稠油热采水平井

稠油热采水平井（共8篇）

稠油热采水平井 篇1

摘要：平行双管与同心管注汽技术是为解决水平段吸汽剖面不均而提出来的稠油水平井完井新方法。采用稳态实验方法,进行了多孔介质中稠油的渗流特征实验。在获取了零启动压力梯度拐点温度的基础上,研究了水平井双管分段注采对水平段吸汽剖面的影响。结果显示,实验测得的两种稠油油样在油藏条件下的零启动压力梯度的拐点温度分别为72℃,65℃。储层与流体物性参数、注汽方式以及注汽参数等均对双管注汽开发效果有所影响,其中水平段的沿程非均质性、注汽方式、周期注气量、蒸汽干度和盲管段长度影响较大。当盲管段长度较小时,纵向加热半径也较小,此时A、B两段注入的蒸汽发生窜通的可能性较大。

关键词：稠油油藏,水平井,渗流特征,分段注采,双管注汽

由于原油黏度较大,油层物性差等原因,导致采用常规的直井注汽技术开发特、超稠油油藏会使得注汽波及效率低、油井生产能力过小。利用水平井注蒸汽开采,不但可以提高油层吸汽能力,还可以加速井筒到油藏之间的热传递,从而提高波及系数,增加油井的生产能力[1,2]。对于热采水平井来说,注汽过程中若采用笼统方式注汽,受油层非均质、水平井变质量流及周围油井产出的影响,会引起水平段蒸汽局部突进,从而导致动用不均。为了改善这种水平井的沿程吸汽不均现象,需要采用新的完井管柱与注汽方式,水平井平行双管与同心管注汽是近些年来矿场实践较为广泛的两种注汽方法,在一定程度上改善了水平井吸汽不均和动用程度差的问题[3,4,5]。

水平井平行双管注汽技术是在井筒内有两条平行的注汽管柱,一根主管一根副管,副管下入到水平井的脚跟部分,主管下入到脚趾部分,而同心管则是在主管内部下入副管,两注汽管属于同心关系,如图1所示。通过采用这种方式可以对水平井的脚跟、脚尖同时注汽,并根据具体的吸汽情况在井口对跟端、趾端注汽量进行调整;主要是通过调整注汽参数、注汽方式以及盲管段的长度等,从而提高水平段的均匀吸汽程度。这种注汽方式自20世纪80年代已在美国科恩河油田得以实施;起初主要是为了解决纵向上存在多个复合油层间的窜流与吸汽问题[6]。而水平井的双管注汽则是为了解决由水平井段的非均质或水平段井筒变质量流所引起的水平段的吸汽剖面不均问题,目前在国内的胜利、辽河与新疆油田应用较多[7,8]。

稠油与常规的轻质原油有较大差异,稠油黏度高,密度大,自然条件下很难在孔隙介质中发生流动,是一种温度敏感的宾汉型流体。稠油在多孔介质中的渗流不符合达西流动,其显著特点是存在启动压力梯度与拐点温度现象[9,10]。拐点温度是稠油发生流态转换从非牛顿流体变换为牛顿流体的临界温度,需要通过实验确定。只有当稠油所受的驱动压力梯度超过启动压力梯度时,稠油流体才可恢复流动。在测取稠油拐点温度的基础上,利用数值模拟方法研究了热采水平井分段注采工艺对水平段加热效果的改善。

1稠油拐点温度测定实验

1.1实验流程

实验仪器与试剂包括稠油油藏物理模拟驱替装置、ISCO高压恒压恒速泵、内径和长度分别为2.5 cm和35 cm的填砂管、高精度电子天平、旋转黏度计、压力变送器、温度传感器。实验用油来自新疆油田重32井区的FHW13161与FHW13121两口分段注采的水平井井口脱气原油,原油物性特征如表1所示。实验过程中测孔渗所用水为蒸馏水。

考虑到测量精度的问题,实验过程中采用稳态方法测取。实验步骤包括:①采用120目石英砂进行填砂管填砂,并按照流程连接管线,之后抽真空、饱和水,采用达西公式即可得到填砂管的孔渗数据;②设置合适的饱和速率(1 mL/min)与回压,在油藏温度下饱和原油,注入约2～3倍孔隙体积之后,认为管中达到纯原油的单相流动;③设置不同的温度,测量不同的流速条件,测量填砂管两端压差,为了保证测量过程的准确性,实验过程中必须保证充分的稳定和恒温过程。

1.2实验结果

与毛管渗流相比,稠油在多孔介质中的流动过程更能反映真实的储层流动过程。通过采用室内实验方法测量了两种稠油油样在多孔介质中的渗流特征,结果如图2所示。多数研究者均认为稠油在多孔介质中的流动符合宾汉流体的特征,即存在屈服应力;仅当稠油流体所受的应力值大于该屈服值(即启动压力梯度)时,稠油才表现出流体的流动特征。实验结果发现,随着流速的增大,填砂管两端压差逐渐升高;温度升高后,由于原油黏度的降低,在流量不变的情况下,引起了驱替压差的降低。对于FHW13161#油样而言,在该渗透率条件下(3 360×10-3 μm2),30 ℃时的原油启动压力为0.262 0 MPa;55 ℃降至0.010 5 MPa,80 ℃时为零。采用线性内插法得到FHW13161#油样在该渗透率下的零启动压力的临界温度约为72 ℃,即该稠油油藏在该渗透率条件下由非牛顿流体转变为牛顿流体的拐点温度为72 ℃。同样对于FHW13121#油样,采用线性内插方法得到该油样的拐点温度为65 ℃。

2双管水平井数值模拟研究

以中石油新疆油田重32井区的平均化地质参数为基础,建立双管完井的水平井蒸汽吞吐模型,如图3所示。地层埋深为245 m,孔隙度为0.30,水平方向渗透率3 200×10-3 μm2,原始地层压力2.4 MPa,油藏温度19 ℃,含油饱和度0.65,原油物性采用表1中FHW13161井稠油油样,地层条件下原油压缩系数为6.42×10-6 1/kPa。该井共进行了四个周期的蒸汽吞吐生产,第一周期的周期注汽量为2 400 m3,之后的三个周期按每周期10%递增,生产阶段定产液量100 m3/d。为了模拟实际的双管注汽问题,模型中共建立了三口水平井,其中前两口水平井均为注汽井,水平段长度均为50 m,一口用于模拟跟端注汽(A点),另一口模拟趾端注汽(B点);第三口为生产井(C井),水平段长180 m,射孔跟端(A井)与趾端(B井),避射中间的盲管部分。

通过模拟水平井在注蒸汽不同阶段下的盲管段温度分布,结合稠油的零启动压力梯度拐点温度(该油样拐点温度为72 ℃),便可以获得实际油藏中的原油启动区域,如图4所示,进而评价实施双管注汽后的水平段纵向加热效果与盲管段屏蔽性能。以该双管注汽模型为基础,研究储层流体物性参数、注汽方式、注汽参数以及盲管段长度等对于水平段吸汽效果的影响。

2.1储层渗透率影响

储层渗透率越高,流体渗流阻力越小,从而热波及范围越大。此外稠油还是一种存在启动压力梯度的非牛顿流体,随着渗透率的增大,启动压力梯度呈减小趋势[10]。根据目标区块实际情况建立了渗透率取值从1 500×10-3 μm2～20 000×10-3 μm2的双管注汽数值模型,研究了储层渗透率对纵向加热范围及屏障距离的影响状况,结果显示随着渗透率的增大,加热半径有所上升,纵向吸汽剖面得到改善,两注汽点之间的屏障距离有降低,但幅度较小。渗透率对加热半径与屏障距离的影响较小。

2.2沿程非均质性影响

利用洛伦兹曲线构造非均质油藏的方法,建立平均渗透率为3 200×10-3 μm2,变异系数为0.5的非均质水平井水平段间渗透率分布,研究水平段沿程非均质性对双管注汽的影响,结果如图5所示。可以看出水平段吸汽状况与油层非均质性有较大关系,渗透率高的层段相应的加热半径也越大;并且当高渗区域分别处于水平段左侧、中间和右侧部位时,吸汽最好的层段也都位于各自的高渗部位,非均质程度越强,这种吸汽剖面的不均匀性越明显。水平井沿程的非均质渗透率分布严重影响着水平段纵向剖面的吸汽效果。当高渗带处于水平井中间位置时,增强了对盲管段避射部分的解热效果,从而导致屏障距离减小。

2.3注汽方式影响

采用相同的注采参数(包括周期注汽量、蒸汽干度、注汽速度等),盲管段长度不变,根据现场的实际注汽状况,建立主副管同时注入、双管注入3 d后再转主管注入以及双管注入5 d后再转主管注入情况下的数值模型,研究不同注汽方式对纵向吸汽程度与盲管段封隔屏障性的影响程度,结果如表2所示。可以看出采用双管注入3 d后主管注入方式下的盲管段屏障距离较大,后期注入的主管加热半径也较大;相比之下,双管同时注入方式的屏障距离是最小的,而第三种方式的加热半径与盲管段屏障距离则处于二者之间。综合考虑加热半径与屏障距离对分段注采效果的影响,矿场实施过程中第二种方式较为合适。

2.4注汽参数的影响

2.4.1 周期注汽量

在其他注汽参数不变的情况下,注汽量反映了注热量的多少。注汽量越大,则注热量和加热体积越大,从而油井日产能力大,周期产油量高。采用2.3中所述的方式二,注汽速度、蒸汽干度等参数不变,改变周期注汽量,研究该参数对水平段纵向加热半径与盲管段油层屏障性的影响。结果如图5所示,随着周期注汽量的增大,油层注入的能量增大,从而纵向与横向加热范围都得到改善,从而屏障距离减小,纵向加热半径增大。

2.4.2 注汽速度

注汽速度与注汽压力相关,提高注汽速度有利于降低井筒热损失,提高井底蒸汽干度,改善吞吐效果。但若注汽速度过大,注汽压力将超过破裂压力导致产生非目的性压裂,造成裂缝性蒸汽窜进,致使吞吐效果变差。模拟结果显示在其他注汽参数不变的条件下,随着注汽速度的增大,加热半径略有上升,但幅度较小,注汽速度的影响可以忽略。

2.4.3 蒸汽干度

提高蒸汽干度是保持热载体温度的主要手段,在矿场注汽热备允许的情况下,应尽可能提高井底蒸汽干度。选用2.3中的第二种方式进行注汽,改变蒸汽干度,研究该参数对水平井纵向加热范围与盲管段油层屏障性的影响。结果如图5所示,蒸汽干度对水平段吸汽影响较大,随着蒸汽干度的增大,注入到油藏的能量增大,进而加热范围增大,使得纵向加热半径增大,屏障距离减小。

2.5盲管段长度对水平段吸汽效果的影响

盲管段即为双管注汽时,A、B两个注汽点间的水平避射段。盲管段长度过大,会使得油层得不到有效地加热,长度过小,则会使得注入A、B两段的蒸汽发生窜流,导致双管注汽措施失效。选用2.3中的第二种注汽方式,注汽参数不变,分别建立不同屏障间距的水平井双管分段注采模型,研究该参数对加热效果与油层屏障性的影响。结果如表3所示,随着盲管段长度的增大,纵向加热半径逐渐增大,这是由于注入蒸汽主要沿纵向波及的原因。当盲管段长度较小时,纵向加热半径也较小,此时A、B两段注入的蒸汽发生窜通的可能性较大,从而纵向波及也就较小。随着吞吐周期的延长,加热范围逐渐增大,屏障距离也越来越小。

3结论与建议

(1) 采用笼统注汽方式的热采水平井存在水平段吸汽不均与动用程度差的问题,平行双管和同心管的应用可以有效解决热采水平井的水平段吸汽不均问题,扩大纵向加热范围。

(2) 稠油是一种温度敏感的非牛顿流体,稠油在多孔介质中的流动存在启动压力梯度与拐点温度,随着温度的上升,稠油逐渐呈现出牛顿流体的特性,实验测得的两种稠油油样在油藏条件下的零启动压力梯度的拐点温度分别为72 ℃,65 ℃。

(3) 采用数值模拟方法,研究了储层物性参数、注汽方式及注汽参数对双管注汽水平井加热效果的影响,结果显示双管注汽3 d后再转主管注汽的加热与盲管段屏障效果较好,水平段油层非均质性、周期注气量以及蒸汽干度等对水平段吸汽剖面影响较大。

(4) 盲管段长度对双管注汽开发方式的影响较大,当盲管段长度较小时,纵向加热半径也较小,此时A、B两段注入的蒸汽发生窜通的可能性较大。

参考文献

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稠油热采水平井 篇2

两参数仪器在稠油热采测井中的应用

针对稠油注汽热采的需要,常使用高温四参数仪器测取注汽井的.吸汽剖面曲线来了解该井的注汽情况.实践中通过利用高温两参数仪器,改进两参数仪器的测井工艺,在注汽井的纵向剖面上加密测点,对所测数据用计算机进行精细的处理,求得井筒内压力和温度剖面.根据对饱和温度与实测温度的对比,判断井内汽水界面及井内注汽管线破损情况,分析地面注汽管网热耗.以达到了解注汽质量的目的.

作 者：朱光 王娜 周海强 王金梅 Zhu Guang Wang Na Zhou Haiqiang Wang Jinmei  作者单位：中石化胜利油田有限分公司滨南采油厂,山东,东营 刊 名：石油仪器 英文刊名：PETROLEUM INSTRUMENTS 年，卷(期)： 23(4) 分类号：P631.6+3 关键词：两参数仪器   测井   技术改进   效果  

稠油热采水平井 篇3

至2010年底胜利油田投产水平井1709口,累油1098×104t。水平井技术已经成为提高储量动用率、油田采收率和单井产能的有效手段。河口采油厂共有热采水平井178口,日液水平7595吨,日油水平950吨,综合含水87%,累油80.39万吨,为原油上产做出了突出的贡献。但随着开发的持续深入,稠油热采水平井受油层非均质性及周边采出程度的影响,易造成蒸汽局部突进、水平段油层动用不均,影响水平井产能的有效发挥。

为缩小水平井根部和趾部的动用差异,控制汽窜和水侵,解决非均质影响,实现稠油水平段的均匀动用,提高热采效果,把水平井的优势发挥到极致。现需对双管注汽工艺技术进行更深入的研究及推广改进,对提高稠油水平井的开发应用水平具有重要的指导意义。

1 稠油热采水平井双管注汽工艺的推广改进

1.1 水平井双管注汽工艺原理

双管注汽工艺是采用井口“双悬挂”,管中管注汽方式,蒸汽从两个通道分别注入水平段的B点和A点。通过地面流量调解阀实现二个出汽点不同排量的控制,另外在内管和外管实现蒸汽的等干度分配。在A点、B点两端形成两个压力场,当两端压力场趋于平衡状态时在水平段形成两个相互联接的蒸汽腔,就达到全段均匀配汽的目的。

技术特点:

1)配套温度、压力剖面测试技术,能够了解水平段的动用情况,实现了定点、定量科学配汽,能更好地满足设计要求,有效控制汽窜与水侵。

2)双流道注汽,外管蒸汽起到了将内管蒸汽隔热保温的作用,使高干度蒸汽能够输送到油层前端。

3)两端出汽口释放蒸汽,有利于形成蒸汽腔,实现整段均匀配汽。

4)地面采用干度实时监测技术,能够随时掌握、调控注汽参数,保证了高效平稳注汽。

适用范围:

1)原油粘度1000mpa.s-250000mpa.s。

2)水平段渗透率分布不均匀的油井。

3)水平段长度80m-350m。

4)套管或筛管完井的水平井。

1.2 现有技术配套水平

(1)水平井全井段温压剖面测试技术,为优化设计注汽方案提供依据

测试仪器置于保护拖筒内,接在连续油管底部,随管柱下井测试。根据水平井温压测试剖面,优化设计内外管的配汽位置和配汽量。

(2)蒸汽等干度分配实时监测技术

等干度分配是通过在蒸汽分流前安装旋流器、混相器、等干度分配室来实现的,内外管间注汽排量的调整是通过调整流量调节阀门的开度来实现,测量误差≤±5%。

(3)双管注汽井口

双管注汽井口设计是在常规注汽井口基础上通过增加一个大四通,来实现双注汽管柱悬挂,管柱之间采用密封件进行密封。

(4) 2"无接箍油管

2"无接箍油管采用外径52.4mm,内径42.4mm的N80油管加工而成。

1.3、现场试验

(1)根据陈371-平18井注汽前温压剖面测试曲线,进行优化设计:

内管:1730t,外管:2670t,总注:4400t。

配注汽位置:内管筛管位置在1578-1584m,外管筛管位置设计在1451-1460m。

(2)陈371-P18双管注汽前后测试对比分析

从注汽后温度曲线来看:

♦水平井段注汽均衡:1483-1550m温度平均210℃。

♦注汽效果得到改善:在1550-1586m处温度上升明显。

♦能量得到有效补充:注汽后井底压力由10.54上升11.45MPa。

(3)陈371-P18双管注汽效果

施工达到设计要求,开井后峰值日油达到28t,周期累油5712t,油汽比1.3,周期日油达到了15.3t,见到明显效果。

1.4 水平井双管注汽工艺的改进与完善

(1)开展了端部效应研究,根据稠油油藏状况,结合注汽前流温流压剖面测试,利用计算机辅助软件优化设计,确定双管注汽井两个配注点的最佳位置,并对两个配注点的注汽参数进行定量优化,形成了一个定量的调控优化图版,指导日后方案设计。

(2)开展了多点变密度配注筛管的创新

计算机辅助设计变密度配注筛管参数

为了实现精细化注汽,改进应用了变密度配注筛管,增加配注点的个数,达到分段注汽、均匀注汽的目标,提高油藏水平井段动用程度。

2 推广应用规模和效果

目前在陈庄薄层稠油、沾38边底水稠油共推广应用10口,开井10口,有效率100%,累增油16448吨。平均单井峰值日油增加10吨,周期日油增加5.5吨,平均单井累增油1645吨,油汽比提高0.54,创直接经济效益1317万元。水平井双管注汽工艺在稠油热采中取得了较好的效果,有效的提高了稠油油藏的储量动用率和采收率,大大提高了稠油热采的工艺水平,为采油厂的稳产、上产做出了突出贡献。

3 结论和认识

(1)开展了水平井双管注汽配套技术与完善,创新设计了双流道注汽工艺管柱。有利于形成蒸汽腔,实现水平段均匀配汽。

(2)开展了精细化注汽研究,确定双管注汽井两个配注点的最佳位置,并对两个配注点的注汽参数进行定量优化设计。创新应用了计算机辅助设计多点变密度配汽筛管调控模式。

(3)形成水平井双管注汽工艺配套技术应用模式,与之相辅助的计算机优化设计软件,指导方案设计,在现场应用取得显著效果。

参考文献

[1]霍广荣,李献民,张广卿.胜利油田稠油油藏热力开采技术.石油工业出版社,1999,9

[2]曾玉强,刘蜀知,王琴.稠油蒸汽吞吐开采技术研究概述[J].特种油气藏,2006,13 (6):5-9

[3]盛军.对“脚跟脚尖”注汽提高井段动用程度[N].中国石油报,2008-3-7(3)

稠油热采技术探析 篇4

关键词：稠油,热力采油,采油技术

稠油是原油中非常重要的一部分,具有比常规石油资源更高的开采潜力。我国幅员辽阔,稠油资源丰富,各大油田均有分布,稠油资源发布最多的是辽河油田,油藏类型多,稠油资源丰富,经过近年对稠油资源的研究结合实际生产,发现稠油的埋藏深度在10~2000m之间,埋深范围变化很大,但大部分的稠油资源的埋藏深度1000~1500m。除此之外,稠油粘度大、比重高,相比常规资源具有更高的开采难度,因此在早些年的经济效益斌不是很高,但随着科学技术的快速发展,稠油开采提出了“热力采油”的技术,大大提高了稠油的开采率,本文对稠油的技术进行分类概括并指出其中存在的问题。

1 稠油概述

稠油指在油层条件下,粘度大于50m Pa·s或脱气原油粘度大于100m Pa·s的原油,也称为重质原油,过重的原油又被称为沥青。我国的稠油资源20世纪80年代初开始进行工业性开发,到21世纪初年产量已达1300×104t,占全国原油总产量的8%。热力采油中,产量最高的是蒸汽驱开采技术,其次为火烧油层技术,虽然还有其他技术,但是都在实验和摸索过程中。

2 热力采油技术研究

2.1 常规热力采油技术

(1)蒸汽吞吐技术

蒸汽吞吐技术需要三个过程,首先是在井中注入蒸汽,然后密封油井,进行焖井最后开井采油,这是目前最为简便和工艺成熟的稠油热采技术,这一技术的工作机理主要是使稠油在蒸汽作用下使粘度降低,压力下降时,能够为空隙中的稠油流动提供驱动力,这是目前国内各大油田稠油开采的主要技术与方法。

(2)蒸汽驱技术

蒸汽驱这种技术主要是将蒸汽注入井中,使得原油的温度升高,降低稠油的粘度和比重,从而增加其流动性,达到开采稠油的目的。从时间上大致可以分为三个阶段:一是蒸汽驱启动阶段,因为一开始稠油的粘度最高,所以只有注入蒸汽改变井内压力即可提高产量;二是蒸汽驱受效阶段,此时由于持续的蒸汽注入,稠油的粘度由于温度升高而降低,产量达到峰值;第三阶段是蒸汽突破阶段,这一阶段内,由于稠油粘度在第二阶段已经达到最高值,所以蒸汽的热效率会降低,影响稠油开采产量。综合分析这三个阶段的产量,可以看出利用蒸汽驱技术的油田产量呈现山峰的状态。

(3)火烧油层技术

火烧油层技术是利用向井内注入氧气等助燃剂,点燃地下的原油,通过燃烧产生的热量降低稠油的粘度,从而提高产量的一种开采技术。目前存在的最大问题就是氧化过程在油藏中维持的时间以及氧化所能达到的范围。与注入的空气流动性质有关,如果空气能流动到很大面积范围,火烧就能够起到很大作用。但是稠油燃烧产生的很多废气也会对环境造成很大影响,这也是目前研究所需要重视的地方。

2.2 非常规热力采油技术

(1)蒸汽/表面活性剂复合驱采油技术。

这一技术中的表面活性剂包括泡沫、原油以及气体类物质。它是指在利用蒸汽驱技术的同时向井内注入泡沫剂和非凝析气体,这样会使得稠油的空隙中被泡沫或者其他其他气体充填,阻碍蒸汽的快速流动,从而增加稠油与蒸汽接触的时间,促进原油温度的升高,有效降低稠油粘度从而提高开采量。

(2)水平压裂辅助蒸汽驱技术

这种方法是将传统的蒸汽驱技术和水平压裂技术结合起来,通过建立建立了注采井间水动力连通,在油层下部形成流动通道,有利于蒸汽的流通,从而提高油气比和采收率。这种技术通常和水平井技术一起利用,会取得更高的效益。这一技术与传统的蒸汽驱技术相比有很多的优势,首先它克服了蒸汽驱技术中存在的诸多不利因素,例如蒸汽驱选井的界限,井内出砂太多,并且可以在工程中缩短施工时间,获得较大的投资回报。

3 热力采油技术存在的问题

目前国内各大油田应用比较广泛的热力采油技术是蒸汽驱和蒸汽吞吐两种技术。在开采过程中,由于稠油粘度与蒸汽密度的差异,稠油不能均有的被蒸汽波及到,影响产量并且产生危险。另外,即使是通过井注入的蒸汽能够流动到大部分地层中,但是能够被蒸汽温度所影响的区域由受各种因素(水界面海拔、岩石物性等)的影响,有很大一部分的稠油不能被开采出来,降低了原油采收率。

4 结语

综上所述,在未来针对不同油藏类型,稠油将采用多种方式以及多种技术的组合热采方式进行开采;常规开采技术和非常规开采技术的结合,使得稠油开采的产量“蒸蒸日上”。近年来,水平井和复合井在油田钻井生产中广泛应用,稠油热采技术将得到快速发展和广泛应用;能耗低、热效率高的供热系统也将有进一步发展。

参考文献

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热采稠油藏测井解释特点分析 篇5

稠油一般分为①准稠油黏度*50—150) cp;②普通稠油黏度(150—104)cp;③特稠油黏度(104—5×104)cp;④超稠油黏度大于5×104cp。从准稠油到超稠油,密度(20℃)变化一般从(0.9—1) g/cm3,胶质+沥青质含量从百分之十几到百分之几十不等。以上四种稠油在辽河油田均有发现,并已投入开发多年。根据不同稠油类型采用不同的热采方式。依据常规测井及TPS—9000型高温参数(温度、干度、压力、流量)测井仪的多井测井资料,归纳稠油测井解释有以下特点。资料来源于齐40块、锦45块和高升油田的高检1井。

1 稠油测井解释特点

1.1 吸汽量与渗透率的关系

稠油层埋藏浅,岩性疏松,一般具有较高的孔隙度和渗透率[2,3]。胶结质、黏土含量和孔隙结构相同条件下,孔隙度越大,渗透率就越大,吸汽能力强,蒸汽吞吐后产液能力就越强。从统计规律得出,稠油层的孔隙度应大于15%(),孔隙度越小,吞吐效果越差,明显降低了汽、油置换,稠油降黏效果很差。因此高孔、高渗的纯砂岩,是高产液的前提条件。图1多井高温测试资料可清楚表明这一特征。当渗透率从K=(0.5—3)μm2变化到K=7μm2时,吸汽量(Qs)则从22%变化到大于70%。

1.2 吸汽量与原始含油饱和度的关系

油层的含油饱和度与油层物性密切相关,物性越好的储层,原始含油饱和度越高。物性好,原始含油饱和度越高的储层,吸汽能力越强,汽油置换能力和空间越大,则产油能力越强,汽油比越小。图2是6口井14个样本的原始含油饱和度(Soi)与吸汽量(Qs)的关系交会图。从图2表现出Soi=65%增高到83%,吸汽量从Qs=10%增加到大于70%。从变化趋势斜率可以分为三段,即孔隙度φ≤34时变化率低,34<φ<37时变化率较大,φ≥37时变化率更大。因此,原始含油饱和度的高低决定了吸汽量和汽油比的大小。

1.3电阻减小率与水淹程度关系

稠油水淹后,动态含油饱和度(剩余油饱和度Sor)变低,深侧向电阻率值也相应降低,降低幅度随水淹程度不同而有所差异[4]。可以用电阻减小率(Rr)定量反映电阻率降低程度:

式(1)中及RD1、RD2分别为静、动态深侧向电阻率,Ω·m。

吞吐能力强的储层,则地层冷凝水增多快,因此形成强水淹,动态含油饱和度最低,电阻减小率最大,反之,吞吐能力差的储层,则为弱水淹,动态含油饱和度较高,电阻减小率较小。高检1井的测井监测可反映这一特征,见图3,强水淹层的电阻减小率可降低最多80%,而弱水淹层只降低30%左右。该井岩心分析的动态含油饱和度Sor与电阻减小率Rr的回归关系为:

该关系式可用于该区块相应油层通过电阻减小率判断动态含油饱和度,进而判断水淹级别。

1.4 稠油水淹与层厚关系

当储层物性基本相同时,储层厚度(H)越大,则易强水淹。图4按储层厚度大小分为四种类型:薄层、小厚层、厚层和超厚层,从图4可以看出,随油层厚度的增大,电阻减小率(Rr)增大,动态含油饱和度(Sor)降低,其变化趋势如图中曲线所示,其水淹状况见表1。

表1中表现出:①吞吐受效从低到高依次为薄层-小厚层-厚层-超厚层;②四类物性基本相同而厚度不等的储层,随厚度增加其水淹状况依次为弱水淹-中水淹-强水淹(见图5)。由此可以得出结论,超厚层、厚层在生产早期对产液贡献大,但在二次、三次开发阶段,薄层、小厚层将是主要关注的挖潜层,将对再开发效益起到至关重要作用。

1.5 稠油水淹与物性关系

物性越好的稠油储层,通常原始含油饱和度越高[5],蒸汽吞吐能力越强。蒸汽吞吐能力强的油层,其剩余油饱和度(Sor)明显降低,反之,吞吐能力差的油层,Sor降低较少。剩余油饱和度与原始含油饱和度分析关系见图6,图中直方图的峰值与Sor的关系可以说明这一现象。强水淹、中水淹、弱水淹、热洗层的Sor分别为(15—20)%、(20—26)%、(26—36)%、(36—48)%。

1.6 稠油水淹与层内所处位置的关系

在物性相似情况下,稠油水淹情况除与层厚有关外,与层内所处位置也关系密切。图7的统计结果可表明,蒸汽吞吐后形成油层水淹表现出以下特征:①强水淹层主要集中在吞吐井段的上部和中上部,占全部吞吐层的18.18%;②中水淹层同样集中在上部和中上部,占全部吞吐层的38.96%;③弱水淹占全部水淹层的42.86%,其中中部和下部,就占28.57%,上部仅占14.29%。

由此可见,强水淹和中水淹层主要集中在吞吐井段的中部以上,而弱水淹主要集中在中部以下。小于1 m的储层吞吐效果很差。

2 结束语

由于稠油黏度高、不易流动的特性,开发工艺与常规油藏有所不同,注蒸汽驱油开采工艺导致稠油藏测井解释方法也有异于常规油藏,具有自身的特点。熟悉这些特点对提高稠油藏测井解释符合率有着重要价值。

研究过程中得到陈学义高工的悉心指导,在此表示感谢!

摘要：稠油由于黏度大,需要采用热采工艺进行开发。热采稠油藏测井解释具有自身特点,总结分析了地层吸汽状况与测井解释孔、渗、饱及水淹状况的关系;得到热采稠油藏测井解释特点;分析了稠油水淹程度与电性、物性、层厚及层内位置之间的关系;对提高解释符合率,指导设计开发方案都有重要意义。

关键词：稠油,测井解释,饱和度,吸汽量,水淹层

参考文献

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[3]邵先杰,汤达祯,申本科,等.河南泌阳特超稠油储层水淹层测井解释.测井技术,2004;28(3):217-220

[4]张高玖.古城稠油常采区水淹层测井解释方法研究.重庆科技学院学报(自然科学版).2008;10(6):1-3

稠油热采水平井 篇6

辽河油区即位于辽河盆地的油田的总称。辽河油区是中国重要的稠油生产基地。热河台油田发现于1965年, 在随后的18年内, 其油田数量发展到13个。大量的实际勘探资料表明: 在辽河盆地地区, 存在着大量的油气资源, 并且勘探发现, 改地区油的油层厚度非常大, 油气分布范围广泛, 横跨了包括沈阳部分地区、鞍山部分地区、辽阳部分地区、营口部分地区和锦州部分地区共计面积超过约1万平方公里的五大城市。在辽河油区, 藏油的种类很多并且复杂, 其中以断块油田为主此类断块油田被断层分隔开来, 大部分都是属于地质学上定义的第三系的砂岩油藏, 其它部分也有少量的潜山油藏, 稠油量也很丰富。辽河油区稠油动用地质储量占总动用储量的44.8 %, 其中热采稠油所占比例最高。

2稠油开采

稠油具有粘度高、比重大的特点, 使原油的一种。根据的特点不难想到, 稠油流动阻力大, 因此在开发过程中若想将稠油从油层抽入井筒, 或从井筒举升到地面将会是很困难的。对于不同开采阶段的稠油有不同的处理方式, 可采用降粘法或稀释法对已流到井筒中的稠油进行开采, 而对于油层中的稠油一般采取热力开采法。

2.1降粘法

取适量的环氧丙烷、水溶性环氧乙烷、烷基苯磺酸钠、十二醇醚等活性剂, 将之与水混合成活性水溶液。将配备好的活性水溶液, 按规定比例注入井内, 在机器的搅动下, 将稠油和活性水溶液混合起来, 此时, 稠油将变成水包油乳状液, 这类液体的特点是粘度低、保存不稳定。完成此步骤后, 即可对其进行开采, 可才有常规方法。

2.2稀释法

为了降低稠油的粘度, 可以取适量的稀油, 将其注入井筒内, 注入的稀油将会与稠油溶解, 达到降低粘度的目的。经过稀油溶解后的稠油就可以采用常规的开发方法开采, 此方法比较适合在稀油资源比较丰富的地区使用。

2.3热力开采法

为了降低稠油的粘度, 一般可以采取将其加热的方法, 在加热方法中, 有两种不同的方法类型。

2.3.1蒸汽吞吐法

由于蒸汽温度非常高, 因此可以将适量的蒸汽注入稠油层, 从而对其加热达到将粘目的。需要高压蒸汽发生器以及隔热管柱, 因为高压蒸汽发生器可以将蒸汽经地面注入, 在下面有隔热管, 作用是防止蒸汽热量流失, 反而对油层上部的井筒造成负面影响。这种方法的特点决定了井筒和井口必须能承受高温高压, 同时对于选定油井的完井有一定的方法上的特殊要求。

2.3.2电热法

用井下电炉加热油层以降低稠油粘度。但是该方法加热的范围有限, 并且耗电量很大, 同时电炉的安装十分复杂, 增加了施工的复杂程度和投资成本, 因此该方法使用范围受到限制, 仅可用于稠油试油, 或者在在万不得已的情况下, 应用在其他开采方法都不可行的地区。

3辽河油区稠油热采产量递减

辽河油区稠油开采目前也正面临着突出的矛盾:一方面, 由于油藏地质条件错综复杂, 并且技术能力未达到一定的程度, 以汽驱为主的转换开发方式试验想法不幸夭折。另一方面, 主力区块蒸汽吞吐已经进入高轮次 (平均已超过9轮) 程度, 油汽比低 (平均累计吞吐油汽比接近0.45) , 压力水平普遍较低 (多数蒸汽吞吐主力区块压力已处于4~5MPa的水平) 。

4提高稠油热采水平井生产寿命

稠油水平井 (侧钻水平井) 已经被大规模推广使用。但是, 与直井相比, 由于稠油热采水平井 (侧钻水平井) 在轨迹、井身结构、 完井方式及开采方式上的特殊性, 其生产过程容易受到配件寿命的影响, 导致无法正常工作。由于水平井 (侧钻水平井) 成本较高, 因此如若能够延长稠油水平井 (侧钻水平井) 的使用寿命对于工程施工以及开采稠油将会是十分重大的科研成果, 由此带来的巨大的经济效应也是不言而喻的。虽然一些学者已经对这一研究课题进行了攻坚克难的探索, 但是系统地来思考, 对于提高稠油热采水平井生产寿命的想法应该从以下几点进行技术攻关:

(1) 对井身结构、稠油热采井轨迹以及完井方式进行优化;

(2) 对注入蒸汽、应用地层应力以及不同完井方式对水平井 (侧钻水平井) 套管损害的影响形成更多地关注;

(3) 在对于稠油热采水平井 (侧钻水平井) 的打捞作业、解堵、井筒修复技术进行进一步的研究探索。

3结语

辽河油田稠油油藏由于存在黏度高、油品性质差、密度大等特点。随着稠油热采区自然储备的减少, 开采措施的效果变差, 在当前形势下, 措施也随着资本的投入减少而相应地减少, 因此, 要增加低成本的设备来达到高收入的开采, 以此确保产量, 同时要坚持可持续发展。

参考文献

[1]赵春梅.辽河油区热采稠油产量递减规律研究[J].特种油气藏, 2004, 01:47~48+59~105.

稠油热采水平井 篇7

稠油是指在油层条件下原油粘度大于50毫帕秒、原油相对密度大于0.9200的原油。稠油的主要特点:高粘度、高凝固点、密度大、高含蜡、流动性差。

2 稠油热采技术思路及现状

目前提高稠油油藏产量的思路主要是降低稠油粘度、提高油藏渗透率、增大生产压差。稠油热采技术是目前世界上提高稠油采收率实际应用规模最大且效果最好的开采技术。根据多年现场实际应用和积累, 到目前已经形成了蒸汽吞吐技术、蒸汽驱技术、S A G D技术、热水驱技术、火烧油层技术、电磁加热等多种稠油开采方式。目前蒸汽吞吐、蒸汽驱和SAGD技术已成熟, 在世界稠油油田开发中得到广泛应用, 下面本文就上述三种重要稠油热采技术予以分析。

3 蒸汽吞吐技术

蒸汽吞吐技术是指通过蒸汽发生器向油井中注入一定量的高温高压蒸汽, 并焖井一段时间, 待高温蒸汽的热能向油层扩散后, 从而加热原油, 降低原油粘度和油流动阻力, 并产生油藏压力, 最终再开井生产的一种稠油开采增产方法。

蒸汽吞吐是一种相对简单并且十分成熟的稠油开采技术, 在1950年国外最先开始应用, 我国于1980年引进并开始试验应用, 到目前为止蒸汽吞吐已经成为我国稠油热采的主要方法, 中石油90%的稠油热采产量是依靠蒸汽吞吐技术获得的。

3.1 蒸汽吞吐提高采收率的机理

3.1.1 高温蒸汽的降粘作用

降低原油自身粘度, 提高油水的流动能力;清洗井眼及近井地带, 提高油井的完善程度;

3.1.2 热膨胀作用

随着温度的升高, 油发生膨胀, 饱和度增大, 从而提高原油的流动性;

3.1.3 混相驱动作用

降低油水界面张力, 减小水相的相对渗透率和残余油饱和度;

3.1.4 蒸汽的蒸馏作用

当总蒸汽压力大于等于系统压力时, 内部的混合物将沸腾, 导致原油被剥蚀, 使原油从地层死孔隙向连通孔隙转移, 从而增加了驱油的机会, 提高了驱油效率。

3.2 蒸汽吞吐应用分析

蒸汽吞吐技术是当今世界稠油热采应用十分广泛的一种热采方式, 具有施工简单、收效显著、风险性小、实用性强等优点。

蒸汽吞吐技术也有其局限性, 主要体现在其作用影响范围小, 为增温降压过程, 采收率不大。随着石油开采对象逐渐变差, 也促使了蒸汽吞吐技术向多井整体蒸汽吞吐、蒸汽+助剂吞吐和水平井蒸汽吞吐等方面进一步发展。

4 蒸汽驱技术

蒸汽驱技术是指通过蒸汽发生器将高温高压蒸汽注入井中, 高温蒸汽将地下粘度较大的稠油加热降粘, 然后在蒸汽蒸馏的作用下, 驱使原油向临近生产井产出。

蒸汽驱是目前应用较多的热采技术, 因为它一定程度上能克服蒸汽吞吐技术加热半径有限这一弱点, 而能够持续给地层提供热量, 因此它是蒸汽吞吐后期提高稠油采收率所采取的行之有效的方法。

4.1 蒸汽驱采油机理

蒸汽驱采油机理主要是高温度蒸汽的加热原油及空隙介质的高温效应及蒸汽与热水的驱动作用。

4.2 蒸汽驱应用分析

蒸汽驱开采技术与蒸汽吞吐技术有所不同, 相比之下蒸汽驱是动态的且连续的, 它更注意开发过程的整体性、协调性。目前稠油油藏蒸汽吞吐开采大多进入中后期, 开采成本高, 效果差, 蒸汽驱可作为吞吐后期有效的驱替方式。随着钻采技术的不断进步, 适合于蒸汽驱的原油粘度、深度、厚度、含油饱和度、渗透率、压力水平等界限也不断放宽, 适用范围逐步扩大。近些年在蒸汽泡沫、蒸汽调驱、分注选注、水平裂缝辅助蒸汽驱、多层薄互层油藏利用热板效应逐层上返等技术取得新发展。

5 SAGD (蒸汽辅助重力泄油技术

蒸汽辅助重力驱油方法由Roger Butler提出的, 该技术主要是利用浮力、水平井及高温、高压以及高干度蒸汽对稠油进行有效的开采。

该技术的开采过程:采用水平井为生产井, 井接近油层底部, 完井在油水界面以上;另一口微水平井或直井为注汽井, 经接近油层顶部, 高温、高压以及高干度蒸汽通过注汽井注入井内, 在注汽井和生产井中间形成蒸汽腔;通过蒸汽的连续注入, 在浮力的作用下蒸汽上升, 蒸汽和油界面因热传导作用导致蒸汽凝结, 凝结的水及被加热后的原油由于重力作用流向生产井。原油及水的流出为蒸汽带来的膨胀提供了充足的空间, 在蒸汽腔内压力基本保持在恒定状态, 所以液体流动完全靠重力。

5.1 蒸汽辅助重力泄油技术机理

被注入的高温蒸汽将油层上部的原油粘度降到易于流动的程度, 依靠重力使原油和热水排泄到下面的生产井中, 并通过生产井的举升系统将油和水采出至地面。

5.2 蒸汽辅助重力泄油技术应用分析

蒸汽辅助重力泄油技术主要是针对特、超稠油或沥青, 它是伴随着水平井技术产生而发展起来的一种特殊的蒸汽驱技术。在国内外都得到比较广泛的应用。到目前为止, 蒸汽辅助重力泄油技术已有直井注汽水平井底采方式、水平井对同向注采方式、水平井对反向注采方式、单井蒸汽辅助重力泄油技术、蒸汽-氮气辅助重力泄油方式、溶剂-蒸汽辅助重力泄油技术等方式。

6 结语

由于目前稠油开采产量的明显下降, 因此转换稠油开采开发方式来提高采收率就显得尤为重要和迫切。SAGD技术以其独特的开发特点和优势已逐渐走进我们的视线, 其较高的经济性和高效性为更多的稠油开发中所接受, 我相信随着稠油开采工艺的不断发展, SAGD技术一定会成为未来稠油热采开发的主导技术。

参考文献

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稠油热采水平井 篇8

我国稠油资源储量大、分布广, 蒸汽吞吐技术是最先使用的热采稠油油藏开发方式, 随着多年的发展, 早期投产的蒸汽吞吐稠油油藏已经出现产量下降、开发效果变差等问题, 基于以上本文简要研究了热采稠油油藏蒸汽吞吐阶段改善开发效果, 旨在为改善热采稠油蒸汽吞吐技术, 提升稠油开采经济效益做出贡献。

1 稠油油藏蒸汽吞吐开采的特征

1.1 采收率低

热采稠油油藏蒸汽吞吐开采方式主要依靠天然的能量进行开采, 通过人工注入蒸汽对油层及原油进行加热能够有效强化天然能量的驱动作用, 这就使得热采稠油油藏蒸汽吞吐开采阶段的采收效率较低, 一般来说, 吞吐开采效率不超过35%。

1.2 采油速度高

热采稠油油藏蒸汽吞吐开采方式属于一种强化开采手段, 其开采速度较高, 一般来说, 热采稠油油藏蒸汽吞吐开采方式的采油速度为地质储量的4%-6%。

1.3 周期产量变化大

热采稠油油藏蒸汽吞吐开采方式周期内产量变化的幅度较大, 热采稠油油藏蒸汽吞吐开采阶段主要分为三个时期:排液期、产量峰值期、递减期, 其中产量峰值期的开采产量达到最大值, 在之后产量逐渐递减[1]。

1.4 适应范围广

热采稠油油藏蒸汽吞吐开采采用单井作业的方式, 这就使其适用范围极广, 能够适应各种类型稠油油藏的地质条件, 此外, 相较于蒸汽驱开采方式而言, 热采稠油油藏蒸汽吞吐开采方式的经济风险也比较小。

1.5 油层吸气剖面的改善

热采稠油油藏蒸汽吞吐开采过程中, 蒸汽会沿着高渗透层指进, 同时会向着非均质厚油层顶部不断推进, 这种现象时不可避免的, 其垂向扫油系数较低, 在确保注入热焓较高的基础上, 将改善油层吸气剖面作为热采稠油油藏蒸汽吞吐开采方式的核心技术。

2 改善蒸汽吞吐开发效果的参数优化研究

2.1 注汽强度优化

热采稠油油藏蒸汽吞吐开采方式中的注汽强度有一个最优的范围, 在最优注汽强度范围内, 周期日产油量以及周期产油量较高, 周期油气比较高, 这就说明蒸汽吞吐开发效果较好。同时, 周期注汽强度与周期产油量有着一定的相关关系, 在热采稠油油藏蒸汽吞吐开采后期, 地层压力会逐渐下降, 这时最优注汽强度周期会进行周期性的递减。综上所述, 要想改善热采稠油油藏蒸汽吞吐开采效果, 应当对注汽强度进行优化。

2.2 注汽速度优化

在不同吞吐阶段内, 各个周期都会形成一个最优注汽速度范围, 这是由各周期注汽速度与周期有产量的关系分析得来的, 在最优注汽速度范围内的产油量高, 油气比高, 蒸汽吞吐的效果最好。因此, 要想改善热采稠油油藏蒸汽吞吐开采效果, 应当对注汽速度进行优化。

2.3 注汽压力优化

满足最优注汽速度的周期注汽压力也有一个最优范围, 在此范围内, 产油量高, 油气比高, 蒸汽吞吐的效果最好, 周期注汽压力与周期产油量有着良好的相关性, 因此, 要想改善热采稠油油藏蒸汽吞吐开采效果, 应当对注汽压力进行优化。

3 水平井改善蒸汽吞吐开发效果技术研究

3.1 水平井的开采方式及布井方式

水平井注蒸汽的开采方式主要有三种, 分别是水平井蒸汽吞吐、水平井蒸汽驱和蒸汽辅助重力泄油技术。

(1) 井蒸汽吞吐。蒸气开采的第一个阶段就是井蒸汽吞吐, 其作用主要是:①通过降低原油粘度来提升原油的流动能力;②井蒸汽吞吐作为蒸汽辅助重力驱的预热阶段, 其能够降低油层的压力, 从而形成注采井间的热联通, 这就为驱替打下了良好的基础。

(2) 井蒸汽驱。利用油层天然能量进行生产是蒸汽吞吐的主要特点, 当蒸汽吞吐到一定时间、一定程度之后, 油层压力下降, 油产量以及油气比会随之降低, 这时要提升才有效率, 转蒸汽驱是主要的措施。可以通过水平井成对组合或直井与水平井组合的方式进行水平井蒸汽驱, 需要注意的是, 注采井距要根据原有粘度来合理的进行优化选择。

(3) 辅助重力泄油。流体热对流与热传导结合是辅助重力泄油的重要原理, 其能够通过蒸汽的加热, 依靠重力实现稠油开采, 利用上下平行的一对水平井或直井在上水平井在下的组合来实现稠油开采, 上面的井负责注入蒸汽, 下面的井负责稠油开采, 这种方法能够开发超稠油油藏[2]。

3.2 改善效果

①在原有粘度相同的情况下, 油层厚度增加, 蒸汽辅助重力驱开采稠油的效果会更好, 油气比更高, 采收效率提升。其原理是油层厚度的增加提升了重力作用, 使得蒸汽吞吐的功能能够充分的发挥出来;②油层厚度为10cm, 这时重力作用会逐渐减弱, 稠油开采动力主要是井间驱动, 此时稠油原油开采效率较低, 为了保证蒸汽吞吐开采效果, 适应蒸汽辅助重力泄油技术的条件, 应当保证油层厚度在20cm之上;③油层厚度为20cm或30cm的时候, 蒸汽辅助重力泄油技术受到原油粘度的影响较小。

4 结论

综上所述, 由于火烧油层等开采方式的弊端, 我国稠油开采方式主要以蒸汽吞吐为主, 普通稠油原油层粘度较低, 对开采方式、开采技术、开采设备等的要求较低, 基于以上, 本文简要研究了热采稠油油藏蒸汽吞吐阶段改善开发效果, 分析了热采稠油油藏蒸汽吞吐技术的开采特征, 并从参数优化、水平井两个方面来研究了热采稠油油藏蒸汽吞吐阶段改善开发效果, 旨在为提升蒸汽吞吐技术的发展水平, 促进我国热采稠油的发展做出贡献。

摘要：我国稠油热采开发起步较晚, 蒸汽吞吐是一种重要的稠油油藏开采方式, 其对普通热采稠油开发有着良好的效果, 基于以上本文简要分析了稠油油藏蒸汽吞吐开采的特征, 并研究了改善蒸汽吞吐开发效果的参数优化以及水平井改善蒸汽吞吐开发效果技术, 旨在为提升热采稠油油藏蒸汽吞吐阶段开发效果做出贡献。

关键词：热采稠油油藏,蒸汽吞吐,开发效果

参考文献

[1]刘文章.特稠油、超稠油油藏热采开发模式综述[J].特种油气藏, 1998 (03) :1-7+11.