段塞汽驱提高超稠油油藏采收率技术及其应用
阐述二氧化碳驱提高采收率技术及应用
阐述二氧化碳驱提高采收率技术及应用提高采收率（EOR）研究是油气田开发永恒的主题之一。
将二氧化碳注入衰竭的油层，可提高油气田采收率，己成为世界许多国家石油开采业的共识。
二氧化碳驱一般可提高原油采收率7%～15%，延长油井生产寿命15～20a。
二氧化碳来源可从工业设施如发电厂、化肥厂、水泥厂、化工厂、炼油厂、天然气加工厂等排放物中回收，既可实现使气候变暖的温室气体的减排，又可达到增产油气的目的。
1、二氧化碳驱油机理1.1降粘作用二氧化碳与原油有很好的互溶性，随着溶解气油比的增加，原油粘度显著降低，粘度降低后原油流动能力增大，油水流度比减小，提高原油产量。
1.2膨胀作用二氧化碳注入油藏后，使原油体积大幅度膨胀，便可以增加地层的弹性能量，还有利于膨胀后的剩余油脱离地层水以及岩石表面的束缚，变成可动油，是驱油效率升高，提高原油采收率。
1.3萃取和汽化原油中的轻烃在一定压力下，二氧化碳混合物能萃取和汽化原油中不同组分的轻质烃，降低原油相对密度，从而提高采收率。
二氧化碳首先萃取和汽化原油中的轻质烃，随后较重质烃被汽化产出，最后达到稳定。
1.4溶解气驱作用大量的二氧化碳溶于原油中具有溶解气驱的作用。
降压采油机理与溶解气驱相似，随着压力下降，二氧化碳从液体中逸出，液体内产生气体驱动力，提高了驱油效果。
另外，一些二氧化碳驱油后，占据了一定的孔隙空间，成为束缚气，也可使原油增产。
1.5提高渗透率作用二氧化碳溶于原油和水，使其碳酸化。
碳酸水与油藏的碳酸盐反应，生成碳酸氢盐。
碳酸氢盐易溶于水，导致碳酸盐尤其是井筒周围的大量水和二氧化碳通过的碳酸岩渗透率提高，使地层渗透率得以改善，上述作用可使砂岩渗透率提高5%-15%，同时二氧化碳还有利于抑制粘土膨胀。
另外，二氧化碳-水混合物由于酸化作用可以在一定程度上解出无机垢堵塞、疏通油流通道、恢复单井产能。
2、二氧化碳驱种类及注入工艺2.1二氧化碳驱的种类（1）二氧化碳混相驱。
混相驱油是在地层高退条件下，油中的轻质烃类分子被二氧化碳提取到气相中来，形成富含烃类的气相和溶解了二氧化碳的原油的液相两种状态。
稠油油藏提高采收率新思路
稠油油藏提高采收率新思路摘要：稠油油藏是一类特殊的油气藏，与常规油藏有许多不同之处，稠油属于低品位石油资源，原油粘度高，开采难度大、投资高，但稠油在油气资源中占有很大的比例，如何提高稠油油藏采收率是开发稠油的重要课题。
热力采油是当今稠油开采主要技术，本文回顾了蒸汽吞吐、蒸汽驱、SAGD等常规热力开采稠油技术的基本原理及这些技术的局限之处，介绍了几种提高稠油油藏采收率的新思路 (如强底水稠油油藏双水平井油水同采、改善特稠油油藏SAGD开发效果的智能完井和溶剂添加技术、水平井交互蒸汽驱技术、双水平井连接U型井加热技术等)，在目前成熟的稠油热采开发技术基础上，探索强化采油、改善开发效果的新技术、方法。
关键词：稠油油藏；热力采油；蒸汽吞吐；蒸汽驱；SAGD一、研究背景世界石油资源总量约为9-13万亿桶。
剩余可采储量中常规原油占47%，而稠油和沥青占53%；稠油沥青资源主要分布在委内瑞拉（48%）、加拿大（32%）、俄罗斯、美国、中国、伊拉克、科威特等。
中国目前已在12个盆地发现了70多个稠油油田，探明储量40亿吨。
储量最多的是辽河油田（23亿吨），而后依次是胜利油田、克拉玛依油田和河南油田，海上稠油集中分布在渤海地区。
1.稠油开采技术稠油开采技术主要分为热采和冷采两类。
蒸汽吞吐是稠油热采的最主要的开发方式之一，作业较简单、产油速度高、见效快，蒸汽吞吐加热区域有限，因此采收率仅为15-20%；蒸汽冷热周期变化，对井筒的损害较大；蒸汽吞吐作业周期长，时效性低。
蒸汽驱是最为有效的热采技术。
注入的高干度蒸汽不但可以降低原油粘度，还可以补充地层能量，采收率为约40%。
蒸汽驱油开发效果受油藏深度影响很大，我国的稠油埋藏普遍较深，高温蒸汽在通过较长的井身时会损失大量的热量。
火烧油层是稠油热采中应用最早的一种EOR方法。
对热量利用高，适应油藏范围更加广泛采收率为约50%.需要连续向油层中注入空气，高压、大排量空气压缩机常年连续工作，对设备性能要求较高。
火烧油层段塞+蒸汽驱组合式开采技术研究
定 的进 展 ， 为我 国火烧 烧油层 技术 在我 国推 广应用 的 可行 性 。 以此 为基 础 ， 证 和模拟 研究 ， 为 “ 经论 认 火 烧油层 段塞 ＋ 汽驱 ” 蒸 在技 术上 可行 。
分析认为 ， 转蒸汽驱初期低产期长的原因主要
井地下存水量高达 】３ ×１ ｔ ． ９ ０ 。由于油井存水 量 ４
较高 ， 转蒸汽驱初期生产井含水率高 ， 注蒸汽井存 水量大 ， 蒸汽热量耗损大 ， 不利于实现有效蒸汽驱
开采 。
驱开发技术是以蒸 汽驱开采为主的组合式开采技
术。
收稿 日期 ￣ ０ — ７ ８ 改回 日期：Ｏ７ ０ — ３ ２ ７ ０ —１； ０ ２Ｏ — ７ ２ 作者简介 ： 张锐（９７ ， ， １３ 一）男 教授 ，９３ １６ 年毕业于北京石油学院勘探系地质专业 ， 主要从事油藏工程教学与科研工作 。
有 以下 几点 ：
（） １ 蒸汽吞吐后油藏压力低 ， 以建立较大生 难
产压差 。２０ 底 ， 河 油 区蒸 汽吞 吐 开 采 主 力 ０６年 辽 区块地层 压力 一般 为 １５～ ． Ｐ ， 为原始 地层 ． ３０Ｍ ａ仅
１ 火烧油层段塞 ＋ 蒸汽驱开采机理
火 烧 油层 段 塞 ＋蒸 汽驱 开采 是 稠 油油 藏 蒸汽 吞 吐后 ， 在选定 注采 井 网 内 ， 入井 点 火 并 连续 注 注
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第 １ 卷第 ５期 ４ ２０ ０７年 １ ０月
文 章 编号 ：１０ ０６—６３ （０ ７０ ０ ６ ５ ５２０ ）５— ０５—０ ５
特 种 油 气 藏
Ｓ ｅ ｉｌＯ ｌａ ｄ Ｇ ｓＲｅｅ ｖ ｉ ｐ ｃａ ｉ ｎ ａ ｓｒ ｏｒ ｓ
Ｖｏ ．４ Ｎ ． １１ ｏ ５ ０ ｔ ２ａ ｃ ． ０ｒ ７
稠油油藏多功能自适应调驱技术研究与应用
生产一线稠油油藏多功能自适应调驱技术研究与应用文⊙张继英肖然王高贵（中石化胜利油田分公司孤东采油厂）摘要:长周期吞吐后汽驱开发普遍存在对应油井受效差异大，汽窜现象严重等问题，开展汽驱井多功能自适应调驱技术研究与应用，能改善稠油油藏汽驱状况，提高非均质储层原油采收率。
关键词:汽窜;封堵;驱油汽窜;封堵、驱油一、引言孤东稠油为馆陶组稠油油藏，油层埋藏深度在1050~1450m ，油层厚度在3~15m ，渗透率在0.05~2.0μm 2，地面粘度在2000~15000m Pa.s ，地质储量2670×104t 。
目前孤东油田九区西块、红柳油田垦东521块、垦东53块、垦92块及外围零散井，共动用地质储量1515×104t 。
经过多年的稠油开采工艺的探索和实践，基本形成了适合孤东稠油小断块开发的配套工艺，已形成了年产15×104t 稠油生产能力，但由于油层泥质含量高，胶结疏松，出砂及汽窜严重，注汽难度大，工艺配套不完善，制约了孤东稠油开采水平的提高。
目前，现场应用的调堵技术只侧重于封堵高渗透、大孔道，而忽略了其调驱剂在储层里的驱油作用，致使调剖、驱油效果不理想。
因此有必要研究、开发适合于稠油油藏自适应多功能调驱剂，该技术既有效地封堵大孔道体系，提高注入汽波及体积，同时兼具较好的驱油效率，来改善稠油油藏汽驱状况，提高非均质储层原油采收率。
二、新型高温调剖剂制备与性能评价目前，高温化学调剖是解决这一矛盾的有效方法之一，利用高温化学调剖剂的耐温性能封堵汽窜，可以调整蒸汽在纵向上和平面上吸汽不均的问题，达到改善吸汽剖面，增强注汽质量和蒸汽热效率，提高稠油动用程度及采收率的目的。
（一）高温调剖剂优选目前，对于稠油蒸汽吞吐或蒸汽驱油藏的调剖封堵，大多选择树脂类调剖剂，因为无机物调剖剂耐热性能好，但没有弹性，容易将地层堵死；而冻胶类堵剂具有良好的粘弹性，可以达到深部调剖，但耐热性不好，不能用于蒸汽驱或吞吐油藏。
提高蒸汽驱采注比技术研究与应用
提高蒸汽驱采注比技术研究与应用洼38块东三段油藏蒸汽驱开发受效井普遍存在高温及出砂卡泵的问题，检泵周期短;由于蒸汽超覆造成油层纵向上吸汽不均、动用程度不均，部分油井因蒸汽窜造成泵效降低或气锁不出，致使蒸汽驱采注比达不到方案设计的要的。
为此，开展了提高蒸汽驱采注比技术研究与应用课题，从耐高温泵、分层注汽、温固型复合树脂防砂、多井点提液和回字型注采井网技术研究应用入手，克服高温蒸汽影响，延长检泵周期，提高泵效，改善油层吸汽状况，达到提高蒸汽驱采注比的目的。
自2017年到2019年底，该项目现场应用133井次，累计增产原油10985t，注采比达到1：1.32，取得了良好的经济效益。
标签：蒸汽驱;采注比;采注比技术;洼38块东三段油藏引言洼38块东三段油藏1992年投入稠油热采开发，2007年转蒸汽驱开发试验。
蒸汽驱主要目的层为d3Ⅱ油层组，油藏中深1370m，平均孔隙度27.9%，平均渗透率1403.8×10-3μm2，50℃时地面脱气原油粘度7477mPa·s。
转驱前地层压力2.2MPa，地层温度60℃，含油饱和度42.2%。
采注比是评价稠油蒸汽驱开发效果的一项重要技术指标。
洼38块东三段油藏通过数值模拟设定采注比为1：1.2，但开发过程中受效井普遍存在高温及出砂卡泵的问题，检泵周期短。
由于蒸汽超覆造成油层纵向上吸汽不均、动用程度不均，部分受效油井因蒸汽窜造成泵效降低或气锁不出，致使采注比达不到蒸汽驱方案设计的要求。
为此，开展了提高蒸汽驱采注比技术研究与应用课题，从耐高温泵、分层注汽、温固型复合树脂防砂、回字型注采井网等技术研究应用入手，克服高温蒸汽影响，延长检泵周期，提高泵效，改善油层吸汽状况，最终达到提高蒸汽驱采注比的目的。
自2017年到2019年底，该技术现场应用133井次，累计增产原油10985t，7个蒸汽驱井组日注汽量905t，开油井56口，日产液量1198m3，日产油82t，采注比达到1：1.32。
提高稠油采收率的主要方法和机理
提高稠油采收率的主要方法和机理摘要：本文探讨了注蒸气热采技术的主要方法，蒸气吞吐采油和蒸汽驱。
分别对两种采油方法的采油机理和采油技术进行论述，并对两项技术存在的问题及解决办法进行探讨。
关键词：稠油采收率原理采油技术稠油自20世纪50年代开始工业化生产，在短短的40多年时间里，稠油开采发展很快。
就目前稠油开采技术而言，稠油油藏开采可分为热采和冷采两类。
其中主要以蒸汽吞吐、蒸汽驱、火烧油层、化学降粘等方法为主，同时也开展了许多新的技术。
一、注蒸汽热采技术1、蒸汽吞吐采油机理蒸汽吞吐技术机理主要是加热近井地带原油，使之粘度降低，当生产压力下降时，为地层束缚水和蒸汽的闪蒸提供气体驱动力。
2、蒸汽吞吐采油技术工艺蒸汽吞吐的工艺过程是先向油井注入一定量的蒸气，关井一段时间，待蒸汽的热能向油层扩散后，再开井生产，即在同一口井进行注入蒸汽、关井浸泡（闷井）及开井生产3个阶段，蒸汽吞吐工艺描述如图1。
注入蒸汽的量以及闷井的时间是根据井深、油层性质、原油粘度、井筒热损失等条件预先设计好的。
图1 蒸汽吞吐工艺通常注入蒸汽的数量按水当量计算，注入蒸汽的干度要高，井底蒸汽干度要求达到50以上；注入压力及速度以不超过油藏破裂压力为上限。
3、蒸汽吞吐采油技术存在问题及解决办法由于蒸汽吞吐见效快，容易控制，工作灵活，因而得到了快速发展。
但一般经过几个周期的连续吞吐，含水饱和度的增加使油水比上升，吞吐效果将逐渐变差。
目前蒸汽吞吐技术存在的问题及解决的办法有：（1）热采完井及防砂技术热采完井方面主要存在的问题是套管变形。
针对出砂这一问题，通常采用的方法是利用绕丝管砾石充填防砂，但这种方法对细粉砂效果差，多次吞吐后易失败。
（2）注汽井筒隔热技术针对注汽过程中热量损失问题，研究应用了隔热技术，如使用超级隔热油管、绝热同心连续油管、隔热接箍、环空密封、喷涂防辐射层。
（3）注汽监控系统在注汽过程中，需要监测和控制蒸汽参数，以提高注汽的应用效果。
滨南采油厂稠油蒸汽驱技术的探索与实践
滨南采油厂稠油蒸汽驱技术的探索与实践摘要：提高超稠油的采收率是油田采油技术的一个关键难题，滨南采油厂稠油油藏一直采用蒸汽吞吐方式开采，产量递减幅度较大，制约了区块开发效果。
针对这一现状，本文结合滨南油田油藏的物性特点，对该区采用蒸汽驱进行了可行性研究，并进行了一系列先导试验，试验中共注了四个轮次的蒸汽段塞，累积产油2.6336×104t，油汽比达0.283，采出程度15.6%，取得了较好的汽驱试验效果。
关键词：超稠油蒸汽驱先导实验小井距滨南油田位于东营凹陷西北边缘，滨南-利津断裂带的西部，北依滨县凸起，南临利津洼陷。
主要为多油层、复杂断块低渗透油藏。
含油面积32.4km，地质储量7106万吨，可采储量1640万吨。
主要包括四套含油层系（沙一段、沙二段、沙三上、沙四下），其中沙二段、沙三下为主力油层，沙四上为高压低渗透油层，沙一段主要分布于滨一区东北部，面积较小。
油藏特征表现为：一，油层渗透率低，平均渗透率23.3×10um，非均质严重。
二，原油物性好（地下原油粘度12.4mps，地面原油相对密度为0.8972）。
三，油层天然能量不足，弹性产率低。
四，油藏水型以cacl2型为主，总矿化度65000mg/l。
一、蒸汽吞吐后期存在的主要问题1.吞吐周期数高，采出程度高该区两个老油田现有蒸汽吞吐井699口，平均单井吞吐高达7.8个周期。
其中：1～5周期307口，占43.9%；6～9周期163口，占23.3%；10周期以上井229口，占32.8%。
特超稠油加密吞吐采出程度平均高达25.8%，已普遍进入蒸汽吞吐后期阶段。
2.地层压力下降幅度大蒸汽吞吐进入后期，地层压力下降幅度大，据吞吐井常规测试，超稠油吞吐区块地层压力保持水平仅30.5～34.9%，相当于原始地层压力的三分之一。
3.排水期长，吞吐效果变差目前高周期吞吐排水期一般长达60～90天，井口出油温度大于45℃的生产天数仅占周期生产时间的13.2%，产量占22%，78%的产量是在周期后期低温期采出。
分析热力开采稠油技术及其应用
分析热力开采稠油技术及其应用热力开采稠油技术是一种针对稠油资源的开采方法，其主要原理是通过热能将粘稠的稠油变得更加流动，从而方便提取。
随着全球对于能源资源的需求不断增加，稠油资源的开采技术也在不断提升。
本文将就热力开采稠油技术及其应用进行分析。
一、热力开采稠油技术原理热力开采稠油技术主要包括蒸汽吞吐法、蒸汽驱替法、地热法、电阻加热法等几种方法。
1. 蒸汽吞吐法蒸汽吞吐法是通过将高温的蒸汽注入稠油层，使稠油受热膨胀并形成气相驱动油的运移。
该方法的优点是操作简便，成本低廉，能够更有效地提高稠油产量。
蒸汽驱替法是将蒸汽注入稠油层，通过高温高压破坏稠油的粘度结构，从而使得稠油与油藏底部的水形成乳状液，提高了油品的可采性。
3. 地热法地热法是利用地下热能来提高稠油层的温度，使稠油在地热的作用下变得更加流动，并且可以减少热能的消耗。
4. 电阻加热法电阻加热法则是通过在井筒中加入电阻加热器，通过电流产生的热能来加热稠油，降低其粘度，从而方便提取。
热力开采稠油技术主要应用于稠油资源丰富的地区，如加拿大、委内瑞拉、俄罗斯等国家和地区。
在这些地区，使用传统采油技术提取稠油的效果并不理想，而热力开采稠油技术可以更好地发挥作用。
1. 加拿大加拿大是世界上最大的稠油生产国之一，其阿尔伯塔地区的稠油储量巨大，但由于粘度高，采油困难。
加拿大在热力开采稠油技术上进行了大量的探索和应用，取得了一定的成果。
2. 委内瑞拉委内瑞拉的奥里诺科地区拥有丰富的稠油资源，但大部分是非常高粘度的稠油，传统采油技术效果不佳。
委内瑞拉政府和石油公司在热力开采稠油技术的研发和应用上投入了大量资金和人力，取得了显著成效。
3. 俄罗斯俄罗斯是全球最大的石油生产国之一，在西伯利亚地区也有大量的稠油资源。
俄罗斯的石油公司在热力开采稠油技术方面经验丰富，在稠油资源的开采和利用上有着丰富的实践经验。
热力开采稠油技术相较于传统的采油方法有着明显的优势，包括以下几点：1. 提高采收率热力开采稠油技术可以有效地提高稠油资源的采收率，从而增加了石油产量，提高了资源利用效率。
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段塞汽驱提高超稠油油藏采收率技术及其应用
摘要随着注气周期轮次的增加,超稠油油藏开发效果逐渐变差,为了提高最终采收率,通过对开发方式的模拟研究,确定了段塞汽驱开发试验,实现了对地层能量的补充,扩大了蒸汽波及范围,有效提高了蒸汽利用率,同时针对汽窜影响,开展了专项治理并取得一定效果,为超稠油油藏开发提供了借鉴。
关键词超稠油开发;采收率;开发方式;段塞汽驱;汽窜
1段塞蒸汽驱方法及机理
1.1段塞汽驱方法
段塞蒸汽驱不同于常规蒸汽驱,即汽驱井采取一段时间的注汽,在油层中形成蒸汽带,驱替原油向周围采油井运移,周围采油井采取连续开采方式生产,当生产井受效时,调整参数,控制生产井不发生蒸汽突破,若有汽窜显示,采取汽窜井焖停井和调剖的方法抑制汽窜。
汽驱井注入蒸汽后,适时停注一段时间,形成间歇段塞,使油层原油重新分布,准备下次注入蒸汽。
1.2段塞汽驱机理
段塞汽驱进行间歇性注汽开发,可以有效提高蒸汽波及体积和驱油效率以及热利用率,改善油层渗流特征,达到提高蒸汽驱开采效果的目的。
主要机理体现在以下几个方面:1)注入蒸汽脉冲周期性作用于地层,有利于低渗层剩余油的挖潜。
从Ng1常规汽驱和段塞汽驱剩余油饱和度分布和温度分布图来看,段塞汽驱对于Ng1层的动用程度较大,段塞汽驱注入蒸汽在低渗层的扩散范围相对较大,在同一时刻其驱替范围明显大于常规汽驱。
通过纵向上剩余油饱和度分布可以看出,段塞汽驱能够有效动用低渗透层(上部)的剩余油,并且已波及区域剩余油饱和度明显低于常规汽驱的情况,从纵向温度的分布也可以看出,段塞汽驱纵向温度的分布比较均匀,对于低渗层的驱替效果要优于常规汽驱。
2)段塞蒸汽驱在停注期间,可以有效的控制注入蒸汽向高相对渗透部位的突进,扩大了主通道的波及面积,促进低相对渗透带的剩余油在油层中重新分布,对其进行有效的开采,驱替范围增大,饱和度和温度前缘均匀推进,提高了蒸汽的波及范围。
避免常规蒸汽驱由于持续注汽,蒸汽在注采井间形成沿注采井主流线和相对高渗带突进。
1.3参数优化
以单56-7x11井组为试验对象建立数值模拟模型,在前期精确历史拟合的基础上,根据现场的实际排液能力, 对蒸汽速度、段塞长度及注采比参数进行了优化。
在优化时提出经济产油量作为效果优劣的唯一指标。
2地质概况
2.1地质概况
单56块位于单家寺油田西区,构造位置位于滨县凸起东部南坡,为一平缓的鼻状构造、具有边底水的中深层、中厚层、层状砂岩地层构造超稠油油藏,开发层系为下馆陶组的1-3砂体,油藏埋深1080-1130m。
2.2储层参数
单56块下馆陶组的1-3砂体油层厚度30-45m,岩性较细,粒度中值一般在0.15-0.25mm之间,孔隙度30-33%,渗透率1-5μm2。
2.3流体参数
单56块原油50℃时地面的密度度一般为0.982-1.0214g/cm3,脱气原油粘度变化范围一般在50000-100000mPa.s之间,原油在较高温度下表现为具有高屈服值的宾汉型流体,随着温度的升高,这种特性逐渐减弱,到达80-90℃转化为牛顿流体。
3开发现状
为了进一步提高稠油资源的利用程度,单56块采用200m*140m反九点法井网加2个140m*100m反九点法井网汽驱试验井组投入开发。
动用含油面积2.2Km2,动用储量1463x104t,2005年12月产液量693t/d,产油量226t/d,综合含水67.4%,累积产油67.6319x104t,累积产水130.0802x104t,累积注汽168.0088 x104t,油汽比为0.40。
汽驱试验目的层为Ng组,汽驱井组包括油井15口,含油面积0.148Km2,原始地质储量37.7万吨。
4试验方案
4.1试验参数设计
根据蒸汽驱开发经验,2003年对试验区2个井组进行矿场试验决策,设计对单56-10x8井组开展试验,过程分为3个阶段:1)合理驱油阶段;2)蒸汽突破阶段;3)封堵试验阶段。
整个试验采用亚临界锅炉注汽,保证井口注汽干度达到70%。
合理驱油阶段,试验设计注汽速度为10t/h,选取3种注汽强度:90t/m、140t/m、190t/m,注入蒸汽段塞长度为8、12、16天。
封堵试验阶段,试验设计注汽速度为12t/h,选取2种注汽强度:160t/m、260t/m,注入蒸汽段塞长度为10、20天。
蒸汽突破阶段为无效阶段。
4.2生产参数设计
根据生产井受效情况,为避免蒸汽突破和保护地面管线,分三种方式调整生产参数:1)原参数生产;2)下调或上调生产参数;3)间歇焖停井。
5矿场试验及效果
5.1矿场试验
2003-2005年,对该区试验井组进行了5轮次的段塞汽驱试验和2轮次的封堵试验。
汽驱阶段产油1.7245t,阶段产液3.9674t,中心井累计注汽1.4683t,受效井注汽1.5557t,生产油汽比0.57。
5.2效果分析
1)生产井增油效果显著。
生产井于段塞汽驱后5-7天见效,通过5个轮次的段塞汽驱,平均每个轮次日产液量由47.3t/d升为103.2t/d,日产油量由试验前的21.2t/d上升为55.1t/d,增加了33.9t/d,综合含水由试验前的55.2%下降为46.6%,下降了8.6%。
5口井均不同程度的见到增油效果。
生产油汽比达到0.57,高于单56块油汽比0.40。
2)周期生产效果变好。
单56块蒸汽吞吐最高达到第11周期,而试验区生产井只进行了7周期生产,同周期生产情况试验井组与非试验井组对比发现,周期天数和周期产油明显优于非汽驱井组。
周期生产时间的延长不仅有利于动用井间剩余油,还有利于避免多次作业对储层产生伤害,同时避免在蒸汽吞吐开采方式下,套管在频繁的温度变化情况下产生套管损坏和固井过程中两个界面的损坏。
3)汽窜后治理效果明显。
随着井组井间动用程度的提高,生产井见效时间由段塞汽驱后5-7天减少到3-5天,同时由于油层的非均质性和注汽压力由10Mpa 升为16Mpa,在第六次段塞汽驱过程中,发生汽窜。
根据封堵方案,向注汽井注入氮气8.4万m3和发泡剂16.5t混合蒸汽注入油层。
对比封堵前后油井受效情况,发现注汽强度达到160t/m和260t/m的情况下(远高于前5轮的140t/m、190t/m),生产井受效滞后天数推迟了4-7天,生产均为正效应,说明汽窜通道得到有效封堵。
6结论及认识
1)通过对段塞蒸汽驱数值模拟研究及现场实验,收到良好的增油效果,并有效提高了蒸汽热采开发效果。
2)段塞蒸汽驱技术能有效改善单56块超稠油油藏开发效果,相对于常规蒸汽驱,可以有效避免蒸汽汽窜,增大蒸汽波及体积,提高采收率。
3)由段塞汽驱试验效果可以看出,在达到较高的油汽比情况下,周期生产天数的延长可以有效的避免多次作业,避免对储层的冷伤害,保护了套管,节约作业费用,
参考文献
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