薄层特超稠油论文（共7篇）
薄层特超稠油论文 篇1
面138区地处寿光市卧铺乡清水泊农场, 构造位于八面河油田南斜坡带中南段, 主要含油层系为沙三上3、5砂组及沙四段2砂组。其中沙四段2砂组为滨浅湖滩坝沉积, 具有储层变化快、层薄、油稠等特点。从1999年起针对该单元的地质及开发特征, 以及后期逐步暴露出的问题和矛盾, 在地质、工艺等方面作了大量技术研究工作, 改善了单元开发效果, 对类似油藏开采具有重要的指导意义。
一、油藏地质特征
面138区沙四段2砂组原油性质较差, 根据面138-X11和面138-12井2口井的原油分析样品统计, 地面原油密度平均0.9570g/cm3;50℃时地面脱气原油粘度平均4936.97mPa.s;凝固点9～12℃, 属于普通稠油Ⅱ类油藏。
(一) 岩性特征。
面138区沙四段2砂组储层碎屑成分主要为陆源性的石英、长石和岩屑。石英含量46%～51%, 平均48%;长石包括钾长石和斜长石两种, 含量32%～41%, 平均38%;岩屑主要是变质岩成分, 火成岩和沉积岩成分也占一定比例, 含量8%～24%, 平均15%。填隙物中胶结物含量少, 杂基为泥质, 含量3%～15%, 表明成分成熟度中等。
(二) 储层物性特征。
据4口井的岩心分析资料, 平均孔隙度35.0%, 平均渗透率1706.5×10-3μm2, 碳酸盐含量4.5%, 为特高孔高渗储层。
(三) 储层敏感性特征。
据3口井15块岩心敏感性评价试验, 综合分析认为, 储层无～弱速敏, 临界流速3.1m/d;中等水敏、中等盐敏, 渗透率降低值33%～36%, 临界矿化度10, 439mg/l;无酸敏和无～弱碱敏。
二、主要开发特征
(一) 已开发区的注水开发效果不明显。
2004～2005年动用有效厚度大于3m、原油粘度小于5, 000mPa.s的区域, 实施注水开发。注水井区油井数28口, 注水井6口, 累计注水27.2×104m3, 单井日产油0.8t, 含水73.3%, 采油速度仅为0.16%。投入注水开发后日产油量、日产液量基本保持稳定, 个别井水窜较快, 注水效果不明显。
(二) 热力试采表明, 热采可取得一定效果。
2008年热采动用面138-6井区 (原油粘度大于8, 000mPa.s) , 热采最低有效厚度达到2.6米, 平均注汽强度315t/m, 总体增油效果明显, 有效期内平均增油1, 969t, 油汽比为1.25, 目前采油速度1.29%。与注水井区对比采油速度提高明显。
(三) 邻区水平井热采试验取得较好效果。
2009年对138区北部水平井137-P8实施热采, 累计注汽2, 061t, 注汽前日产油2.2t, 含水10%, 原油粘度7, 681mPa.s。热采开抽后, 最高产量23.7t, 阶段累产油775t, 阶段油汽比0.38, 阶段回采水率0.47。
三、主要开发实践及效果
针对特薄层稠油油藏开发难度大, 从地质、工艺上有针对性地开展研究, 使该类油藏得以逐步地动用, 确保了油田的持续有效开发。
(一) 特薄储层精细研究。
针对面138区沙四段2砂组1小层储层变化快、油层薄等特点, 开展了特薄层储层精细研究。利用已钻探定向井进行精细小层对比划分, 面138区沙四段2砂组1小层划分为4个单砂体。平面上砂岩厚度变化快, 坝砂与滩砂交替出现;坝砂主要分布在构造腰部, 沿湖岸线排列, 物性好, 厚度大, 水平井油层钻遇率高, 生产情况好。
(二) 井网优化研究。
为降低钻井风险, 同时考虑今后井网加密需要及单井有效吞吐半径, 布井方式采用九点法面积井网, 采用直井与水平井相结合的方式, 井距200m, 水平井水平段长度200m, 排距141m。
(三) 推广应用超临界高效注汽锅炉。
为解决特薄层水平井注汽压力较高的问题, 配套了超临界高效注汽锅炉, 提高了注汽速度和注汽压力, 降低了注汽过程中的热损失。
注汽速度为210～230t/d, 油气比最高。
(四) 优化完井方式, 推广储层防砂改造工艺。
对储层物性较好的水平井应用裸眼筛管完井方式, 对储层物性较差的水平井应用套管射孔完井+预充填储层防砂改造工艺, 进一步加大了储层较差的特薄层水平井分段预充填改造规模。
(五) 开展复合辅助吞吐工艺试验。
针对面138区沙四段储层物性和原油的特点, 形成特薄层稠油油藏辅助吞吐开采配套技术。物理模型试验结果显示:复合吞吐比单纯蒸汽吞吐可以提高驱替效率30%。现场针对原油粘度>5, 000mPa·S或<5, 000mPa·S的水平井应用GCX-1+CO2或N2+蒸汽的复合吞吐工艺提高水平井热采效果。
(六) 实施效果。
2009年～2011年, 利用水平井动用面138区沙四段2砂组有效厚度2米区域储量, 完钻17口井, 热采投产17口井, 到2011年底, 累计采油25, 717t, 平均单井累计产油1, 513t, 油汽比0.58, 区块日产油233t, 采油速度0.95%, 实现了有效厚度2米区域储量的经济有效动用。
四、结语
对特薄层稠油油藏, 通过水平井预充填防砂工艺+辅助吞吐+注汽参数优化等工艺技术的完善和集成配套能达到提高采油速度, 改善此类油油藏开发效果的目的。下步继续开展好辅助吞吐、化学吞吐等各项工艺技术的攻关和应用工作, 提高面138区薄层稠油油藏储量动用及技术储备水平。
薄层特超稠油论文 篇2
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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薄层特超稠油论文 篇3
1 薄层砂岩稠油油藏开发技术难点
薄层砂岩稠油油藏具有自身的地质特征和独特的流体特征, 这也使得一般常规的开发技术不能对其进行有效的开发, 主要表现在几个方面:
1.1 胶结差, 出砂现象严重
由于油藏的埋藏深度较浅, 形成岩石的时间相对较短, 岩石具有岩性粗糙和胶结疏松的特点, 这使得在钻井的过程中, 不容易进行钻井工作, 录井比较困难, 增加了完整取心的难度。在油井生产作业时, 流体流动产生的阻力会在一定程度上克服沙粒产生的聚合力, 导致油井出砂。在开发直井和定向井时, 井筒附近的整体泻油面积比较小, 这会使近井附近的地层, 受压力的影响下降, 进一步的增加岩石颗粒的负重, 并且对岩石的剪切产生破坏, 而在这时水也比较容易将地层中的胶结物溶解, 从而降低整个地层的胶结强度, 受此影响, 会加剧地层出砂现象的发生, 增加了油藏开发的难度。
1.2 含水上升快
在稠油油藏中, 其地下原油的黏度比较高, 产生的生产压差异容易导致底水和边水的进入, 使含水快速上升, 影响开发效果。
1.3 岩性疏松
薄层砂岩稠油油藏最大的特点就是岩性疏松, 在开发的过程中容易伤害储层。在钻井时, 经常出现可钻性差和钻井时间长的问题, 而且钻井的液滤损失量也比较大。在完井时, 会出现实施防砂作业的时间久、井下环境复杂等现象。在采油时, 由于地层压力下降, 致使储层的微颗粒经常迁移堵塞孔隙。这些问题的出现, 严重伤害了地层。
1.4 出砂、油稠
薄层砂岩稠油油藏的岩性疏松, 容易出砂, 而且原油质量较差, 其黏度比较高, 正常的深井泵是无法进行举升工艺的。
1.5 稠油粘度高
薄层砂岩稠油油藏的油质比较差, 而且黏度特别高, 增加了地面输送工作的难度。原油的输送一般较为困难, 而且消耗的能耗较多。
2 薄层砂岩稠油油藏有效开发对策
2.1 水平井设计
2.1.1 水平井位置
要按照河道的方向布置水平井的位置, 因为油层的整体厚度小, 而且受到地层的超覆尖灭等方面的影响和制约, 致使水平井的位置应尽量在油层的中部或上部。
2.1.2 优选长度
根据油藏的整体构造以及储层的特点, 一般水平段的长度优选为150-250米之间。
2.1.3 选择入口和端点
在进行入口和端点的选择时, 要充分考虑地层的超覆尖灭以及稠油的泄油影响, 尽可能的将入口点设置在构造的中低部, 而端点设置在构造的最高处, 这样可以有效地增加油层钻遇率, 提升开发效果。
2.1.4 导眼井设计
因目的层厚度较薄, 而且受地层的超覆尖灭影响, 地质具有不确定性, 因此, 应该先钻导井眼, 在取完各项资料后, 回填到一定的深度, 根据相关数据, 修改到原有水平段的相关设计参数, 最终目的就是将水平段引导到目的层。
2.2 完井方式
通过套管射孔的方式进行完井作业, 一般目的层固井质量较差, 作业期间要进行封窜, 但油层经过二次污染, 会使产能降低。该技术的成本低, 作业程序简单, 主要使用在普通的稠油油藏, 其适应性较强。
2.3 解堵技术
该技术是一个技术难点, 一般的水平井的酸化难点就是要保证所有的水平段全部酸化, 这使得常规的酸化技术根本没有效果。而效果比较好的要数泡沫解堵技术, 经过泡沫生成器和气体相混合, 产生的泡沫体系以酸性为主, 将其注入到井筒中, 会使酸溶性的结垢物完全清除, 并且起到疏通孔眼的作用, 有助于提高油井的产能。
2.4 举升工艺
举升工艺适用的范围较广, 可以增加井下管柱的单流阀, 起到油管试压和抽油杆反转的作用, 该项技术的空心抽油杆技术, 降低了断脱现象出现的次数。此项技术可以解决前期升井存在的相关问题, 促进了油井的稳定生产。
2.5 降黏技术
根据原油的不同物性, 有两种化学降黏的方式, 一个是利用高分子的材料将原油分子的结构进行改变, 从而降低摩擦力;另一个是通过加入乳化剂, 让含水的原油和管壁进行摩擦, 以降低摩擦阻力。
3 结语
在薄层砂岩稠油油藏的开发中, 水平井开发技术的整体适应性比较好, 提升了薄层砂岩稠油油藏的开发效果, 有利于控制地层出砂的问题, 而且比定向井的产能要高, 并且与普通井相比也具有明显的优势。
参考文献
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薄层特超稠油论文 篇4
稠油油藏过热蒸汽技术已应用于矿场试验并取得了明显的开发效果[1]。过热蒸汽是指特定压力下蒸汽温度高于饱和温度的水蒸汽。与常规湿蒸汽相比,过热蒸汽具有过热、高干度、高温度、低压力的特点,使其开发稠油油藏的机理与常规湿蒸汽具有明显差异[1,2]。大量室内实验研究表明,过热蒸汽不仅是高热量的载体,同时过热蒸汽与储层矿物及流体相互接触,使得油藏物性发生复杂的物理化学变化。不仅仅降低了原油的黏度,而且改善储层的渗流能力。本文在过热蒸汽开发稠油油藏提高采收率机理分析基础上,利用数值模拟技术对薄层稠油油藏过热蒸汽吞吐技术的优势及开发规律进行了对比和分析。
1 过热蒸汽开采机理
过热蒸汽是水的一种特殊状态,其采油机理与常规注蒸汽采油既有相同之处,又有其自身的特点。
(1)高温降黏作用。
稠油的黏度对温度变化非常敏感,高温降黏大大降低了原油的渗流阻力,是稠油热采的最重要机理。
(2)蒸汽蒸馏作用。
过热蒸汽具有高温、低压的作用,过热蒸汽可以大幅度提高原油的蒸汽蒸馏率,且对较重的原油尤为明显[3,4,5]。
(3)热膨胀作用。
过热蒸汽具有更高的温度和热量,原油的热膨胀作用更加明显。
(4)水热裂解作用。
稠油在高温水蒸汽作用下易于发生脱硫、脱氮、加氢、开环等一系列的水热裂解化学反应,反应后稠油的黏度大幅度降低,硫、氧、氮等杂原子的含量降低,原油质量提高[6,7]。
(5)解堵作用。
高速蒸汽对岩石的高温冲刷作用有效解除井筒附近钻井液等造成的污染,加热油层使原油黏度大幅度降低;开井回采时,油、蒸汽及凝结水高速流入井筒,将堵塞物排出,改善近井地带渗流条件。
(6)乳化驱作用。
原油的蒸馏馏分在蒸汽前缘凝析形成水包油乳状液或者凝析水乳化到油中形成油包水乳状液。形成水包油乳状液的黏度要比水大,形成油包水乳状液的黏度要比油大,增加驱动压差,将会降低蒸汽的指进,改善蒸汽波及状况。
2 开发特征分析
根据河南油田浅薄层稠油油藏的地质特征,选取油藏顶面深度220 m,有效厚度分别为1.8 m、4.2 m和6 m。储层渗透率为1 250×10-3 μm2,孔隙度为31%,原始含油饱和度为65%,初始地层温度为26 ℃等参数进行数值模拟研究。为模拟原油的蒸馏效应,原油组分设置为轻质原油组分、中质原油组分和重质原油组分(见表1)。模型过程中,第1轮次为普通湿蒸汽吞吐,而后变化蒸汽物性继续吞吐,从而对比不同物性蒸汽对吞吐效果的影响,其中湿饱和蒸汽井底干度取0.54,对应井底温度260 ℃;干度0.80对应井底温度300 ℃的湿蒸汽;300 ℃过热蒸汽过热度分别选择0.0、20.0和50.0 ℃。
2.1 增油能力分析
根据油藏有效厚度范围,将薄层稠油油藏分为1—3 m油藏、3—5 m油藏和5 m以上油藏三种情况,通过对比注入相同体积不同过热度的过热蒸汽和不同物性湿饱和蒸汽的累积产油量,分析不同物性蒸汽对增油能力的影响。如图1所示,对于不同厚度范围的薄油层稠油油藏而言,实施过热蒸汽吞吐的累积产油量明显高于湿饱和蒸汽吞吐;随着过热度和蒸汽干度的增加累积产油量逐渐增加;累积产油量随蒸汽过热度的增加基本呈直线上升,过热度超过20 ℃后稍微变得平缓。有不同厚度油藏的增油幅度曲线可知,随着过热蒸汽过热度的增加,过热蒸汽的增油能力增强,油藏厚度越小增油幅度越大,说明过热蒸汽开发薄层稠油油藏具有一定优势。其原因为过热蒸汽具有更高的温度和干度,使得过热蒸汽吞吐的油藏温度要高于湿饱和蒸汽,且这种差别随吞吐轮次的增加会越来越明显;同时,过热蒸汽吞吐的蒸汽腔体积要大于湿饱和蒸汽,说明过热蒸汽的波及范围更大[8]。
2.2 节约汽量分析
以260 ℃、干度为54%的普通湿蒸汽吞吐效果为基础,研究不同物性蒸汽吞吐达到相同产油量时所需的注入蒸汽量,通过对比所需蒸汽量的大小分析过热蒸汽吞吐的优势。如图2所示,对于1—3油藏而言,若以260 ℃普通湿蒸汽为基准,干度80%300 ℃蒸汽用量是湿蒸汽的89%,干饱和蒸汽用量为81%,过热度20 ℃过热蒸汽用量为78%,过热度50 ℃过热蒸汽用量为75%。对于3—5 m油藏而言,若以260 ℃普通湿饱和蒸汽吞吐作为基准,那么干度80%的300 ℃蒸汽用量是85%,干饱和蒸汽用量为77.5%,过热度20 ℃过热蒸汽的用量为74.5%,过热度50 ℃过热蒸汽的用量为71.5%。对于5 m以上油藏,若以260 ℃普通湿饱和蒸汽吞吐作为基准,那么干度80%的300 ℃蒸汽的用量是85%,干蒸汽的蒸汽用量为75%,过热度20 ℃过热蒸汽用量为71%,过热度50 ℃过热蒸汽用量为69%。可见,相同产油量时,湿饱和蒸汽吞吐的累积注汽量远大于过热蒸汽吞吐所需的蒸汽注入量,随蒸汽干度的增加相同产油量所需的蒸汽注入量越低,随过热度的增加相同产油量时所需的蒸汽注入量逐渐降低。由蒸汽用量百分数曲线可知看出,达到相同的产油量所需注入的过热蒸汽量远低于普通湿饱和蒸汽量,随着高温蒸汽干度或过热度的增加所需过热蒸汽量逐渐降低;同时,随油藏厚度的增加蒸汽用量百分数降低,说明油藏厚度越大蒸汽的利用率越高。
2.3 油藏物性分析
图3和图4为不同物性蒸汽吞吐后油藏温度分布和含油饱和度分布对比图。由图3可知,相同注入轮次结束时,过热蒸汽吞吐的加热范围明显大于湿饱和蒸汽吞吐;对于过热蒸汽吞吐而言,随着过热度的增加,干饱和蒸汽吞吐的加热范围略低于具有一定过热度的过热蒸汽吞吐;而当过热度超过20 ℃后,过热蒸汽吞吐的加热范围无明显增大,这也是过热度超过20 ℃后过热蒸汽开发效果无明显增加的原因。
由图4可以看出,相同轮次注汽结束时,过热蒸汽吞吐的低含油范围明显大于湿饱和蒸汽,干蒸汽低含油范围略小于具有一定过热度的过热蒸汽。因此,过热蒸汽一方面具有较大的比容而使得波及体积增大;另外一方面过热蒸汽具有较强的蒸馏效应而增加了洗油效率,使得过热蒸汽吞吐可大幅度改善稠油油藏的开发效果[9]。
3 应用实例
河南油田高浅3区于2005年2月份高浅3井首先投产,同年开始进行大规模蒸汽吞吐开发,至2010年2月份已累积实施饱和湿蒸汽吞吐261井次,平均单井吞吐7.85井次,累积注汽20.446 4×104 t,累积产油7.774 2×104 t,综合含水72.63%,油汽比0.32,回采水率100.89%,采注比1.39。2009年8月份该区块开始实施过热蒸汽吞吐,其吞吐生产分为两种情况,一是在老层位湿饱和蒸汽吞吐基础上实施过热蒸汽吞吐,另外一种情况是在新层位中直接进行过热蒸汽吞吐。目前,高浅3区过热蒸汽吞吐达到52井次,其中老层位过热蒸汽吞吐37井次,新层位过热蒸汽吞吐15井次。老层位过热蒸汽的平均单井吞吐轮次为2.06井次。不考虑吞吐轮次未结束的生产井,高浅3区过热蒸汽吞吐的累积注汽量为3.317 8×104 t,累积产油1.266 1×104 t,综合含水率达到69.52%,累积油汽比为0.38,回采水率高达87.03%,采注比达到1.25,与转周前的湿饱和蒸汽吞吐相比,取得了明显的开发效果,油汽比由0.30增加至0.38,含水率由82.12%降至69.52%;其中老层位过热蒸汽吞吐开发效果相对较差,累积油汽比为0.35,比湿饱和蒸汽吞吐高出0.05,而新层位过热蒸汽吞吐的开发效果较好,其累积油汽比达到0.52,具体统计结果见表2。
4 结论
(1) 过热蒸汽提高稠油油藏开发效果的机理主要包括:过热蒸汽的蒸馏效应是增产的主要机理;
高温高热量降低原油黏度的作用;原油的热膨胀特性;过热蒸汽大比容提高热波及范围,改善波及系数,较强的蒸馏效应提高洗油效率。
(2) 相同蒸汽注入量时,过热蒸汽吞吐的累积产油量明显高于湿饱和蒸汽吞吐;随过热度的增加累积产油量增加,而当过热度超过20 ℃后,增油幅度变缓;过热蒸汽的加热范围及蒸汽腔体积高于饱和蒸汽,同时过热蒸汽蒸馏效应明显,增油效果显著。相同吞吐产油量时,过热蒸汽吞吐比湿饱和蒸汽节约大量蒸汽,过热蒸汽携热量大,比容高,能有效萃取稠油中的轻质组分,有效扩大波及体积。
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薄层特超稠油论文 篇5
尚店油田地处山东省滨州市的尚店、杜店和里则镇地区, 区域构造位于东营凹陷西部边缘区, 西部为林樊家突起, 南邻里则镇洼陷, 东南部以鞍状与平方王油田相邻, 东北部以断层和滨南油田三区相隔。尚12-41井区1976年上报探明馆陶组储量, 探明含油面积1.45km2, 石油地质储量144×104t。
尚12-41断块区自下而上钻遇下第三系沙四段、沙三段和上第三系馆陶组、明化镇组、第四系平原组地层, 本区块缺失沙二段。
该井区开采目的层为馆陶组, 埋藏深度-1110m至-1200m, 主力油层为Ng33、35, 平均孔隙度30.53%, 平均渗透率432.1×10-3μm2, 粘土矿物成分以伊利石、蒙脱石为主, 敏感性为弱水敏、中等碱敏、盐敏、弱偏中等土酸敏性。地面原油密度0.9666g/cm3, 原油粘度1889m Pa·s, 凝固点5℃, 属常规稠油。
二、水平井开发配套工艺
1. 尚12-41井区钻井、完井工艺
(1) 钻井工艺
利用水平井开发, 可以增大与储层接触面积, 供油范围大, 单井储量高, 能大幅度提高油井产能和储量动用程度, 从而将有工业价值产量所要求的最小油层厚度降低;对于稠油油藏, 可以增大蒸汽热交换面积, 提高热效率, 减少热损失, 经济效益可观, 投资回报率高, 单井产量高, 管理方便。
水平段目的层以上下入直径177.8mm钢级TP110H壁厚9.19mm油层套管, 水平段目的层采用精密滤砂管完井。水泥返至地面, 满足热采要求。水平段上部采用抗高温水泥固井, 确保固井质量全优。钻井液采用聚合物 (润滑) 防塌钻井液, 相对密度1.05-1.1, 钻井液失水小于5ml。采用屏蔽暂堵:采用阳离子乳化沥青保护油层。
钻井过程中采用近平衡压力钻井, 同时提高钻井速度, 缩短油层浸泡时间。
(2) 完井工艺
完井工艺采用裸眼筛管完井顶部注水泥技术, 该技术是利用裸眼封隔器、分级箍、盲板、洗井阀等特殊完井工具在水平井造斜段实现注水泥, 根据油藏情况利用裸眼封隔器和大通径筛管对油层部位进行分段完井的一项完井技术, 具有较强的适应性和优点, 优点体现于以下几点:1、油层段以上注水泥, 高效封堵造斜段干扰层;2) 油层段不固井, 采用筛管完井, 即避免了固井对油层的污染, 又避免的射孔对油层的二次污染, 同时还可以节省射孔费用;3) 裸眼段采用大通径精密微孔滤砂管, 可有效减缓或防止油层出砂、堵塞。完井后管柱内径大, 基管为7in套管, 方便后期作业管柱的下入, 降低了油井后期作业的难度;4) 洗井、座封封隔器一次管柱完成, 施工简单、可行。
在该区块新钻水平井10口, 油层段采用不锈钢精密微孔滤砂管完井。表层套管:φ273.1mm×8.89mm×300m, 钢级J55;生产套管:Φ177.8mm×9.19mm, 钢级TP110H。筛管采用精密微孔滤砂管, 挡砂精度0.1-0.12mm。
2. 水平井筛管外挤压充填工艺
根据国外水平井完井经验和水平井完井方式的优选结果, 在疏松砂岩油藏中, 尤其是细粉砂含量较高的油藏中, 理想的完井方式应为裸眼砾石充填防砂完井。独立筛管完井的水平井初期一般能取得较好的产能, 但随着生产时间的延续, 地层中的泥砂最终会堵塞筛管。而采用砾石充填完井, 能够提高井眼的稳定性, 可以在防砂管周围充填上致密的砾石层, 起到保护防砂管、支撑井壁、提高近井地带渗透率、降低表皮系数的作用;还能抑制部分地层细粉砂的运移, 使油井在较长时间内保持稳产。
尚12-41井区地层砂粒度中值0.14mm, 细粉砂含量较高, 适合采用砾石充填完井。
(1) 技术特点:
水平段采用底部逆向充填, 工艺简便, 安全性高。能够在不锈钢精密筛管与井眼环空之间形成高渗透性的挡砂屏障, 提高近井地带的导流能力。
(2) 施工步骤:
下防砂管柱 (下防砂管柱前对全井油管试压25MPa, 合格后方可下井) :自下而上为:防砂服务器+带倒角油管+PCZ—147冲筛增阻器+带倒角油管+PCZ—147冲筛增阻器+带倒角油管+PCZ—147冲筛增阻器+带倒角油管+PCZ—147冲筛增阻器+油管 (造斜点以下用带倒角油管) 至井口;下压2~3吨定位充填通道, 通道开启后, 用400型泵车正循环, 验证充填通道是否开启, 确认通道开启后进行后续充填防砂施工;
接地面管线, 单车试压25.0MPa, 稳压5min不刺不漏为合格;
反循环洗井:打开套管闸门, 用本区块污水反循环洗井一周以上;
防砂施工:配制高粘度携砂液, 备0.4mm-0.8mm石英砂, 以5%~65%砂比, 2.5m3/min的排量施工, 采取先挤压, 再循环充填防砂方式, 保证施工质量;
反洗井:上提2m, 用本区块污水反洗井50m3;
继续上提管柱250m, 2小时后回探砂面, 看是否有砂, 有砂则反冲砂至底部充填防砂服务器。
三、效果评价
1. 现场施工情况
对尚12-41区块10口水平井全部采用筛管外挤压充填施工, 具体施工情况如下表:
施工的10口水平井平均单井加砂112吨, 最高单井加砂172吨, 平均砂比在30%-35%, 排量控制2.5-2.8m3/min, 平均每米加砂0.65吨, 完全按照设计要求, 为下一步对于薄层、常规稠油油藏的开发提供了有力的技术指导。
结论
(1) 利用水平井开发, 可以增大与储层接触面积, 能大幅度提高油井产能和储量动用程度, 对于稠油油藏, 可以增大蒸汽热交换面积, 提高热效率, 减少热损失。
(2) 完井方式采用裸眼筛管完井顶部注水泥, 油层段采用精密微孔滤砂管的完井方式, 能够最大程度的利用油层, 起到完井、防砂一体化。
(3) 筛管外挤压充填达到改造地层的目的, 有效的提高了进井地带的渗透率, 保护防砂管、支撑井壁, 同时还可以抑制部分地层细粉砂的运移, 改善水平井生产效果。
(4) 水平井均匀注汽管柱, 能够根据水平段油层的情况合理选择配注汽型号和位置, 能够实现了水平段的均匀注汽, 提高了热利用率和油层动用程度。
摘要：尚12-41井区位于胜利油田滨南采油厂尚店油田尚二区南部, 区域构造属于济阳坳陷东营凹陷最西缘尚店—平方王断裂构造, 开采目的层为馆陶组带稠油油藏, 原油粘度1889mPa·s, 主力油层为Ng33、35。为提高该块开发效果, 采用了水平井开发。在该区块新钻水平井10口, 全部采用裸眼筛管完井顶部注水泥完井技术。为提高水平井近井地带的渗透性, 解除由于钻井所造成的地层污染, 同时达到改造地层, 保护防砂管、支撑井壁的目的, 我们对尚12-41井区的水平井实施了管外砾石充填防砂工艺, 有效地改善了该块的开发效果。
薄层特超稠油论文 篇6
草33块处于东营凹陷南斜坡, 草桥—纯化镇断鼻东部, 乐安油田东区。西南被石村断层及东北被草25断层切割的, 地层向西北倾没, 向东南抬升超覆的平缓鼻状构造。地层倾角2.0-3.0°, 馆陶组油层顶面埋深860-960m。含油面积2.97km2, 储量为260×104t。
本区处于沉积边缘, 缺失东营组地层, 馆陶组地层覆盖在下伏不同时代的地层之上, 与下伏地层呈不整合接触。该区滩坝微相、网状水道槽发育, 属于湿地扇沉积体系。
2 开采现状
本区有油井合计7口, 开井4口, 日液水平71t/d, 日油水平31t/d, 含水56.1%, 采油速度0.30%。累积注汽6.1374×104t, 累积采油2.0139×104t, 累积采水5.641×104t, 累积油汽比0.40t/t, 采出程度0.77%。
3 存在问题
3.1 油层厚度小, 直井生产效果差
储层厚度小, 一般3-8m, 直井开发单控储量低, 生产效果差。
3.2 处于边部, 敏感性强, 注采两难
位于沉积相边缘, 远离物源, 沉积物粒度较细, 泥质夹层增多, 储层表现出强水敏特征, 造成注汽压力高, 采液能力低、生产时间短。
4 开发的可行性研究
4.1 物质基础丰富, 具备完善井网的潜力
剩余地质储量258×104t, 剩余储量丰度86.9×104t/km2, 储层有效厚度3.5-6m, 具备完善井网的物质基础。
4.2 各项参数符合热采要求
储层物性与国内稠油油藏开发标准相比:除油层厚度外, 各项参数均处于一等筛选标准水平, 具备热采开发可行性。而油层厚度小, 可利用水平井对厚度要求小的优势进行开发。
4.3 具备水平井调整的可行性
(1) 储层厚度满足水平井开发
目前水平井开发技术可以在有效厚度大于3m的范围部井, 方案区有效厚度3.5-6m, 满足水平井调整要求。
(2) 水平井可以有效地解决管外窜问题
馆陶组油层薄, 隔层厚度小 (1-4m) , 直井开发容易发生管外窜。水平井分层部署开发, 能有效的解决层间干扰, 解决管外窜的问题。
(3) 水平井能够明显改善油井注采状况
水平井与油层有大得多的接触面积和渗流面积, 吸汽能力强、热能利用率高;同时水平井控制储量大, 生产指数高[1]。能有效改善注采两难问题。
(4) 减缓边水水窜速度, 提高开发效果
与直井相比, 水平井生产压差小, 能明显减缓边水侵入速度, 提高开发效果。
统计草33块附近水平井与直井生产效果, 水平井每采1000t油含水上升率3.24%, 而直井每采1000t油含水上升率4.14%。
5 油藏工程研究
5.1 经济界限研究
(1) 水平井极限经济累产油
经测算, 在油价为50U S$/b b l, 井深为1300m时, 水平井单井经济极限累产油为0.6654×104t, 按20.5%采收率计算, 最低控制储量3.25×104t。
(2) 经济极限油汽比
采用静态法计算出不同吨油成本、不同油价下蒸汽吞吐经济极限油汽比。当吨油成本1100元/吨, 油价50US$/bbl时蒸汽吞吐经济极限油汽比大约为0.15t/t。
(3) 水平井极限布井厚度
根据数值模拟结果, 水平井极限布井厚度为3.5m。方案区有效厚度3.5-6m, 满足要求。
5.2 井距的优化及确定
数模显示, 本方案区水平井吞吐末期加热半径80m左右。为提高储量动用程度, 井距不宜过大, 设计水平井井网井距为180m左右。
5.3 水平段长度
根据模拟的单井采油量、采出程度以及最终油汽比, 在有效厚度5m时, 优化出200m为水平段最佳长度。考虑方案区较薄, 设计水平段250m增大控制储量。
5.4 水平段在油层中垂向位置
数值模拟显示, 有效厚度5m时, 水平段距顶3m, 其采出程度及油汽比最高。因此设计水平段处于油层中下部。
5.5 水平段方位
水平段方位尽量平行于构造线及水淹方向部署。
6 注汽参数优化
6.1 注汽压力
根据方案区附近的17口井注汽压力统计, 平均注汽压力8-15M P a。考虑到草33区块处于边部, 油层较薄, 注汽压力会增加4-5MPa, 参照草20-平81、平83、平85、平87井注汽压力17-19MPa, 设计方案区注汽压力为21MPa。
6.2 注汽速度
本区注汽压力较高, 为保证注汽及生产效果, 推荐亚临界锅炉注汽, 注汽速度为8-11 t/h。
6.3 注汽干度
为使水平井的末段受到加热, 要求水平井的井底有一定的干度, 根据乐安油田水平井热采经验, 250m井段要求的最低井底干度不应低于30%, 井口注汽干度不低于70%, 才能取得较好的吞吐效果, 设计本区井口注汽干度70%以上[2]。
6.4 周期注汽量
数值模拟显示, 注汽强度为12-14t/m, 油汽比、采出程度较高。水平井段为250m时折算注汽量为3000-3500t。
6.5 焖井时间
依据乐安油田热采经验[3], 水平井焖井时间约为直井的2倍, 周期注汽量较高, 为最大限度提高热能利用率, 焖井时间确定为5-7d。
7 井网部署
(1) 新钻水平井27口, 其中N g1层15口, Ng2层12口;
(2) 老井利用4口:草20-平81、草20-平83、草20-平85、草20-平87。
合计方案设计总井3 1口, 其中新井2 7口, 老井利用4口, 预计钻井进尺3.51×104m, 水平井平均单井控制地质储量6.9×104t。
8 实施效果
到2011年9月底, 方案正在实施, 已投产新井23口, 共注蒸汽7.0688万方, 初期日产液533t/d, 日产油288t/d, 综合含水45.9%;目前日产液460t/d, 日产油230t/d, 综合含水50%。累计产油3.64万吨, 油汽比0.51t/t, 取得了较好的开发效果。
预计方案全部实施后, 共投新井27口, 年注汽12.5万方, 区块日产油水平达到326t/d, 平均单井日产油10.5t/d, 年产油8.15万吨, 采油速度上升到3.54%。
摘要：草33块位于乐安油田东区, 该块1991年投产3口直井热采试采, 效果较差, 加上地面原因, 储量基本未动用。本次方案在精细地质研究基础上, 进行水平井技术开发界限研究, 充分论证了水平井开发薄层稠油油藏的可行性。实现了草33块馆陶组薄层稠油油藏高效开发。
关键词：馆陶,稠油,水平井
参考文献
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[2]陈月明.注蒸汽热力采油.中国石油大学出版社, 2006.
薄层特超稠油论文 篇7
辽河油田曙光特油2号站至石化分公司超稠油输油管线设计输量100×104 t/a (吨/年, 下同) , 最大设计输量为120×104 t/a。其输油流程简图如图1所示。随着辽河油田生产结构的调整, 稠油、超稠油的份额越来越大, 导致摩阻损失增大, 输送压力上升, 输送难度及能耗日趋上升。特石超稠油热油管道主要以高温加热输送方式运行, 其管道的能耗较大, 主要由电能消耗和燃料消耗构成。燃料消耗增加, 则相应的电能消耗减小, 燃料消耗减小, 则相应的电能消耗增加。因此超稠油热油管道具有较大的优化运行节能空间, 并且可以达到节能降耗和降低长输超稠油热油管道运行成本目的。
由于超稠油的流变特性复杂、流动特性差, 常温下其粘度很大。超稠油输送管线的流态通常处于层流状态, 此时管道摩阻主要来源于超稠油与管壁间的摩擦以及管壁附近各油层间的相互剪切。目前解决超稠油输送问题的主要方法是加热输送, 由于超稠油加热输送需要很高的温度 (>75℃) , 因而出现了加热超稠油能耗大、保温困难、运行成本高、管道建设及维护费用高等问题。为降低能耗, 减少运行成本, 非常有必要对超稠油输送管道进行优化运行及节能技术的研究, 优化特石超稠油管线运行方案, 确定最佳经济运行方案和参数 (温度、压力) 。
1 优化运行数学模型
1.1 目标函数
不考虑人工费和管理费, 输油费用主要包括动力费用和热力费用, 动力费用就是泵站通过输油泵将原油从首站一直输送到末站所耗电力的费用, 由泵站的升压值决定。热力费用指用加热炉来提高原油输送温度而耗费的燃料费用, 由加热炉的进出口温度确定。平均输油成本与输送油温的关系如图2所示[1,2]。
因此, 热油管道稳态优化运行的目标函数可表示为
minS=minSR (TZ) +minSp (Q) (1)
式中 S——输油总能耗费用, 元/d (元/天, 下同) ;
SR (TZ) ——管道全线热力费用, 元/d;
Sp (Q) ——全线总动力费用, 元/d;
TZ——进站温度, ℃。
对于热力费用SR (TZ) , 主要取决于来油温度和加热站出站温度之差, 进站温度和出站温度只有一个是独立变量, 另一个是相关变量可由苏霍夫温降公式确定。因而可以把热力费用表示成进站温度TZ的函数。输油泵所耗动力费用Sp (Q) 是泵提供扬程和泵效率的函数。
输量一定时, 热力费用仅和进站温度有关, 由苏霍夫温降公式, 知道了进站温度, 出站温度就可求, 由进出站温度就可以计算出全线的热力费用[1,2]。
式中 i——热站号;
n——热站数;
G——日输原油重量, kg/d;
c——原油热容, J/ (kg·℃) ;
TRi——第i站出站温度, ℃;
TZi——第i站进站温度, ℃;
Ef——燃料油价格, 元/kg;
ηf——加热炉效率, %;
BH——燃料油热值, J/kg。
每站动力费用的计算[1,2]按下式进行
式中 k——泵站序号;
SPk (Q) ——第k站所消耗的动力费用, 元/d;
Ep——电力价格, 元/kW·h;
H——管道摩阻损失, m (液柱) ;
η——泵的效率。
(2) 全线总动力费用的确定
在输油量为已知定值的情况下, 全线总动力费用即为各站动力费用的累加。
Sp (Q) =SP1 (Q) +Sp2 (Q) (4)
式中 Sp (Q) ——全线总动力费用, 元/d。
1.2 约束条件[2,3]
(1) 出站压力约束
出站压力不能大于管道的最高承压能力, 以防止管道配件 (如阀门、法兰) 泄露或管线撕裂。可得下式
pRi≤pmaxi (5)
式中 pRi——第i站出站压力, Pa;
pmaxi——第i站允许最高出站压力, Pa。
(2) 泵站特性约束
满足各站的泵站特性约束, 即在给定输量下该站能够提供的最高扬程。
Hmaxi=AI-BiQ2-m (6)
式中 Hmaxi——第i站的泵站最高升压值, Pa;
(3) 进站温度约束
因为沿线温度是不断下降的, 必须保证油流到达下站时的进站温度高于原油凝固点, 这样才能防止管线凝管事故, 为安全起见, 一般将允许最低进站温度定为高于凝固点3℃。
TZi≥T
式中 TZi——第i站进站温度, ℃;
T
(4) 出站温度约束
管道输送温度不能高于油品的初馏点, 由此确定油品出站温度约束。
出站温度约束
TRi≤T
式中 TRi——第i站出站温度, ℃;
T
(5) 加热炉特性约束
满足各加热站特性约束, 由加热炉最大热负荷确定, 即在给定输量下加热炉能提供的油品温升最大值。
式中 ΔTi——第i站最大升温值, ℃;
STi——第i站加热炉有效热负荷, kW。
式 (1) —式 (9) 即构成了特石线输油管道优化运行模型。
2 数学模型的求解
对以上优化数学模型采用动态规划法求解。结合特石管线输油管道的实际情况, 采用了两层嵌套法的优化思想:采用穷举法穷举出各种可能的出站温度作为外层嵌套, 将开泵方案的优化作为内层嵌套;对于外层嵌套的每一种出站温度 (这些方案中不一定全部可行, 在优化过程中根据约束条件去掉不可行方案) , 优化出内层嵌套的各站开泵方案, 从而计算出一个总能耗费用并记录;遍历各种出站温度得到不同的总能耗费用, 所有能耗费用中的最小者即为最优解, 其对应的进站温度和开泵方案即为最优进站温度和最佳开泵方案[3,4,5]。
求解步骤如下:
(1) 令首站出站温度为TR1=T
(2) 计算首站热力费用SR1, 计算首站-中间站间的阻力损失, 并据此计算出TR1下的首站最优开泵方案及相应动力费用Sp1, 首站的总费用S1。
(3) 计算中间站进站温度TZ1, 并据此计算中间站在不同出站温度下的动力费用和热力费用得到总能耗费用, 搜索出最小的总能耗费用, 与其相对应的作为中间站进站温度TZ1 (即首站出站温度TR1) 下的中间站最优开泵方案和中间站出站温度TR2。
(4) 将首站的总费用和中间站的总费用相加, 作为首站出站温度为TR1下的管道全线最优能耗。
(5) 令首站出站温度为TR1=TR1+Tstep。若T
(6) 遍历所有的TR1 (计算过程中删去不符合约束条件的方案) , 得到不同的总能耗费用, 从这所有能耗费用中搜索出最小的即为最优解, 对应的各站开泵方案和进站温度即为最优开泵方案和最优进站温度。
按照以上的分析编写了计算程序, 编制相应的优化计算软件。
3 实例计算
3.1 试验方法
在现场连续进行为期一周的管道运行方案试验 (9月15日至9月21日) , 每天测定运行数据12次 (每2个小时测定一次) , 测定的运行数据包括流量, 首站出站压力和出站温度, 中间站进站压力, 进站温度, 出站压力和出站温度, 末站进站压力和进站温度。在现场条件下进行优化计算, 计算出优化条件下的运行参数, 包括首站出站压力, 出站温度, 中间站进站压力, 进站温度, 末站进站压力, 进站温度。具体结果见表1, 由于篇幅有限只列出了每日测量结果的平均值。
注:①工业试验中的工况参照实际运行参数记录设定;②表中的偏差值均为绝对值。
3.2 试验结果分析
从试验结果数据记录 (略) 中容易看出, 试验运行参数与优化后的运行参数有较大偏差, 各站出站压力偏差基本为20%-50%, 首站出站温度偏差基本为4%-9%, 中间站出站温度偏差基本为12%左右。以9月16日的试验为例, 取全天12次试验偏差的平均值, 首站出站压力偏差为-34.7%, 首站出站温度的偏差为7.6%, 中间站出站压力偏差为-45.44%, 中间站出站温度偏差为11.4%。这些数字表明试验条件与优化运行条件之间有较大差距, 因而也就说明了现场运行参数有较大的优化空间, 节能降耗的潜力比较大。从数据比较和偏差计算结果来看, 各站的试验条件下出站压力均小于优化运行后的出站压力, 而各站试验条件下的出站温度均比优化运行后的出站温度要高。这种情况的出现进一步说明了在所研究的温度范围 (75-95℃) 内, 随着出站温度的升高, 燃料 (热能) 费用增加幅度比较大, 相比较而言, 随着出站温度的升高, 电费 (动力) 费用降低较小, 优化计算结果总是偏向于较低出站温度, 进而使得优化运行后出站压力升高。
为了更好地反映试验条件和优化运行下运行参数的不同所导致费用不同, 对两种条件下的运行费用进行了计算。计算结果如表2所示。
从表1中的计算结果不难看出, 运行参数经过优化之后, 运行费用明显下降, 平均下降1 450.2元/d (13.6%) , 最多下降1 796元/d (16.4%) 。从表1中可以看出, 在给定任务输量的情况下, 试验条件下的运行参数同优化计算得到的运行参数存在着一定的偏差, 尤其是出站压力, 出站温度偏差次之。根据出站温度对出站压力影响关系以及出站温度对热力费用、动力费用和总的运行费用的影响关系, 为减小管道总的运行费用, 应根据管道的实际情况进行优化计算, 确定最佳的出站温度和出站压力等运行参数。
4 结论
结合辽河油田特石超稠油管道的实际情况, 建立了优化运行的数学模型, 并给出了相应的求解方法, 编制了计算软件。实例计算结果表明, 特石超稠油管道的运行参数经过优化之后, 总的运行费用显著下降。为减小管道总的运行费用, 应根据管道的实际情况进行优化计算, 确定最佳的出站温度和出站压力等运行参数。
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