中深层特稠油薄油藏（精选3篇）
中深层特稠油薄油藏 篇1
物性方面的好至差、厚度方面的厚至薄是碎屑沉积物的过程, 所以, 针对特稠油, 无法通过常规手段将油藏中部分薄油层开采出来。为提高稠油油藏采收率、利用配套钻采工艺技术辅助开发水平井。
1 中深层特稠油薄层油藏难于开发
进行开发的过程中, 无法有效扩散注入井筒的蒸汽, 这是由于薄油层吸气能力弱导致的, 而蒸汽憋压于井底附近, 导致长时间焖井且油层中无法注入蒸汽。发生焖井后, 井筒内进入高粘度的原油, 这就给下泵带来难度, 而分段洗井办法的采取从某种程度上而言, 冷伤害了地层。最终无法采出原油, 粘度大幅上升的原油位于井筒附近地层中, 集中于环井筒区域且不产生流动, 油井就会因出砂卡井。
1.1 油层深埋藏
在吞吐蒸汽时, 不断增加的油层深度同时降低了井底蒸汽干度, 也增大了井筒热损失, 不断增加的油井深度增加了井筒中产出液的流动阻力, 于是产生举升困难的现象。
1.2 原油高粘度
相对于油藏主体部位, 该类储层中原油有着更高的粘度、长时间的运移同时, 进一步加大了次生破坏的严重性。干度低、压力高是注入蒸汽过程中的典型表现, 而进行生产的过程中, 井筒、地层中的原油流动困难, 增强了携砂能力, 最终出现油井砂卡状况。
1.3 含泥量高、渗透率差
在主体沉积相带的前缘或边部往往是薄层稠油储层位置, 当降低了水动力条件, 于是沉积了细组份, 这些细组份是长期悬浮在水中的, 细组份的沉积具有泥质含量高、渗透率低、层薄等特点。蒸汽在吞吐时, 油层泥质含量高, 当地层中进入蒸汽时, 与原油和岩石产生热交换, 蒸汽变化为冷凝水, 在该作用下, 粘土矿物发生运移、脱离、膨胀等, 将油层的空隙进一步堵塞, 此时, 升高注气压力, 并大幅降低了渗透率, 使得蒸汽吞吐难度增加。较低的渗透率、层薄等增大了蒸汽进入地层的启动压差, 油井在进行生产时, 也就容易产生出砂现象。
2 水平井钻采工艺
钻采工艺以洼38块为例进行探讨, 扇三角洲沉积体系为其主力含油层位置, 前缘薄层砂沉积微相及河口砂坝沉积微相为主要沉积微相。前缘薄层砂微相泥质含量高、物性差、层薄, 因此未动用;河口砂坝微相泥质含量低、物性好、沉积厚度大, 直井生产具较高采出程度, 效果较好。为将油藏动用程度进一步提升, 并对油层与水平井接触面积大的优势加以利用, 将8口水平井部署于洼38块薄油层区域。
2.1 井筒加热技术
为了减少井筒中原油的运动摩擦阻力, 使原油粘度降低, 可采用油套环形空间掺热稀油、井筒电加热等工艺技术, 有效利用蒸汽能量, 从而促使油井产量提高。在应用配套才有技术后, 东H3井井口温度达到80摄氏度。
2.2 注采一次管柱注汽
与普通真空隔热管的内径相比, 注采一体保温管柱大11毫米, 这样可降低管柱内蒸汽注入摩阻。在井口压力相同的条件下, 与普通真空隔热管相比, 保温管注汽井底压力较高, 可有效解决油井注汽困难、注汽压力大等难题。与此同时, 发生焖井后转注、转抽时, 对下管柱作业实现了不动井、不洗井, 既预防发生地层冷伤害, 又缩短了作业占井时间。
2.3 油层防膨
由于水平井目的层含泥质量高, 位于前缘薄层砂微相, 因此, 采用聚季铵-氯化铵复合粘土稳定剂处理地层之后才进行水平井注汽, 就是为了能够有效预防粘土膨胀。粘土晶层间空隙内进入稳定剂NH4+离子后, 交换能力强、高正电价的阳离子被离解出来, 并将结合力弱的、附于粘土表面的阳离子取代, 对粘土自身水化作用形成抑制。与此同时, 阳离子与粘土表面的负电性很好地中和, 改善水敏性地层渗透性, 缩小距离、抵消分子斥力。除此之外, 粘土表面吸附了聚季铵分子N个正电荷, 从而形成牢固膜, 将地层中已经膨胀的粘土颗粒或粘土分子体系稳定, 最终达到抑制颗粒运移、稳定粘土的目的。
2.4 割缝筛管完井
当钻头突破目的层后, 进行注水泥固井, 并以设计井深为基准钻穿水平段, 按照砂岩粒度中值, 将适当缝距、缝宽的激光割缝筛管完井悬挂于技术套管尾部。该技术的特点在于一是能够最大限度将油井生产能力充分发挥出来, 降低对油层的污染;二是能够起到防砂的作用, 筛管外部利用大砂砾形成砂桥, 防砂作用良好发挥。
2.5 地质导向技术
钻井过程中诸多钻井工程因素都影响着水平井的油层钻遇率, 例如:储集层非均质性、构造不确定性等等。所以, 在进行钻井的过程中, 为对钻井进度及时跟踪, 以更进一步掌握岩性变化、目的层构造, 通过钻井现场的岩屑录井、随钻测井等对水平井地质设计进行及时调整, 从而对成功薄油层水平井钻井提供了保障。与此同时, 钻进水平段过程中, 须严禁起下钻作业, 此时由于疏松砂岩中的钻具为水平状态放置, 而起下钻具会垂深下降油中。
2.6 钻井设计的修正
因油层较薄, 先钻导眼的方法应用与水平段钻进之前, 并比较、分析原始地址资料与导眼获取的地质资料, 对油层产状进一步确定, 对水平段轨迹的调整进行指导, 并及时更新地质模型, 以确保油层钻遇率。
3 结束语
为提高稠油油藏采收率、利用配套钻采工艺技术辅助开发水平井, 文章探讨难以开采中深层特稠油藏水平井的原因。钻井是否能成功的关键在于井身轨迹的及时调整、随钻地质跟踪的加强等。在中深层特稠油薄层油藏, 开发时应采用水平井结合配套钻采工艺, 可确保开发效果。要确保该类油藏水平井正常生产, 须降低井筒原油粘度、提升注汽效果, 对技术进行改造, 采取酸化、防膨等油层保护技术, 才能在稠油区块薄油层中得到广泛应用。
参考文献
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中深层特稠油薄油藏 篇2
在稠油开发中,蒸汽吞吐、蒸汽驱、SAGD是最常见的三种注汽开发方式。目前,国外蒸汽驱、SAGD开发一般应用在埋深小于600 m的浅层油藏,国内已实现了中深层油藏工业化实施。这三种开发方式对于油藏埋深超过1 300 m的深层特超稠油油藏又面临诸多开发难题:由于埋藏深导致热损失较大,难以满足蒸汽驱、SAGD开发高干度注汽的要求,不能形成有效蒸汽腔;而蒸汽吞吐开发进入高轮次生产后,周期油汽比逐步下降,经济效益变差,一般吞吐阶段采出程度不足30%,井间大部分剩余油难以采出,若不采取有效开发手段,油藏即将废弃,造成资源闲置[1]。采取数值模拟等方法,对深层特稠油油藏蒸汽吞吐后转换开发方式可行性开展详细研究,并优选出与其匹配的最优注采参数,为深层稠油有效开发、进一步提高采收率提供了思路。
1 油藏地质特征及开发现状
1.1 地质特征
W油藏构造上位于辽河断陷中央凸起南部倾没带北端,为受北、西两条正断层所夹持的断鼻构造,构造高点靠近北部断层附近,地层向南东和南西方向倾没,地层倾角2°~14°,油藏埋深(1 290 m~1 450 m)。属于水下扇沉积,微相类型主要为辫状沟道微相、沟道间及中扇前端微相,岩石颗粒相对较粗,分选较差,以不等粒砂岩、砾状砂岩和砾岩为主。储层物性较好,平均孔隙度24%,平均渗透率1.362 μm2,为中高孔、高渗储层。纵向上发育三个砂岩组,隔夹层不发育,平均单井油层厚度35.83 m,油层连通系数0.98。20 ℃脱气原油密度0.987 g/cm3,50 ℃脱气原油黏度12 615 mPa·s。油藏类型为厚层块状纯油藏。
1.2 开发历程及现状
W油藏于1991年采用141 m井距、正方形井网蒸汽吞吐投入开发,1995年研究区产量达到高峰6.8×104 t,1999年进入递减阶段,到2003年8月,采油速度仅为0.2%,采出程度24.3%,平均吞吐周期7.7轮。为进一步改善吞吐后期开发效果,当年开展了蒸汽驱先导试验,到2005年井组数达到6个,2006年蒸汽驱产量达到高峰2.9×104 t。由于汽驱后蒸汽超覆严重,纵向上油层动用不均,油汽比仅为0.1,汽驱阶段采出程度9.3%。
截至2011年2月,W油藏研究区投产注汽井6口,开井4口,日注汽540 t;投产油井39口,开井25口,日产油40 t,采油速度0.9%,采出程度33.6%。
2 深层特稠油油藏转换开发方式可行性研究
2.1 地质模型
2.1.1 模型建立
利用Petrel建模软件,根据研究区构造和储层物性等数据,结合单井资料建立了2个井组的非均质三维地质模型。同时根据区域油层发育状况和射孔情况划分为16个模拟层,模拟网格为10 m×10 m(x,y),模拟区为30口井(直井28口,水平井2口),共计49×22×16=17 248个节点,由此建立了三维、二组分(油、水)热采模型。
2.1.2 历史拟合
历史拟合以实际注采条件及生产时间为基础,通过修正参数对其储量、产油量和产水量进行拟合(见表1)。W油藏自1991年蒸汽吞吐投入开发,拟合时间至2011年3月,历史拟合指标主要是拟合研究区地质储量、累产液、累产油、日产液、日产油等,单井累产液、累产油、日产液、日产油等[2]。
利用建立的地质模型对模拟区域进行了储量计算,实际地质储量与模型计算的地质储量基本一致,证实了地质模型的可靠性。模拟计算累产油与累产水分别为17.98×104 t、73.04×104 t,与实际相对误差在±3%以内,模拟计算的生产指标拟合程度较高,趋势正确,所采用的各项静、动态参数能够代表油藏渗流特点,模型可以作为下步研究所用。
2.2 转换开发方式可行性研究
2.2.1 W油藏具有转换开发方式的物质基础
通过利用数值模拟方法,证实了空间上剩余油饱和度形态基本与蒸汽波及体积保持一致,呈锥形分布。其中,Ⅰ砂岩组动用程度最高,蒸汽带波及区域剩余油饱和度较低(20%~30%);II、Ⅲ砂岩组动用程度较低,剩余油饱和度较高(50%~69%),主要分布于Ⅲ砂岩组以及II砂岩组下部蒸汽未波及区域。可见,W油藏剩余油依然富集,具备下步调整挖潜的物质基础。
2.2.2 油藏地质参数满足重力泄水辅助蒸汽驱筛选条件
重力泄水辅助蒸汽驱是以进入蒸汽吞吐开发后期的特深层巨厚砂岩稠油油藏为对象,针对地下存水量大、操作压力高引发的蒸汽热利用率低等问题和常规蒸汽驱、重力泄油无法实现经济开发的现状,利用水平井大排量注汽提高蒸汽干度,在其下部设计水平井重力泄水降低操作压力、提高热利用率。其开发机理为重力泄水作用、减少热损失作用和提高采注比作用[3]。重力泄水辅助蒸汽驱的油藏要满足以下条件:油藏埋深(1 000—2 000) m,油层厚度(20—180) m,剩余油饱和度大于30%,孔隙度大于18%,渗透率大于200 md,50 ℃地面脱气原油粘度大于5 000 mPa·s,油层隔夹层不发育[1]。W油藏相关地质参数基本满足重力泄水辅助蒸汽驱筛选条件,同时相似区块洼59块[4]重力泄水辅助蒸汽驱先导试验井组已见到了较好开发效果。可见,重力泄水辅助蒸汽驱可作为W油藏下步转换开发方式的首选。
2.2.3 数值模拟结果表明采用重力泄水辅助蒸汽驱方式可获得较好的开发效果
利用数值模拟方法进一步研究了目前井距条件下四种不同方式的开发效果(见表2),其井网注采关系如下:方式一为双水平井重力泄水辅助蒸汽驱,上叠置注汽水平井2口,下叠置泄水水平井2口,采油直井18口;方式二为直井+水平井重力泄水辅助蒸汽驱,注汽直井4口,采油水平井2口,采油直井16口,注汽直井射孔段底界距离水平段垂深上方为5 m;方式三为现井网调整汽驱,注汽直井2口,采油水平井2口,采油直井17口,将注汽直井射孔层位调整为Ⅲ砂岩组,采油井射孔层段与注汽井对应;方式四为现井网汽驱到底,注汽直井2口,采油水平井2口,采油直井13口。
从数值模拟结果看,方式一阶段采出程度最高,为18.4%,油汽比高、净产油多,经济效益好;从预测结束含油饱和度场图看,方式一动用程度最均匀。综合分析,对于研究区采用方式一,即双水平井重力泄水辅助蒸汽驱较为适宜。
3 重力泄水辅助蒸汽驱注采参数优选
为保证重力泄水辅助蒸汽驱取得较好的开发效果,对方式一进行了注采参数优化设计,确保项目的顺利实施。
3.1 转驱时机优选
对水平井进行循环预热,日注汽量140 t,数值模拟研究结果表明(见图1、图2):3个月后,双水平井井间基本实现热连通,即可转入重力泄水辅助蒸汽驱。
3.2 水平井纵向位置优选
分别就叠置水平井间5 m、10 m、15 m、20 m不同纵向距离进行了优选计算,结果表明(见表3):纵向距离为5 m、10 m时蒸汽过早扩展到下水平井,蒸汽冷凝后温度较高的热水甚至蒸汽会直接从下叠置水平井直接采出,注入蒸汽的热利用率较低;当纵向距离为15 m时,蒸汽腔没有扩展到下水平井,泄水量大,泄水通道宽,各项生产指标均为最高,开采效果最好;纵向距离为20 m时局部泄水,且泄水量小,易造成憋压,起不到蒸汽驱替的作用。
3.3 直井射孔位置优选
能否保证在较长时间内取得好的生产效果,与直井射孔井段和水平井之间的距离有直接关系。该块为反韵律沉积,直井射孔井段过高,不利于控制蒸汽超覆,储量损失严重;射孔井段过低,蒸汽很容易向压力较低的水平井推进,造成汽窜,使蒸汽波及体积减小。因此,需要合理选择直井射孔井段的位置(见图3)。
设定方案如下。
3.3.1 对应注汽水平井上部油层
结合吸汽剖面及产液剖面,油井射孔首先遵循:以对应注汽井上部油层已经明显动用的油层为界向上避射。数模研究中设定了射开剩余厚度1/3、 1/2和2/3三种方案,对应双水平井井间油层全部射开。
3.3.2 对应双水平井井间油层
数模研究中设定了射开双水平井间油层厚度1/3、1/2、2/3和全部射开四种方案,从数值模拟结果可以看出,对应注汽井上部已经明显动用的油层,以其为界向上避射,射开下部剩余厚度1/2、双水平井井间油层全部射开时净产油最多,为3.23×104 t。
3.4 注汽速度优选
注入油藏的蒸汽携带的热能将原油黏度大幅度降低,蒸汽中大量、连续补充的汽化潜热使得形成的蒸汽带不断扩展、驱替原油至生产井采出[5]。为保证重力泄水辅助蒸汽驱过程中在蒸汽腔内形成稳定的汽液界面,必须对注汽速度和采液速度进行优化,其取决于油层吸汽能力、注入压力及油井排液能力。根据油藏实际情况,对不同注汽速度条件下的井底干度进行计算,以注入压力为7 MPa为例,数模计算结果表明,当锅炉出口干度在99%时注汽速度达到180 t/d即可保证注入蒸汽井底干度达到50%以上。
采用高干度注入介质,设定单位体积注汽速率分别为1.2、1.4、1.6、1.8和2.0 t/(d·ha·m)。数模计算结果表明(见图4),单位体积注汽速率在(1.6—1.8) t/(d·ha·m)时,开采效果好,折算注汽速度为(210—240) t/d。
3.5 注汽干度优选
蒸汽干度是衡量注入蒸汽质量的重要标志。蒸汽干度高,注入蒸汽的冷凝水比例低,潜热水平高,有利于加热油层;蒸汽干度低,冷凝水比例高,油层加热程度有限,但不能利用蒸汽超覆加热上部油层,不能有效加热油层。因此,必须满足足够的井底蒸汽干度,以保证开发效果。
数值模拟结果表明(见图5),随着井底蒸汽干度的提高,重力泄水辅助蒸汽驱阶段采出程度不断提高;当干度由0.45提高到0.5时,净增油与采出程度均有较大幅度上升。因此,井底蒸汽干度应大于0.5。
3.6 采注比优选
采注比是重力泄水辅助蒸汽驱阶段保证汽腔形成和扩大的重要操作参数,能否保证油层压力相对稳定直接关乎方式转换的最终效果。采注比过低,会造成井底持续积液,汽液界面不断上升,影响汽腔发育;采注比过高,地层压力下降快,注汽井与生产井之间的压力梯度较大,汽液界面不断降低,不利于汽腔发育。
设定采注比分别为0.9、1.0、1.1、1.2、1.3、1.4。数模计算结果表明(见图6),采注比在1.2以上时,该方式具有较高的采收率。
通过模拟不同采注比下温度场和压力场变化,当采注比过大时,由于蒸汽过早突破造成阶段,生产时间明显缩短,影响开发效果。综合考虑,建议采注比为1.2。
3.7 最佳开发指标预测
按照重力泄水辅助蒸汽驱操作条件优选结果,采用上叠置水平井高干度注汽,锅炉出口干度大于95%,井底干度大于50%,初期日注汽180 t/d,三个月后注汽井单位体积注汽速率1.8 t/(d·ha·m),折算注汽速度240 t/d,采注比1.2,下叠置水平井日排液90 t/d。双水平井重力泄水辅助蒸汽驱单个井组预计生产8年,累注汽55.26×104 t,累产油11.87×104 t,阶段采出程度13.6%,累积油汽比0.215。
4 结论
(1)W油藏适合双水平井重力泄水辅助蒸汽驱开发,预计提高采收率13.6%,该方式为深层特稠油油藏吞吐后期进一步提高采收率提供了新途径。
(2)重力泄水辅助蒸汽驱注采参数优选结果表明,叠置水平井井间距离15 m,注汽速度240 t/d,采注比1.2,井底干度在50%以上生产效果较好。
摘要：以W油藏为研究对象,应用数值模拟方法对深层特稠油油藏蒸汽吞吐后期转换开发方式进行研究。研究结果表明,该油藏适合双水平井重力泄水辅助蒸汽驱开发,最佳注采参数为:注汽速度240 t/d,采注比1.2,井底干度大于50%。该成果对深层稠油油藏吞吐后期进一步提高采收率具有重要指导意义。
关键词：特稠油,蒸汽吞吐,转换开发方式,重力泄水辅助蒸汽驱
参考文献
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中深层特稠油薄油藏 篇3
关键词：中深层稠油,油藏开采,汽驱采油
1 中深层稠油油藏汽驱采油采收率影响因素
汽驱采油在世界很多国家的油藏开采中被广泛应用, 但由于中深层稠油油藏复杂, 其油层有效厚度、油层净总、油藏埋深、原油粘度对汽驱采油的有效应用具有明显的制约性影响。
(1) 油层有效厚度。汽驱采油采收率与油层的厚度相关, 太厚则产生强烈的蒸汽上覆作用, 影响其纵向的动用程度, 太薄则无法有效集聚顶底盖层的热量, 同样削弱了油层的开采效果。譬如某中深层稠油油藏A区油层厚度9.0m, 汽驱采油率为42.08%, B区油层厚度4.0m, 汽驱采油率为31.28%。
(2) 油层净总。汽驱采油率在其他参数守恒情况下, 油层净总的比值增大, 则采油率随着增大, 反之降低, 譬如某中深层稠油油藏净总比值保持在0.6以下, 并逐渐降低, 汽驱采油效果急剧降低, 并直至0.4以下的净总比值, 基本不会产生有效的汽驱采油效果, 而净总比在0.6以上, 同样没有太多的汽驱采油效果改善空间, 因此可以判断保持0.6左右的净总比值, 汽驱采油效果处于最佳状态。
(3) 油藏埋深。油藏埋深直接决定蒸汽的干度, 而蒸汽的质量是决定汽驱采油的压力的关键, 因此随着油藏埋深的加大, 汽驱采油的效果会越来越差。尽管现在的隔热技术基本成熟, 在1600m埋深的油藏蒸汽亦可转变成热水, 但仅仅界定于1600m埋深, 大于此值的, 汽驱采油的效果基本“捉襟见肘”。
(4) 原油粘度。原油粘度保持在最佳值以下的, 汽驱采油率基本不受影响, 但大于此值后, 开采效率会越来越低。中深层稠油油藏50-5000m Pa·s范围内的原油粘度, 汽驱采油率为60%-54%的下降幅度, 但原油粘度大于5000m Pa·s后, 汽驱采油基本得不到较好的开采效果。
2 中深层稠油油藏汽驱采油技术应用建议
鉴于上文提到的中深层稠油油藏应用汽驱采油技术的影响因素, 要求我们在应用汽驱采油技术的时候, 要同时兼顾这些影响因素。笔者根据在工作实践中总结的汽驱采油应用经验, 提出以下几方面的建议措施:
2.1 建立油藏计算模型
中深层稠油油藏计算模型的建立, 是综合油层有效厚度、油层净总比值、油藏埋深、含油饱和度、原油粘度几种参数, 并借助专用的数值模拟软件, 在选定的油藏生产区域, 设置纵向的模拟层, 其网格规格为54m、51m、3m, 然后在250m埋深的油藏内部, 调整油层压力、温度、含油饱和度、渗透率, 最终确定体积系数为1.014, 借助油藏计算模式所提供的物理参数和模拟实际测取值, 可为汽驱采油技术的应用提供在注汽强度控制、采注比调整、蒸汽干度控制、转驱时机控制等方面的便利条件。
2.2 控制注汽强度
注汽强度的约束条件为井底蒸汽干度、不同埋深油层采注比, 分别以9.0m、5.0m埋深的油层为例, 其采注比分别为1.2、1.3, 蒸汽干度均为50%, 在这些参数的约束下, 利用油藏计算模型分析了气注强度对开采效果的影响, 其中9.m埋深油层140t/m·km2·d的注气量为1155057t, 耗费约3427d的生产时间, 生产163181t的油量, 单井日平均产油效率为2.3t/d, 开采率为31.9%;5.0m埋深140t/m·km2·d的注气量为410357t, 耗费约2073d的生产时间, 生产64779t的油量, 单井日平均产油效率为1.5t/d, 开采率为22.6%。以上数值的研究结果显示, 中深层稠油油藏汽驱采油的注汽强度需要控制在最佳范围内, 既不能太高, 也不能太低, 这样才能够取得较好的开采效果。
2.3 调整采注比
采注比对汽驱采油的开采效率影响最大, 当采注比大于最佳值, 会表现出采出程度升高, 而小于最佳值, 会表现出油层压力上升, 使得加热带体积缩小, 驱替效果差。对采注比的调整, 一方面要综合不同埋深油层的含油饱和度, 原则上含油饱和度越大, 汽驱采油率呈上升态势, 譬如某中深层稠油油藏的含油饱和度为70%时, 可开采40m3的原油, 含油饱和度40%时, 可开采20.8m3的原油, 从70%-40%的含油饱和度, 降幅尽管只有30%, 但原油开采量下降了二分之一左右, 由此可见汽驱采油技术的应用, 要掌握好油藏的含油饱和度。另一方面是根据油藏的工程理论计算汽驱采油的技术经济效益, 分析哪个模拟数值对采购率的影响最小, 以此推断出在该油层汽驱采油的最佳采注比。
2.4 控制转驱时机
汽驱采油的转驱时机, 是在确定有效油层厚度之后, 根据蒸汽吞吐注入和驱注采参数, 分为3-6个周期数值模拟研究的温度场等, 综合分析汽驱的生产动态和最终采收率, 以控制热连通问题的出现, 这也是避免汽窜现场的重要举措。除此之外, 在油层5.0-9.0m埋深的范围内, 还要借助一定规格的反九点法井网, 在温度场和饱和度场处于良好分布状态时, 确定最佳的转驱时机。
2.5 应用间歇驱动方式
汽驱采油技术的应用, 蒸汽突破后的汽窜现象, 是影响驱油效果的重要因素, 期间需要通过应用间歇驱动方式, 一方面增加蒸汽比容和波及体积, 控制汽驱采油系统的排液能力, 并改善低渗透层吸汽的状况, 分别在10%、30%、50%蒸汽干度下, 对不同压力的饱和湿蒸汽比容进行调整, 另一方面是提高蒸汽干度、驱油效率、热利用率, 并以自渗驱油的方式, 减少产出液热损失, 以此避免汽窜现象的出现。
3 结束语
综上所述, 中深层稠油油藏油层有效厚度、油层净总、油藏埋深、原油粘度对汽驱采油的有效应用具有明显的制约性影响, 要求我们需要在建立油藏计算模型的同时, 分别控制注汽强度、调整采注比和控制转驱时机, 并采用间歇驱动方式, 防止汽窜问题的出现。
参考文献
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