【摘 要】
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针对原始地层压力较高的中深层特稠油油藏,为了研究重力泄油开采效果,利用高温高压三维物理模拟系统开展了重力泄油模拟实验.研究了不同压力下SAGD生产过程蒸汽腔发育特征和
【机 构】
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中国石油大学(北京)非常规油气科学技术研究院,北京,102249中海石油(中国)有限公司天津分公司,天津,300459;
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针对原始地层压力较高的中深层特稠油油藏,为了研究重力泄油开采效果,利用高温高压三维物理模拟系统开展了重力泄油模拟实验.研究了不同压力下SAGD生产过程蒸汽腔发育特征和生产动态特征,优选出中深层特稠油开展SAGD的合理压力范围;对比了SAGD和MFAGD的开采效果,研究了气水比对MFAGD开采效果的影响.在此基础上,提出了高效开采高压稠油油藏的重力泄油方法,即SAGD转MFAGD,并对MFAGD开采阶段的气水比进行了优化.研究结果表明:SAGD生产压力对蒸汽腔扩展和开采动态具有明显的影响.生产压力高时,蒸汽腔扩展慢,开采初期蒸汽腔呈椭圆状、产油量上升较慢.蒸汽腔升至油藏顶部后,蒸汽腔上部向两侧扩展速度加快,蒸汽腔呈“漏斗”形.生产压力越高,蒸汽腔温度越高,蒸汽腔内残余油饱和度越低,SAGD开采采收率越高.但是,生产压力越高,采出液温度也越高,对采油设备的要求越高.结合油田现场条件,推荐SAGD生产阶段的生产压力为5～7 MPa.MFAGD开采初期产量上升快,开采后期产量递减较慢,瞬时产油量和瞬时油汽较高.随着气水比的增加,MFAGD阶段采油量和累积油汽比均上升.但气水比超过50后,阶段采油量和累积油汽比上升幅度减缓.在生产压力5 MPa条件下,MFAGD推荐气水比为50.在相同生产压力下,SAGD后期转MFAGD开采可提高采收率5％左右.SAGD转MFAGD开采的初期建议采用较高的气水比,后期逐渐降低.
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