M稠油油藏注采参数优化数值模拟研究

稠油热采井注热过程数值模拟与参数优选王厚东;闫伟;孙金;邓金根;曹砚锋;张磊;闫新江;高佳佳;潘豪【摘要】综合考虑应力场、压力场和温度场的耦合作用对地层塑性破坏的影响,建立了稠油热采井注热过程三维有限元分析模型,并以渤海某稠油油田为例对井筒附近温度场、压力场以及临界注入条件进行了计算分析,结果表明:注入温度和注入压力增大会导致地层塑性应变增大,地层出砂的可能性增大;以等效塑性应变0.4％为出砂判断准则,基于不同蒸汽注入温度、注入压力条件下的地层塑性应变分析结果,确定了不同注入压力下导致地层出砂的临界注入温度;注入压力从17 MPa升至23 MPa时,为了防止地层发生塑性破坏,临界注入温度需从310℃降低到176℃,且临界注入温度与对应的注入压力近似呈线性递减.上述结果可以为稠油热采井更好地选择注入压力和注入温度提供参考.【期刊名称】《中国海上油气》【年(卷),期】2016(028)005【总页数】6页(P104-109)【关键词】稠油;热采井;出砂;塑性应变;临界注入温度;数值模拟;参数优选;渤海【作者】王厚东;闫伟;孙金;邓金根;曹砚锋;张磊;闫新江;高佳佳;潘豪【作者单位】中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室北京102249;中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室北京102249;中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室北京102249;中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室北京102249;中海油研究总院北京100028;中海油研究总院北京100028;中海油研究总院北京100028;中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室北京102249;中海油研究总院北京100028【正文语种】中文【中图分类】TE357.44王厚东,闫伟,孙金，等.稠油热采井注热过程数值模拟与参数优选[J].中国海上油气，2016,28(5)：104-109.Wang Houdong,Yan Wei,Sun Jin,et al.Numerical simulation and parameter optimization for heat injecting progress of heavy oil thermal recoverywells[J].China Offshore Oil and Gas,2016,28(5):104-109.目前渤海海域已发现南堡35-2、秦皇岛32-6和埕北油田等20多个稠油油田，稠油油田在渤海的储量发现及产能建设中占有十分重要的地位[1]。

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
3.薄互层普通稠油油藏烟道气驱数值模拟研究 [J], 鲍君刚
4.稠油油藏注蒸汽和烟道气数值模拟研究 [J], 朱汇;常毓文;沈德煌;陈荣灿;霍进
5.混注烟道气辅助蒸汽吞吐驱替机理数值模拟研究 [J], 霍刚;范潇
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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。

薄层油藏水平井优化数值模拟研究与应用摘要：采用petrel作为地质建模软件，建立油藏层面构造模型和属性模型，得到油藏三维精细数据体。

利用数值模拟技术对水平井的井位、射孔位置、水平段长度、水平井轨迹及注采参数进行优化研究。

根据优化结果，在研究区域已实施水平井1口，产油量是周围直井同周期相同生产时间的5倍。

研究成果在稠油老区二次开发的现场应用中取得了较理想的开发效果。

关键词：水平井；层面构造；属性模型；数值模拟；二次开发；优化技术引言曙光油田稠油老区以薄互层稠油油藏为主，占稠油老区总地质储量的68.4%。

该类油藏于1986年开始投入热采开发，处于吞吐开发后期。

措施效果差、产量递减快、经济效益逐年下降。

按照现井网及开发方式，生产效果难以改善，采收率无法提高，开展二次开发方式探索已势在必行。

结合petrel作为地质建模软件，建立油藏层面构造模型和属性模型，得到油藏三维精细数据体。

利用数值模拟技术对杜66水平井的井位、射孔位置、水平段长度、水平井轨迹及注采参数进行优化研究，从而指导水平井二次开发的高效进行。

1 油藏概况1.1 油藏地质特征杜66块是曙光油田稠油老区薄互层状稠油油藏中最大的一个断块，构造上位于辽河断陷西部凹陷西斜坡中段，开发目的层为下第三系沙河街组沙四段上部杜家台油层，全块构造完整，断块构造形态为一个由北西向南东倾伏的鼻状构造。

油藏埋深-800～-1200m，有效厚度42.1m，平均单层厚度2.5m，平均孔隙度25.5%，净总厚度比0.396，地层水为nahco3型。

断块含油面积4.9km2，地质储量3940×104t。

2 油藏三维地质模型及数值模拟2.1 精细三维地质模型建立以杜66块杜i组为研究对象，杜161井为中心的50口井区域作为水平井有利部署区。

纵向上共划分为15层，其中9个油层，6个隔夹层，另外杜ⅰ2层再细分为3个层，平面上建立12m×12m，共计47250个网格结点的构造模型。

稠油油藏剩余油分布及挖潜措施数值模拟研究【摘要】目前，我国油田平均含水己达80%以上，但仅采出可采储量的2/3左右，因此高含水期开发将是我国重要的油田开发阶段。

首先对剩余油分布的影响因素和分布规律进行调研，其次以某稠油区块高含水期天然水驱油藏为主要研究对象，建立了机理模型。

该油田为正韵律，设计井网为反九点法井网，其中提液方式取两个水平，其余因素各取三个水平。

通过油藏数值模拟技术研究了高含水期剩余油分布规律，最后，结合油藏剩余油分布特征，提出了油田特高含水期挖潜措施。

【关键词】稠油油藏剩余油分布数值模拟正韵律1 平面剩余油分布规律研究1.1 机理模型的建立针对海上稠油砂岩油藏特性及开发特点，建立机理模型。

原油粘度为50mPa.s，小层厚度为2m，井距为300m，采液速度为3%，开采时间为25年。

对于平面剩余油分布主要考虑平面非均质性对剩余油分布的影响，平面渗透率平均值取为3000mD，设计级差取三个水平，分别为4、9、19，平面渗透率分布见表1。

对于平面渗透率的分布状态主要考虑两种形式，一种为斜向分布，另外一种为垂向分布。

1.2 平面剩余油分布规律（1）渗透率斜向分布：级差由低到高原油采出程度分别为24.68%、23.15%、22.56%和最终含水率分别为87.78%、88.58%、89.06%，随非均质性级差的增大，水区开发效果变差，剩余油越富集。

模型左上部渗透率低，剩余油饱和度高，右下部渗透率高，剩余油饱和度低，所以储层的左上部为剩余油富集区。

随着级差的增大，剩余油富集区逐渐向渗透率低的左上方偏移。

图1？各级差下的剩余油平面饱和度场图（2）渗透率垂向分布：剩余油平面饱和度分布如图1所示，随非均质性级差的增大，水区开发效果变差，剩余油越富集。

模型左侧渗透率低，右侧渗透率高，随着级差的增大，剩余油富集区逐渐向渗透率低的左侧偏移。

2 纵向剩余油分布规律研究2.1 机理模型的建立针对海上稠油砂岩油藏特性及开发特点，设计研究因素包括以下五个：油层厚度、纵向渗透率非均质性、原油粘度、采液速度、提液方式。

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。

稠油油藏蒸汽吞吐井注采及伴热参数优化设计的开题报告一、选题背景稠油油藏中蕴藏的大量能源资源对我国经济发展具有重要意义。

目前我国已探明的稠油油田开采率较低，需要进一步开展技术研究和优化设计，提高开采效率。

蒸汽吞吐井是开采稠油油藏的一种常用技术，通过注入高温高压的蒸汽，使油藏中的油减黏、减粘度、膨胀，从而增加有效压力，提高采收率。

然而，蒸汽吞吐井的注采过程中涉及多个参数的优化设计，如注蒸汽量、注水量、注聚合物量等，这些参数的优化设计对于提高采收率至关重要。

二、研究目的本研究旨在通过对稠油油藏蒸汽吞吐井注采及伴热参数优化设计的研究，探讨如何提高采收率，提高工艺效率，减少产业成本，实现科学、可持续、经济可行的稠油开采方式。

三、研究内容本研究将根据稠油油藏蒸汽吞吐井的特点和注采及伴热参数的影响因素，对注蒸汽量、注水量、注聚合物量等参数进行优化设计，同时探讨如何通过技术手段降低成本，提高开采效率。

具体研究内容包括：1. 稠油油藏蒸汽吞吐井注采及伴热参数的影响因素分析；2. 注蒸汽量、注水量、注聚合物量等参数的优化设计；3. 注聚合物对油藏稳定性和采收率的影响分析；4. 稠油油藏蒸汽吞吐井伴热参数的优化设计；5. 对比分析不同优化方案下的采收率变化及成本控制情况。

四、研究方法本研究采用实验研究、数值模拟和经济评价等方法对稠油油藏蒸汽吞吐井注采及伴热参数进行优化设计。

具体方法包括：1. 通过实验室试验，测定不同注蒸汽量、注水量、注聚合物量等条件下的油藏采收率；2. 运用数值模拟软件（如CMG）对注采及伴热参数的不同组合方案进行模拟计算，分析采收率的变化和产业成本的变化；3. 运用生产计量学分析方法，分析不同优化方案下的经济效益、成本控制和可持续性等因素。

五、研究意义本研究将优化设计稠油油藏蒸汽吞吐井的注采及伴热参数，针对实际开采情况提出经济可行的优化方案，能够提高采收率、降低成本，促进稠油油藏的可持续开采，具有重要的应用价值和社会意义。

稠油油藏高周期吞吐注采参数优化研究发布时间：2021-06-10T10:14:21.107Z 来源：《基层建设》2021年第6期作者：邓飞陈侃田园园[导读] 摘要：稠油的最大特点就是高胶质含量和高沥青含量，稠油原油粘度比常规原油要高出很多。

天津市大港油田公司第一采油厂摘要：稠油的最大特点就是高胶质含量和高沥青含量，稠油原油粘度比常规原油要高出很多。

由于稠油的原油粘度高导致其地下流动能力差，因此如果继续使用常规开发工艺进行开采则很难将其驱至近井地带，从而造成油田产量过低，甚或毫无产量可言。

而稠油热采开发方式的提出解决了很大的开发问题，热采中的蒸汽吞吐开发应用至稠油油藏开发中使稠油开发效果得到了显著提升。

但是若蒸汽吞吐达到高周期吞吐后，剖面和平面严重的非均质性会导致储层动用不均，吞吐井的采收效率降低以及区块生产油汽比降低。

并且随着气窜水窜现象以及边水侵入情况的伴生，生产矛盾愈加严重。

关键词：稠油油藏；蒸汽吞吐；剩余油特征引言将注汽强度、采液强度以及注氮量和注氮方式等作为注采参数优化中的主要研究对象，通过油藏数值模拟分析最终高周期吞吐优化方案，最终以油汽比为评价指标确定最优的注采参数。

结果表明此方法可以为提高浅层稠油油藏采收率提供经济有效的开发依据。

1高周期剩余油分布主控因素 1.1油藏地质因素由于储层间较大的非均质性导致各油层的吸汽量和产油量的不同。

物性较好的储层拥有着较好的吸汽能力，在注入热蒸汽后会增大平面上的泄油半径，蒸汽吞吐受效性强从而提高垂向储层的动用率和开发效果；物性较差的储层所受蒸汽的汲取能力就会相对较差，这样就会减小热蒸汽注入后储层平面上的泄油半径，因此会导致垂向上动用储层的程度变差而降低开发效率。

1.2油藏开发因素（1）注汽强度稠油属于热敏性流体，原油的流动性随着温度的提高而提高，通过吞吐井向地层中注入蒸汽使油藏升温，所注蒸汽的量越大，地层的温度场维持时间越长，地层处于高温状态的时间越长原油的降粘时间越长，流动性就越高。

稠油热采过程的模拟与优化研究稠油是一种重质原油，由于其黏度大、流动性差，使得稠油的热采过程相对困难。

由于石油的储量逐渐减少，且易采原油的储量越来越少，稠油成为了人们探索的一个新领域。

因此，稠油热采的模拟与优化研究也越来越受到人们的关注。

在稠油热采过程中，主要采用的是蒸汽吞吐热采法。

在这种方法中，用高温高压蒸汽将岩石内部的油和水一同吞吐出来。

然而，这种方法本身也存在着许多问题。

例如，蒸汽导致的孔隙膨胀可能会损坏岩石矩阵，从而影响采油效果。

因此，热采过程的模拟与优化研究对于提高采油效率具有非常重要的作用。

稠油热采过程的模拟通常采用数值模拟的方法。

数值模拟的基本思路是将采油过程抽象成一组方程，并且将方程组中的参数设定为实际的采油参数。

在稠油热采中，由于介质的复杂性和不均匀性，模拟过程必须考虑各种不同的介质物性参数，并且涉及到多相物质的变化。

因此，模拟过程需要对岩石和油藏的地质和物理特性进行仔细的分析，并将其转换成数值方程。

同时，数值模拟还要考虑渗透系数、温度、压力等参数的变化，以及其对采油过程的影响。

采用数值模拟的方法，可以得到非常详细的模拟结果，并且可以对热采过程中不同参数的变化进行模拟和优化。

例如，在模拟过程中，可以考虑不同的注汽时间、升汾时间、注汽温度等参数的变化，以及它们对采油效率的影响。

然后，通过优化这些参数，从而得到最优的稠油热采过程，提高采油效率。

而在实际的稠油开采过程中，由于油藏介质物性参数的不同和采油的地质条件的不同，所需模拟和优化的参数也会有所不同。

因此，精确的物性参数模拟和优化方案的选择十分重要。

目前，国内外的石油公司已经开发了一些数值模拟工具来帮助工程师准确地模拟热采过程，同时也提供了不同优化方案的选择。

总之，稠油热采过程的模拟与优化研究在稠油采油领域具有重要作用。

通过数值模拟的方法，我们可以准确地模拟采油过程，并了解不同参数变化对于采油效率的影响。

然后，我们可以根据模拟结果，优化稠油热采过程的各种参数，从而提高采油效率。