【摘 要】
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渤海LD油田属于特稠油油藏,是国内迄今为止发现的原油粘度最大的稠油油田,SAGD技术是开发此类油田的有效手段.目前国内外已投入SAGD开发的油田,其油藏埋深均小于1000m,且水体能量小.而对于深层底水特稠油油藏的SAGD开发,国内外尚无先例,其预热方式的选择至关重要,需要通过物理模拟开展深入研究.以该油田为例,首次开展了循环预热SAGD和吞吐预热SAGD两种方案的物理模拟对比研究.本文设计了底水
【机 构】
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中海石油(中国)有限公司天津分公司,天津 300452
【出 处】
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第十八届五省(市/区)稠油开采技术研讨会
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渤海LD油田属于特稠油油藏,是国内迄今为止发现的原油粘度最大的稠油油田,SAGD技术是开发此类油田的有效手段.目前国内外已投入SAGD开发的油田,其油藏埋深均小于1000m,且水体能量小.而对于深层底水特稠油油藏的SAGD开发,国内外尚无先例,其预热方式的选择至关重要,需要通过物理模拟开展深入研究.以该油田为例,首次开展了循环预热SAGD和吞吐预热SAGD两种方案的物理模拟对比研究.本文设计了底水稠油注蒸汽三维物理模拟装置,解决了无限大水体能量的物理模拟,并推导得出了采用气体实验条件下气体体积的计算公式.通过系统分析两种方式在开发效果、蒸汽消耗量及水淹情况等方面的差异,认为对于该类油藏采取循环预热SAGD比吞吐预热SAGD更为合适,采收率可提高5个百分点,蒸汽消耗量可节约30％.
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新疆风城SAGD油田于2008年正式投入工业开发,风城油田SAGD开发区属于高孔隙度、高渗透率、高含油饱和度油藏,渗透率随埋深增加而降低.目前的SAGD站内计量方式是采取称重式计量仪计量产液.近年来由于受诸多因素影响,产出液计量装置由于无法对SAGD循环预处理阶段闪蒸部分进行计量,使井口计量存在误差.为解决该问题作业区引进西安东风机电公司生产的CMS油气分离计量系统在风城SAGD油田进行试用.经过
在SAGD技术中,蒸汽腔的形成及扩展是超稠油油藏SAGD开发成功的关键,它与注入蒸汽速度、干度等因素密切相关.因此,对SAGD注入蒸汽流量的精确计量是非常重要的.孔板流量计是目前国际上使用最为广泛的流量计,本文对孔板流量计的原理进行了研究,并且分析了产生误差的原因和控制误差提高精确度的方法.而传统的标准孔板流量计只适应于干净介质,在计量存在游离水、泥沙等固体杂质的介质时,除会对孔板节流件的锐角有损
风城油田双水平井SAGD(蒸汽辅助重力泄油)从投产以来,部分井组出现水平段前端温度高,中后部动用程度低,局部点窜严重等问题.本文以油藏工程、流体力学研究为基础,分析总结生产阶段井筒内压力分布规律,并结合现场实际情况,通过采用生产水平井泵下接尾管、水平段下衬管等控液手段改变采油点位置,调整流体压降分布规律,提高了水平井段生产压差分布均匀性,措施实施后单井组水平段动用程度提高10％,日产油量提高5t/
简要阐述了SAGD目前转抽作业存在问题,介绍了SAGD专用注采两用泵的结构、工作原理及性能特点,以及现场应用与效果.
针对风城油田SAGD循环预热阶段连通程度低的问题,将循环预热分为并筒预热、均衡提压、稳压循环和微压差泄油4个阶段,运用参数回归法和油藏数值模拟法对微压差泄油阶段启动压力进行了研究.研究表明:微压差泄油阶段启动压力梯度与原油流度呈幂函数关系,流动速度与原油流度呈二次函数关系;微压差泄油阶段启动压力以0.15～0.20MPa为宜,经过12d注采井间可形成均匀泄油通道,连通程度可达到70％以上.研究结果
长期以来动态监测一直是稠油井生命周期中的挑战之一.经过多年的摸索发展,以掺稀降粘为开采方式的塔河油田克服了"两超五高"(超深、超稠、高温、高压、高粘、高矿化度、高含硫化氢)的挑战,在稠油井测压、生产测井、井下PVT取样方面逐步形成了配套的特色动态监测技术,填补了国内超深稠油井动态监测技术空白.
蒸汽腔的发育情况决定了井组的泄油能力,但由于风城油田SAGD先导试验区生产过程中缺乏有效监测技术,无法准确描述蒸汽腔发育情况,对蒸汽腔的形成及扩展规律没有系统认识,因此,准确描述蒸汽腔的发育情况,总结形成蒸汽腔立体描述技术及发育规律亟待研究.本文以生产井热电偶测温资料、观察井光纤测温资料为基础,通过SAGD试井解释和油藏数值模拟研究,从蒸汽腔的发育长度、发育宽度、发育高度和到顶率四个方面描述蒸汽腔
FPSO(F1oating Production Storage and Offloading Unit)是集油气生产、储存、外输、生活、动力于一体的海上油气处理大型设施,热介质锅炉以其安全、高效、节能等特点在FPSO上获得广泛应用.本文通过对热介质系统组成、工作原理、常见故障的分析及解决方案,希望能够给实际生产提供一定的支持.
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针对渤海JX油田5井区油藏粘度高、构造陡、含油范围狭窄常规井位难以部署、油层厚度大非均质性强等复杂的地质油藏特征,创新性的确立了海上大规模阶梯状水平井分层系开发模式,并通过研究对井型、井网等参数进行了优化,实施后开发效果显著,水平井单井产能均达到和超过ODP配产,采收率较ODP提高了7.6％.