海上稠油热采井井筒温度场模型研究及应用

摘要：海上稠油油田的开发越来越受到人们的重视,多元热流体吞吐是一项集热采、烟道气驱等采油机理于一体的新型、高效稠油开采技术,该技术在渤海油田进行了现场试验并取得了成功。以渤海 M 油田多元热流体吞吐实验井为例,介绍了海上稠油油田多元热流体吞吐工艺的特点;研究了热流体吞吐井各传热环节及井筒温度场分布模型,建立了井筒综合传热系数的计算方法,并以海上实际热流体吞吐井为例进行了计算。在此基础上,模拟了隔热油管导热系数、下入深度、多元热流体组成等工艺参数对热采效果的影响,并得到了一些有益的结论,为海上稠油油田规模化热力采油工艺方案优化设计起到指导性作用。     

不同完井方式下水平井不稳定产能研究

随着钻完井技术的发展,采用水平井开发底水油藏成为提高产量、降低成本的有效途径,但是在生产过程中也暴露出日益严重的问题,主要为含水上升快、无水采收期短、完井方式不适应开发的需要和产能预测不准确等。在总结水平井产能预测模型的基础上,采用井筒与油藏耦合作用下的水平井不稳定产能预测数学模型,借鉴Cinco H等人求解有限导流垂直裂缝压裂井压力动态的计算方法,建立产能预测计算模型。该模型考虑底水驱油藏水平井情况,通过对不同完井方式下的表皮系数分解计算,开展了不同完井方式下的产能预测研究,这些研究结果对水平井完井方式优选和水平井油藏工程研究具有重要的指导意义。     

井筒与油藏耦合条件下的水平井非稳态产能预测(Ⅱ)——计算模型

在段永刚、陈伟等提出的井筒与油藏耦合作用下的水平井产能预测数学模型的基础上,借鉴Cinco H等人求解有限导流垂直裂缝压裂井压力动态的计算方法,建立产能预测计算模型,同时,考虑到工程应用计算的方便性与实用性,进一步建立Laplace空间中的计算模型,从而能够在油藏模型中利用大量现存的水平井渗流数学模型及其压力解,通过迭代求解可以获得定产量条件下的井筒流入流率分布、井筒压降分布等重要信息。     

一种稠油注蒸汽开发多指标预测方法

通过对注蒸汽开发稠油油藏的大量实际开发数据的研究，提出了注采特征的双对数模型，即累计产量的对数和累计注汽量对数的线性关系，以及累计产液量对数与累计注汽量对数的线性关系。与现有的两种注采特征曲线相比，这种双对数注采特征曲线模型的线性相关性较好，使用较方便，并引入了“S”型增长模型来预测累积注汽量与时间的关系。通过将累积注汽量预测值与双对数注采特征模型结合起来，提出了一种新的注蒸汽开发稠油油藏的产量预测方法。该方法可同时对注蒸汽热采稠油油田的累计注汽量、累计产量、累计产液量、年产量等多项开发指标进行预测，应用该方法预测了辽河油田两个蒸汽吞吐区块的生产动态指标，油田实际数据表明该方法为一种有效的开发动态预测方法。     

复杂结构井蒸汽吞吐影响因素及优化研究

利用复杂结构井技术开发稠油油藏，可提高稠油油藏的动用程度，注汽开采时优势更明显,可有效增加波及范围，从而大幅度提高采收率。目前对复杂结构井产能预测模型的研究远落后于矿场实际应用，预测结果与实际生产效果出入较大，尤其是对复杂结构井注蒸汽热采，考虑多因素条件下很难求得解析解。根据某油田已实施的多口复杂结构井蒸汽吞吐实际数据，利用灰色关联方法，以初期产能作为参考序列，油层厚度、渗透率、复杂结构井长度、井距、夹角、注汽参数等作为比较序列，最终依据关联度计算公式得到不同影响因素的关联度,并对复杂结构井开发效果的影响因素及其程度进行评价，得出影响复杂结构井蒸汽吞吐效果的主控因素，并针对主控因素进行了优化研究，为稠油油藏利用复杂结构井进行蒸汽吞吐开采提供了必要的技术参考依据。     

水平井产能预测相关式研究

针对水平井的稳态产能预测误差较大的问题，通过半解析耦合模型计算对比，发现在不同泄油体形态、水平垂直渗透率各向异性条件下，Joshi公式的误差变化规律：在厚油层、低垂向渗透     

井筒与油藏耦合条件下的水平井非稳态产能预测(Ⅰ)——数学模型

如何准确有效地预测水平井产能是进行油藏工程分析和采油工艺设计的重要基础,常规的稳态产能预测方法由于内在理论缺陷导致严重的误差。以不稳态渗流理论为基础,将水平井的油藏渗流与水平井井筒流动视为一个相互作用的整体,建立油藏与井筒耦合条件下的不稳态流动数学模型,在井筒流动模型中考虑流体磨阻、动量变化、井筒壁面流入的混合干扰等复杂因素,应用边界积分法建立井筒油藏耦合模型,可以与不同的油藏模型组合,从而为水平井的油藏工程研究、完井及采油工程设计提供更先进的手段。     

气藏水平井产能计算新方法

依据水平井渗流特点，将水平井渗流区域分为一个长方体和两个半圆柱体，再根据能量守恒及达西定律，考虑了气藏与水平井筒的耦合作用以及井筒内的压力损失，建立了气藏水平井产能预测新模型。分析了水平井筒内的压力和流量的变化，与考虑井筒压降的Joshi模型进行了对比，新模型计算结果与实际测量结果误差最小。影响因素分析表明，该模型在高渗透率、长井筒和小井径的情况下更为有效。     

克拉玛依九9 区齐古组稠油提高开发效果研究

克拉玛依油田九9 区齐古组油藏由于埋藏浅，地层胶结疏松，汽窜出砂严重，影响了油井的生产效果。针对该油藏逐步进入蒸汽吞吐的中后期，采出程度高，油井高含水，产能低，边底水侵入，开采难度加大，产量递减加快，开发效益下降等现状，为了改善油藏整体开发效果，选择该油藏有代表性的井组，利用数值模拟方法对其进行下步开发方案设计与指标预测。数值模拟结果符合油田开发实际。研究表明：克拉玛依油田九9 区齐古组油藏吞吐生产后转连续蒸汽驱对改善生产效果，提高采收率具有一定的积极的作用。     

低渗透分支井井网产能预测及参数敏感性分析

针对低渗透油藏渗流为非达西流体且存在启动压力的特点,利用水电相似原理和等值渗流阻力法,建立了低渗透油藏分支井井网产能预测通式,并分别建立了四点法、五点法、七点法及九点法分支井井网产能预测的解析解数学模型。现场验证与数值模拟结果表明,该模型具有较高的预测精度。利用该模型对分支井网的井网点数、有效厚度和启动压力梯度影响产能的分析结果表明,启动压力梯度增加,分支井不同井网产能比减小;随着穿透比的增大,分支水平井不同井网产能比均增大;在相同穿透比时,井网点数增大,分支水平井产能比增大;随着有效厚度的增大,不同井网产能比均减小。     

苏里格气田开发选区技术探讨

针对苏里格气田目的层储层横向延伸窄，空间分布不连续，低孔、低渗特点，在储层沉积微相、储层综合预测以及排烃期古构造研究基础上，提出了苏里格气田储层相对富集区块优选依据，并在此基础上，提出了开发苏里格气田的综合选区技术。应用该技术在鄂尔多斯盆地东部的太原组进行区块优选，取得了良好效果，表明该技术适用于鄂尔多斯盆地低孔低渗碎屑岩气田开发。      

致密油压裂水平井全周期产能预测模型

致密油储层基质孔隙喉道细小,以纳米微米级孔喉为主,具有储层物性差、非均质性强等特点,导致其渗流 机理复杂、开发上提高单井产量难、经济有效开发难。国内外普遍采用水平井体积压裂模式,结合衰竭式开发方式,来 实现致密油的有效开发。为了达到产能预测的准确性,针对致密油压裂水平井的3 个生产阶段的特性,根据各阶段渗 流区内的不同流动介质,基于不同的渗流机理,考虑启动压力梯度、应力敏感效应等因素的影响,分别建立相应的产能 方程,最终形成了致密油压裂水平井多区域、多阶段的全周期产能预测模型。通过实例验证,模型的计算值与实际值 的吻合度较高,表明本模型可应用于实际油藏中,准确地预测致密油压裂水平井产能,并进行参数敏感性分析,对油藏 工程的论证起到一定的指导作用。     

S 油藏产能评价及开发方式优化设计

S 油藏属于复杂断块和局部异常高压油藏，在对其地质特征以及现有10 口试油测试和试采井共23 井次的测试资料系统分析基础上，运用层序地层学、试井边界探测分析、产能评价等多种油藏工程方法对S 油藏P1、P2、P3 组等3 套含油层系的压力系统、原油性质、测试产能、米采油指数和采油强度等开发设计所需技术政策界限进行了评价，认为：P1 组为一套正常压力系统、普通黑油为主、测试折算日产油能力在20 t 左右、米采油指数较高的弹性水压驱动油藏；P2、P3 组为异常高压、轻质挥发油为主、测试折算日产油在4050 t 左右、米采油指数较高的天然能量驱动油藏。结合S 油藏地质条件，综合运用单井经济极限控制储量、经济极限井网密度、以及经济最佳井网密度等计算方法确定了S 油藏合理井网密度和井距，运用复杂断块油藏建模及数值模拟方法对注水开采S 区块P1 油藏、天然能量间歇开采P2 和P3 油藏的开发方案进行了优化设计，提出最佳开发方案为部署直井14 口井，水平井3 口，预测15 年后方案累产油93.48104 t，采出程度分别达到22.53%、8.19% 和12.95%。     

复杂小断块油藏水平井井网开发效果研究

针对复杂小断块油藏地质构造、流体性质、油水系统等特点，通过分析研究水平井与直井夹角、渗透率、有效厚度、水平井段长度、油水粘度比、直井完井井段等因素与注采井距的关系，研究不同条件下直井注水、水平井采油和直井采油、水平井注水2种组合井网的开发规律，找到合理的井网组合形式。研究证明，油藏的采出程度随着渗透率的增加、水平井段的增长、油水粘度比的减小而不断提高，有效厚度对采出程度影响不大。采用直井注水、水平井采油的组合井网可以更充分地发挥直井和水平井的双重优势，极大地提高复杂小断块油藏的采收率。     

特低丰度超薄油层水平井开发影响因素

针对特低丰度超薄油层水平井的开发问题,研究了影响水平井产能的主要因素、敏感程度,现有井网的渗流与开发特征及调整方法。以大庆外围葡萄花油层为例,其最突出特点是油层厚度小,单位面积油藏供液能力和吸水能力弱,研究认为：水平井必须充分扩大控制面积才能保证足够的产油量和开发效益,单位面积油藏内有效水平井段长度(即水平井的油层钻遇率)保持较小状态,就可以与特低丰度油层供液能力相匹配,即满足油层产液的需要;该类油藏布井的关键是要精确控制钻遇点在水平面上的位置。阶梯状水平井井网油水驱替前缘及剩余油区域均为不对称、不均衡状态,影响井网开发效果,利用不均衡分层注水或分支水平井代替阶梯水平井等调整方法,可以明显改善开发效果。     

火烧油层注气加热过程的模拟计算研究

在火烧油层的注气加热过程中,需要根据点火需求优化注气参数。考虑了空气在井筒、油层的流动及换热过程,包括空气进入油层的混合过程、水蒸发进入空气和湿空气降温后凝结为水的组分及相态变化、油层之间的导热过程,建立了相应的瞬态模型,提出了基于龙格库塔法的求解方法。利用该模型及求解方法进行了模拟注气验证,并用于油田的实际火烧油层点火过程的监测系统。研究表明：点火过程中加热带扩展速度非常有限（6 d 后加热带半径仍小于0.6 m）,并且受油层中含水率影响较大,加热带温度主要受电加热器功率和注气速度影响,受注气时间长短影响较小。点火过程中应保持电加热器功率和注气速度稳定。