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边底水稠油油藏合理汽驱参数研究[ 10-06-22 16:58:00 ] 作者：马元利编辑：studa20摘要:研究蒸汽驱的合理汽驱参数对稠油开发稳产具有很重要的指导意义,在对KD53块蒸汽吞吐开发效果、边底水侵入规律的基础上,本文从注采方面对合理汽驱参数进行研究,摸索出了间歇汽驱的合理周期,并在该块进行应用,取得较好效果。
同时也为类似油藏提供了可借鉴的经验。
关键词:边底水;稠油;蒸汽驱;合理汽驱参数红柳油田垦东53块油层主要分布在馆陶组下段,主力油层是Ng下1、Ng下2、Ng下3,地质储量234万吨,占总储量的82.1%。
构造形态为由南东向北西倾没的鼻状构造,东陡西缓,倾角65°,构造高点在KD5-15,KD5-20井附近,内部发育一次生断层,将区块断层分割为两块,含油面积2.1km2,地质储量285万吨,可采储量43.3万吨,标定采收率15.2%。
平均地面原油密度为0.9783g/cm3,平均粘度为4344mPa•s,属稠油油藏,主要依靠稠油热采工艺开采。
1、蒸汽吞吐开发中存在问题1.1、吞吐开采井普遍见地层水目前投产的油井无水采油期只有90d左右,投产27口油井,90%的井已见地层水,综合含水高达83.5%,油水边缘的5口油井含水已到97%以上,无水采油期短,水淹状况严重。
1.2、油井含水上升快通常,吞吐开采油井,在回采初期皆有一个排水期,随着蒸汽凝结水排出,含水会迅速下降以至到零。
当吞吐周期不断循环进行时,后期的油井含水下降值不可能和较早的吞吐周期一样,而会保持逐次增高的某一含水数值,这是吞吐开采的正常规律。
垦东53块油藏水侵后油井的含水变化规律有所改变,表现为油井在采油周期内含水先降后升。
而且,由于原油粘度高,油水粘度差大,含水上升速度相当快。
1.3、产量递减率大,吞吐难以稳产吞吐井稳产期短,注汽井投产不久,靠近边水的油井峰值产量即大幅度递减,表现出明显的弹性驱油特征。
统计表明,老井历年产量月递减率为3.0%,折合年递减率20%左右。
稠油油藏蒸汽吞吐的采油机理研究摘要：稠油油藏在我国的分布面积广阔，地下储量丰富，仅陆地稠油油藏总量便占据总油藏的20%以上。
但是，由于稠油密度高、粘度大、胶质与沥青质含量高，使得稠油的开发开采难度加大，针对这种情况，广大技术人员不断对蒸汽吞吐采油技术进行优化和改进，并逐步建立了一套成熟、完善的技术体系，从实际应用效果可以看出，这种采油方法使稠油开采率得到大幅提升。
因此，本文将紧紧围绕稠油油藏蒸汽吞吐的采油机理予以阐述，旨在强调蒸汽吞吐技术在稠油油藏开采中的应用优势。
关键词：稠油油藏；蒸汽吞吐；采油机理蒸汽吞吐技术在稠油开发领域的应用可以追溯到上世纪50年代，经过半个多世纪的演变和发展，该技术日渐成熟，并成为国内各大型油田的一项主流技术。
该技术不仅前期投资规模小、成本回收周期短，而且，多周期吞吐的特点可以大幅提升稠油的采收率。
因此，石油开采企业应当熟练掌握蒸汽吞吐技术的采油机理，并通过对采油作业流程的优化来提高稠油的开采效率。
1 影响蒸汽吞吐效果的主要因素1.1 稠油油层的厚度不同厚度的稠油层，蒸汽吞吐技术的应用效果也存在明显差异，如表1所示：表1：不同厚度的稠油层的蒸汽吞吐效果对比数据（等注汽强度）稠油层厚度（m）峰值产量（t/d）累积产量（t）生产日期（d）终止产量（t）平均日产量（t/d）油汽比（t/t）4080540018014.230 1.353060396018010.822 1.32 10231270180 3.07.1 1.27从表1当中的对比数据可以看出，在注汽工艺参数相同的条件下，即井底干度为60%，注入速度为8t/d，每米稠油层厚度的蒸汽注入量为100t，则稠油层越厚，蒸汽吞吐效果越好，累积产量越高。
1.2 净毛比的影响因素所谓净毛比主要是指净砂岩与毛砂岩的比值，在稠油油藏条件相同的情况下，稠油层当中将出现大量的泥质互薄夹层，这些夹层分布不均，无法阻止蒸汽向上流动，但是，却可以增加稠油层当中的热耗量。
浅析分层蒸汽驱的工艺技术作者：杨淑英来源：《科技创新导报》2013年第13期摘要：蒸汽驱是指应用在稠油油藏蒸汽吞吐开采的中后期，能够进一步提高原油采收率的重要手段。
迄今为止，大部分稠油区已进入了吞吐中后期，转换开发方式的需求显得愈发重要，因此，开展分层蒸汽驱工艺技术的研究势在必行。
关键词：分层蒸汽驱配汽流量设计与调整分层汽驱管柱地面模拟实验中图分类号：TE357 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2013）05（a）-0089-01同普通蒸汽驱相比，分层蒸汽驱不仅需要解决蒸汽驱长期连续注汽过程中管柱的锚定与座封、油套环空的长效密封与隔热以及长期注汽后整体管柱的解封，同时分层蒸汽驱需要根据油藏各层段层间差异及其动用程度确定各层段的合理配注量，并设计相应的配注结构及其配汽孔径的合理调整方式，依据测试结果最终实现层间配注量的动态调整。
1 分层蒸汽驱工艺管柱及其配套工具的研制1.1 分层蒸汽驱注汽管柱1.1.1 管柱结构分层蒸汽驱注汽管柱是由真空隔热管（同时与其配上隔热管接箍密封器）、压力补偿式隔热型汽驱伸缩管、多级长效汽驱密封器、Y441-152强制解封汽驱封隔器、层间配汽装置、以及层间密封器等工具组成。
1.1.2 管柱工艺特点。
（1）液压座封上提分级解封，下井和提出一趟管柱完成，可实现分层汽驱2-3层段的分层配汽。
（2）管柱耐温350 ℃、耐压17 MPa，使用寿命3年以上。
（3）管柱采用金属和非金属双级密封，双向锚定，管柱自身调节伸缩补偿。
（4）可实现分层汽驱注汽过程中，各层段配汽量的动态调节。
（5）申请6项国家专利，其中压力补偿式隔热伸缩管、隔热管接箍密封器、强制解封蒸汽驱封隔器等已获4项实用新型专利授权。
1.2 配套工具的研制1.2.1 Y441强制解封蒸汽驱封隔器采用投球或球杆的水力座封方式座封，卡瓦双向锚定。
设计有多自由度的座封和解封结构，并设计有下锥体强制解封机构，从而可确保长期注汽后的管柱可靠解封。
稠油开采蒸汽吞吐注汽工艺研究一、稠油开采概述稠油是指粘度较高的原油，特指粘度大于1000毫希度的原油。
由于其黏稠度大、密度大、流动性差等特点，传统的采油工艺难以将其有效开采。
目前，全球稠油资源储量居高不下，稠油开采成为许多国家和地区的重要课题。
稠油资源主要分布在加拿大、委内瑞拉、俄罗斯等地区，开发利用对于这些国家的经济发展至关重要。
稠油开采的主要方法包括传统的热采和非传统的热采方法。
传统热采包括蒸汽吞吐法、地下气化法、电加热法等，而非传统热采方法则包括溶剂循环法、微生物改性法等。
蒸汽吞吐法是其中应用最为广泛的一种方法，也是本文研究的重点内容。
二、蒸汽吞吐注汽工艺概述1. 蒸汽吞吐法蒸汽吞吐法是一种通过注入高温高压蒸汽使原油黏度降低，从而提高原油的流动性，实现稠油开采的方法。
通过注入蒸汽的方式，将稠油地层中的原油加热并减低其粘度，从而改善油藏流体性质，提高采收率。
2. 注汽工艺注汽工艺是指通过一定的注汽方式将蒸汽引入油层，以达到降低原油粘度、增加原油渗流率的目的。
蒸汽注入油藏后，可有效改善油藏物理性质，提高原油产出率，是一种非常有效的增产技术。
三、稠油开采蒸汽吞吐注汽工艺研究现状1.研究背景稠油开采蒸汽吞吐注汽工艺研究，是为了提高油田采收率，减少环境污染和能源损耗，实现资源的高效利用。
目前，国内外对于稠油开采蒸汽吞吐注汽工艺进行了大量的研究工作，积累了大量的经验和技术成果。
2.研究内容稠油开采蒸汽吞吐注汽工艺的研究内容主要包括蒸汽吞吐工艺优化、注汽工艺参数的确定、注汽工艺的数值模拟等方面。
通过对这些方面的研究，可以更好地理解和把握稠油开采蒸汽吞吐注汽工艺的规律和特点。
3.研究方法通过对油藏温度、粘度、渗透率等参数的测量和分析，结合数值模拟和实验研究，可以对注汽工艺进行优化和调整。
通过实地调查和技术试验，可以不断提高稠油开采蒸汽吞吐注汽工艺的效率和效果。
四、稠油开采蒸汽吞吐注汽工艺研究展望1.技术创新随着科学技术的不断发展，稠油开采蒸汽吞吐注汽工艺将会迎来一系列的技术创新。
中深层稠油油藏蒸汽驱阶段划分技术界限研究
齐40块蒸汽驱先导试验是国际首例中深层稠油蒸汽驱试验，共历时9年，取得了显著效果。
本文根据驱替试验过程中的注入与产出参数变化，以及地下“三场”的变化特点，将蒸汽驱划分为热连通、蒸汽驱替、蒸汽突破三个阶段，同时对蒸汽驱各阶段技术界限指标进行分析总结，为齐40块蒸汽驱工业化实施后的动态分析调控提供依据和参考。
标签：蒸汽驱;先导试验;阶段划分;技术指标
0 引言
齐40块位于辽河断陷西部凹陷西斜坡南端，开发目的层为沙三下莲花油层，属于中深层稠油，地质与开发特征符合蒸汽驱Ⅰ类油藏筛选标准。
于1998年10月开展了4个井组的蒸汽驱先导试验，历时9年结束，各项指标均达到了方案设计要求，取得了较好效果。
在试验过程中确立了蒸汽驱不同阶段技术界限指标的标准，为整体蒸汽驱工业化实施后的动态分析调控提供借鉴。
1 先导试验区概况
蒸汽驱先导试验区位于齐40块中南部，含油面积0.129km2，石油地质储量86×104t。
油层埋深935～1050m，原油为普通稠油，原始地层压力9.9MPa，原始地层温度39.2℃。
试验前该井区共有各类井27口，开井22口，日产液180t，日产油96t，综合含水47%，采油速度4.1%，采出程度35.9%，年油汽比0.8，累油汽比0.93，年采注比1.81，累积采注比1.72。
地层压力4.1MPa，地层温度42℃。
2 蒸汽驱先导试验效果分析
2.1 试验实施情况
先导试验区于1998年按70m井距、反九点法蒸汽驱注采井网进行加密调整，同年10月开始注汽，至2007年9月试验结束，蒸汽驱阶段累注汽148.5729×104t，阶段采油22.5543×104t，阶段油汽比0.15，阶段采出程度26.2%。
2.2 效果分析
试验阶段实施年限、注汽量等七项指标基本达到或超过方案设计要求（表1）。
试验时最高采油速度达到3.6%，并以3.0%以上的采油速度稳产3年，线预测最终采收率62.8%，比继续吞吐采收率高21个百分点。
表1 汽驱试验阶段实际注采参数与方案设计对比
3 蒸汽驱阶段划分技术界限指标的界定
3.1 汽驱阶段的划分
先导试验根据注采参数变化可划分为热连通、蒸汽驱替和蒸汽突破三个阶段。
热连通阶段：持续时间为15个月，该阶段日产液、含水上升，日产油先降后稳。
蒸汽驱替阶段：持续时间为34个月，该阶段日产液稳定，含水先降后缓慢上升，日产油先上升后快速下降。
蒸汽突破阶段：持续时间为60个月，该阶段由于汽窜影响产液量略有下降，含水上升，产油量基本平稳。
3.2 蒸汽驱各阶段指标的变化
3.2.1 温度
先导试验期间温度一直呈上升趋势，热连通阶段油井井口温度从转驱前的26℃上升到60℃，井底温度从50℃上升到130℃。
蒸汽驱替阶段油井井口温度上升到80℃，井底温度达到130℃至220℃。
蒸汽突破阶段油井井口温度可达到100℃以上。
3.2.2 压力
先导试验期间压力表现为先上升后下降上升。
热连通阶段由于温度较低，流动性较差，采注比低，油层压力从3.5MPa上升到4MPa;蒸汽驱替阶段流动性变好，采注比高，油层压力从4MPa下降到2.7MPa。
当压力值出现拐点后可确定进入驱替阶段。
蒸汽突破阶段油层压力基本保持稳定。
3.2.3 注入量
先导试验注入倍数未达到0.2时，油井产油量上升缓慢，仍处于热连通阶段。
注入倍数达到0.2后，逐渐进入蒸汽驱替阶段，油井见效明显，日产油从40t逐步上升到140t，注入倍数达到0.6时，日产油达到高峰160t。
注入倍数超出0.7后，开始进入蒸汽突破阶段。
3.2.4 采注比
热连通阶段日产液量逐渐上升，月采注比阶段初期为0.38，阶段末月采注比达到0.73，阶段采注比为0.66。
蒸汽驱替阶段日产液量基本稳定，月采注比
0.7-0.9，阶段采注比0.83。
蒸汽突破阶段月采注比1.1-1.3，阶段采注比1.24。
3.2.5 采出程度
热连通阶段持续15个月，阶段采出程度2.84%;驱替阶段持续34个月，阶段采出程度11.5%，阶段采出程度是热连通阶段的4倍。
蒸汽突破阶段持续60个月，阶段采出程度12.1%。
4 结论和认识
通过真先导试验，可确定蒸汽驱各阶段划分参数技术界限指标。
热连通阶段：油井井口温度100℃，井底温度>220℃;油层压力基本稳定在2.7MPa;注入倍数>0.7，阶段采注比<1.24，阶段采出程度<12.1%。
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王岩，男，1979年出生，2002年毕业于大庆石油学院石油工程专业，现从事油田开发工作，工程师。
