黏土或者岩石的转化量以及溶解量也会相应增加，在储层孔隙中会因为运移作用而出现大量的沉积物质，对储存产生伤害。
另外，储层孔隙中在沉积大量的沥青等物质后会改变其润湿性，导致储层流体的渗流阻力增加，导致储层损害現象。
注蒸汽之后，稠油油藏的渗透率以及空气度都会在一定程度上发生改变，但是在油藏中的大孔道中仍然会聚集大量剩余油，导致后期剩余油开采难度进一步增加。
3 储存伤害治理技术分析
3.1 合理控制注入蒸汽PH值
注入蒸汽的PH值过高会导致储层中的矿物出现严重的结垢、黏土转化、矿物溶解等一些现象。
因此，在实际针对稠油油藏进行注蒸汽作业的时候要尽可能将其PH值控制在最低程度，而且要尽可能将PH值控制在9左右。
这主要是因为，当注入蒸汽的PH值长期维持在9左右的情况下，能够对矿物溶解量的最大程度控制，也能有效降低对地层产生伤害。
而在实际注入蒸汽的过程中可以通过进一步提升蒸汽干度，将其干度合理的控制在65%或者是70%以上，这样就能够将注入蒸汽中的氢氧根离子以及水分带来的伤害控制在最低程度，另外还可以向其中加入质量的氯化氨和硝酸铵等胺盐，但必须要注意添加量要与地层水中NaHCO3的含量呈现出正比例关系。
3.2 针对出砂严重的吞吐井利用螺杆泵举升设备
在实际针对稠油油田进行热采的过程不可避免的会出现一定的出砂现象。
而出砂井通常都会出现汽窜等问题，而如果汽窜现象发生在井间，加之“热蚯孔”作用的影响，会进一步加重油井的出砂程度，从而使得在井下构成了一种流沙层。
如果油井出砂状况比较严重的时候，会进一步增加吞吐作业频率，甚至会导致出现卡泵等事故，导致油井实际生产作业效率低下，甚至会进一步增加生产开采成本。
针对这种现象，充分利用螺杆泵采油技术就能够将上述一些不利因素转化为原油开采的有利条件，在进一步提升采油井开采时间的基础上，还能够有效提升采油作业效率，并实现对生产作业成本的有效控制[3]。
3.3 抑制采油井间的汽窜问题
3.3.1 机械封窜技术
将一个空心的金属球投入到采油井中，并充分结合投入金属球后油井实际状况来合理的选择封堵作业。
这种作业技术非常简易，而且实际操作难度较低，空
心金属器还能够实现重复利用，在油田的封堵作业中成功率非常高，能够有效提升油井产量。
3.3.2 化学封窜技术
该技术在实际应用过程中主要是将一定量的化学药剂注入到油井中，实际注入过程中可以选择泡沫剂、凝胶等一些化学药剂，这样就能够实现对汽窜层的有针对性封堵施工。
通过这种方式针对稠油油井进行治理，能够进一步提升油井的作业效率，而且其封堵有效期甚至能够超过一年，对环境也不会产生任何污染。
另外，针对渗透率比较高的单层进行封堵的过程中充分利用水泥或者是热采分割器也能够实现对井间汽窜问题的有效解决。
4 结束语
综上所述，在实际针对稠油油藏进行注蒸汽开采的过程中会导致储层物性产生一定变化，针对这种变化规律以及对储存的伤害机理进行深入分析能够进一步提升稠油油藏注蒸汽开采的作业效率。
在实际稠油油藏的开发过程中针对储层的相关伤害机理进行充分考虑能够及进一步改善稠油油藏的开发效果。
参考文献：
[1]王红涛，刘大锰，崔连训，王润好.稠油油藏注蒸汽储层伤害机理研究[J].西部探矿工程，2009，21（04）：91-94.
[2]霍进，单朝晖，郑爱萍，赵莉儆，吴成友.油藏描述在浅层稠油开发中的应用[J].特种油气藏，2007（01）：22-25+105.
[3]黄文华，侯东波，周林.新疆准噶尔盆地西北缘九区齐古组稠油油藏吞吐后期剩余油分布研究[J].新疆石油学院学报，2001（02）：20-26.。
