CN105283631A - 提高蒸汽吞吐效果的两个重要方法 - Google Patents
提高蒸汽吞吐效果的两个重要方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN105283631A CN105283631A CN201480009578.1A CN201480009578A CN105283631A CN 105283631 A CN105283631 A CN 105283631A CN 201480009578 A CN201480009578 A CN 201480009578A CN 105283631 A CN105283631 A CN 105283631A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- steam injection
- well
- pattern
- alternating
- oil
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Pending
Links
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 title claims abstract description 28
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 19
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 title claims description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 title abstract description 9
- 230000009467 reduction Effects 0.000 claims abstract description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 16
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 5
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 claims description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 22
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 5
- 210000002837 heart atrium Anatomy 0.000 description 5
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 4
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 3
- 238000010795 Steam Flooding Methods 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 2
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 2
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000010794 Cyclic Steam Stimulation Methods 0.000 description 1
- 208000035126 Facies Diseases 0.000 description 1
- 238000010796 Steam-assisted gravity drainage Methods 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 230000005465 channeling Effects 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 230000009969 flowable effect Effects 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Fats And Perfumes (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- General Factory Administration (AREA)
- Control Of Turbines (AREA)
- Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
Abstract
一种交替蒸汽吞吐方法,将油藏井网按一定规则拆分成两到三套井网,然后交替进行蒸汽吞吐,再结合动态注汽参数调整,充分发挥集中吞吐规模效应,同时侧重解决吞吐中热力持续供应问题,该方法解决了有效节约成本、降低老井高递减率的问题。
Description
本方法适用于石油行业中利用热采方法开发的边底水稠油油藏、高凝油油藏。主要针对油藏原油黏度高或含蜡量高、原油蒸汽吞吐或蒸汽驱热采效率低、稳产时间短、递减率高及采出程度低等问题而提出的热采方法。
目前,超稠油进入高轮次蒸汽吞吐阶段,开发指标表现为 ' 五降一升 '
:注汽量降低、产液量、产油量降低、采油速度降低、油汽比降低,操作成本升高等诸多不利条件,蒸汽吞吐生产效果变差,面临严峻的开发形势,因此,部分区块进入转换开发方式试验阶段。但在实际生产操作中发现,油汽比低仅仅是吞吐转蒸汽驱必要而非充分条件。转蒸汽驱另一重要的条件是地层温度场要连通且足够高,原油处于半流动至可流动状态,否则,会出现驱不动、汽窜、对应生产井见效慢甚至不见效等系列问题。而火烧油层热采方法,除会彻底损坏储层不利因素外,从采油机理分析也不适用超稠油油藏。
SAGD 热力持效虽然好些,但仅限于层面加热,不能解决纵向多层薄 -
中厚油层有效开发,且水平井占据直井进位后会造成其它多层储量损失。目前稠油开发面临形势:新井产能接替日益枯竭、老井进入高轮次吞吐,自然递减率高达 20%
左右,综合递减 5% 左右,热采转换开发方式还不能进入工业推广,稠油热采开发陷入瓶颈阶段,至 2015 年,油田部分区块产能接近枯竭。
蒸汽吞吐效果差、六周期后的老井产油量递减率高,远井地带预热原油无法流至井底,纵向多层油藏无法解决热力持续供应问题,目前的蒸汽吞吐方法解决上述问题。
方法一:
交替蒸汽吞吐方法,即把生产井分成两组或三组,然后分批注汽吞吐,这样后期注汽井注入的热量可弥补前者吞吐中后期热能需求,保证有更多的热能维持液体流至井底。当第一批井进入新一轮注汽时,新注入的热能再来补充后者吞吐中后期对热能的需求,两
/ 三者交替进行吞吐,交相呼应,达到维持地层热能,提高吞吐热采效果的目的。该方法优点是:充分发挥集中吞吐规模热效应,同时解决后续热能供应不足问题。
根据目前油藏基本上采用正方形井网、三角形井网和水平井井网三种类型,特设计 29
种不同交替注采井网结构图(图 1 ~图 29
),实际应用中,可根据特定油藏地质特征、地面采油工艺设计状况、油藏开发现状,选择适当的井网组合结构进行交替蒸汽吞吐,其中,水平井井位可以用直井井位替代,直井井位也可以用水平井替代,原则上,同一注采井网每一排井横向连线最好垂直沉积相带延展方向,单排井与双排井、三排井选择的区别在于油藏地质特征,对于厚层块状平面连通性好的油藏,采用双排或三排井,会取得更好的热采开发效果。
方法二:动态调整注汽参数方法,在高轮次吞吐阶段注汽参数动态增强调整,不能在某一周期后注汽参数长期保持不变,注汽参数调整遵从以下原则: 1
)根据采油量与存水量体积之差,计算汽腔体积,动态增加注汽强度; 2 )随着注汽强度增加,注汽速度 v=Q/t 相应增强; 3
)随加热半径增加,相应提高注汽干度; 4 )闷井时间略微延长; 5 )初期采油速度降低,日产油量控制在平均日产油水平。
可以有效解决目前热采开发油藏生产低效问题,避免因蒸汽吞吐无效而过早采用转蒸汽驱开发形式,由此出现事倍功半效果。同时,吞吐效果提高了,就可以不采用火烧油层热采方法,该方法彻底破坏储层20~30%剩余地质储量,经济损失严重。
图 1 是正方形单排横列交替注采井网图,黑色、白色各为一组井网;
图 2 是正方形单排斜列交替注采井网图,黑色、白色各为一组井网;
图 3 是正方形双排横列交替注采井网图,黑色、白色各为一组井网;
图 4 是正方形双排斜列交替注采井网图,黑色、白色各为一组井网;
图 5 是正方形三排横列交替注采井网图,黑色、灰色、白色各为一组井网;
图 6 是正方形三排斜列交替注采井网图,黑色、灰色、白色各为一组井网;
图 7 是正方形三行双排横列交替注采井网图,黑色、灰色、白色各为一组井网;
图 8 是正方形三行双排斜列交替注采井网图,黑色、灰色、白色各为一组井网;
图 9 是正方形反九点式图,黑色、白色各为一组井网;
图 10 是正方形两点式图,黑色、白色各为一组井网;
图 11 是正方形三点式图,黑色、白色各为一组井网;
图 12 是正方形四点式图,黑色、白色各为一组井网;
图 13 是三角形单排横列交替注采井网图,黑色、白色各为一组井网;
图 14 是三角形双排横列交替注采井网图,黑色、白色各为一组井网;
图 15 是三角形三行单排横列交替注采井网图,黑色、灰色、白色各为一组井网;
图 16 是三角形三行双排横列交替注采井网图,黑色、灰色、白色各为一组井网;
图 17 是三角形单排斜列交替注采井网图,黑色、白色各为一组井网;
图 18 是三角形双排斜列交替注采井网图,黑色、白色各为一组井网;
图 19 是三角形三行单排斜列交替注采井网图,黑色、灰色、白色各为一组井网;
图 20 是三角形三行双排斜列交替注采井网图,黑色、灰色、白色各为一组井网;
图 21 是三角形正七点交替注采井网图,黑色、白色各为一组井网;
图 22 是三角形间七点交替注采井网图,黑色、白色各为一组井网;
图 23 是三角形叠七点交替注采井网图,黑色、白色各为一组井网;
图 24 是三角形三点式交替注采井网图,黑色、白色各为一组井网;
图 25 是两组单水平井交替注采井网图,粗、细线条各为一组井网,水平井可用直井替代;
图 26 是两组双水平井交替注采井网图,粗、细线条各为一组井网,水平井可用直井替代;
图 27 是三组单水平井交替注采井网图,细、粗、虚线条各为一组井网,水平井可用直井替代;
图 28 是三组双水平井交替注采井网图,细、粗、虚线各为一组井网,水平井可用直井替代;
图 29 是三组三口水平井交替注采井网图,细、粗、虚线各为一组井网,水平井可用直井替代;
在蒸汽吞吐4周期后,即开始动态加强注汽参数调整,同时根据特定油藏地质、开发及地面采油工艺特征编制交替注采井网,六周周期后进行交替蒸汽吞吐,这样可以最大程度降低地层热能损失,提高热采开发效果,降低蒸汽冷凝对储层造成伤害。交替蒸汽吞吐方法不要在一开始吞吐就采用,因为,蒸汽吞吐初级阶段热波及半径小,交替效果不明显。
根据不同油藏开发方案设计,注汽参数动态调整时间点选择在注汽参数不变的前一周期,远井地带预热原油因距离增加而需要更多的热能,因此,主观能动地增强注汽强度等系列参数,同时,为更好地维持地层热能,采用交替蒸汽吞吐方式采油,会取得理想的开发效果。
对一切采用蒸汽吞吐热采开发油藏,稠油油藏、高凝油油藏均适用。
序列表自由内容
Claims (1)
1. 交替蒸汽吞吐方法
的特点是对油藏拆分好的两或三套井网,分时段分别集中蒸汽吞吐,交替进行,突出热力集中、吞吐交替进行的特点。
2. 二十九种交替注采井网结构
的特点是根据特定油藏地质特征、地面采油工艺设施状况、油藏开发现状把单一井网结构拆分成两或三组,如图 1~ 图 29 任一井网结构。
3 .动态调整注汽参数方法
的特点是在高轮次吞吐阶段要注汽参数动态增强调整,不能某一注汽参数长期保持不变,注汽参数调整遵从以下原则: 1
)根据采油量与存水量体积之差,计算汽腔体积,动态增加注汽强度; 2 )随着注汽强度增加,注汽速度 v=Q/t 相应增强; 3
)随加热半径增加,相应提高注汽干度; 4 )闷井时间略微延长; 5 )初期采油速度降低,日产油量控制在平均日产油水平。
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201310024407.3A CN103256034B (zh) | 2013-01-23 | 2013-01-23 | 提高蒸汽吞吐效果方法 |
PCT/CN2014/072426 WO2014114275A2 (zh) | 2013-01-23 | 2014-02-23 | 提高蒸汽吞吐效果的两个重要方法 |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN105283631A true CN105283631A (zh) | 2016-01-27 |
Family
ID=48960212
Family Applications (2)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN201310024407.3A Active CN103256034B (zh) | 2013-01-23 | 2013-01-23 | 提高蒸汽吞吐效果方法 |
CN201480009578.1A Pending CN105283631A (zh) | 2013-01-23 | 2014-02-23 | 提高蒸汽吞吐效果的两个重要方法 |
Family Applications Before (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN201310024407.3A Active CN103256034B (zh) | 2013-01-23 | 2013-01-23 | 提高蒸汽吞吐效果方法 |
Country Status (2)
Country | Link |
---|---|
CN (2) | CN103256034B (zh) |
WO (1) | WO2014114275A2 (zh) |
Families Citing this family (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN103256034B (zh) * | 2013-01-23 | 2016-12-07 | 于文英 | 提高蒸汽吞吐效果方法 |
CN106846157A (zh) * | 2016-12-28 | 2017-06-13 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种sec准则下蒸汽吞吐后期的储量评估方法 |
CN108825190B (zh) * | 2018-06-08 | 2020-08-21 | 中国石油化工股份有限公司 | 稠油油藏蒸汽吞吐转周时机的确定方法 |
CN110827166B (zh) * | 2019-11-29 | 2022-08-26 | 重庆科技学院 | 稠油油藏汽驱开采最优注汽速度的调整方法 |
CN113622885B (zh) * | 2020-05-08 | 2023-02-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种注气提高采收率的分层注采方法 |
CN114165202B (zh) * | 2020-08-20 | 2024-04-16 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种提高高轮次吞吐后吞吐动用半径的方法 |
CN114016983A (zh) * | 2021-11-10 | 2022-02-08 | 克拉玛依胜利高原机械有限公司 | 一种油田注采比精确管控注汽管路及注汽工艺 |
CN114198075B (zh) * | 2021-12-01 | 2024-05-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种稠油水平井吸汽剖面调整方法 |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4635720A (en) * | 1986-01-03 | 1987-01-13 | Mobil Oil Corporation | Heavy oil recovery process using intermittent steamflooding |
CN1601052A (zh) * | 2003-09-27 | 2005-03-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | 多井整体吞吐开采稠油的方法 |
CN101148985A (zh) * | 2007-10-26 | 2008-03-26 | 大庆油田有限责任公司 | 特高含水期油田注采系统的调整方法 |
CN101555787A (zh) * | 2009-05-15 | 2009-10-14 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种改进的蒸汽驱采油方法 |
CN102268983A (zh) * | 2011-06-23 | 2011-12-07 | 李剑 | 一种浅油藏提高稠油采收率的混合开采方法 |
CA2769189A1 (en) * | 2011-04-26 | 2012-10-26 | Conocophillips Company | Method for steam assisted gravity drainage with pressure differential injection |
CN103256034A (zh) * | 2013-01-23 | 2013-08-21 | 于文英 | 提高蒸汽吞吐效果的两个重要方法 |
Family Cites Families (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3332480A (en) * | 1965-03-04 | 1967-07-25 | Pan American Petroleum Corp | Recovery of hydrocarbons by thermal methods |
US5246071A (en) * | 1992-01-31 | 1993-09-21 | Texaco Inc. | Steamflooding with alternating injection and production cycles |
US8091636B2 (en) * | 2008-04-30 | 2012-01-10 | World Energy Systems Incorporated | Method for increasing the recovery of hydrocarbons |
CN102852496B (zh) * | 2012-04-20 | 2015-05-06 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种中深层稠油油藏开采方法 |
-
2013
- 2013-01-23 CN CN201310024407.3A patent/CN103256034B/zh active Active
-
2014
- 2014-02-23 CN CN201480009578.1A patent/CN105283631A/zh active Pending
- 2014-02-23 WO PCT/CN2014/072426 patent/WO2014114275A2/zh active Application Filing
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4635720A (en) * | 1986-01-03 | 1987-01-13 | Mobil Oil Corporation | Heavy oil recovery process using intermittent steamflooding |
CN1601052A (zh) * | 2003-09-27 | 2005-03-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | 多井整体吞吐开采稠油的方法 |
CN101148985A (zh) * | 2007-10-26 | 2008-03-26 | 大庆油田有限责任公司 | 特高含水期油田注采系统的调整方法 |
CN101555787A (zh) * | 2009-05-15 | 2009-10-14 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种改进的蒸汽驱采油方法 |
CA2769189A1 (en) * | 2011-04-26 | 2012-10-26 | Conocophillips Company | Method for steam assisted gravity drainage with pressure differential injection |
CN102268983A (zh) * | 2011-06-23 | 2011-12-07 | 李剑 | 一种浅油藏提高稠油采收率的混合开采方法 |
CN103256034A (zh) * | 2013-01-23 | 2013-08-21 | 于文英 | 提高蒸汽吞吐效果的两个重要方法 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN103256034A (zh) | 2013-08-21 |
WO2014114275A2 (zh) | 2014-07-31 |
WO2014114275A3 (zh) | 2014-09-25 |
CN103256034B (zh) | 2016-12-07 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN105283631A (zh) | 提高蒸汽吞吐效果的两个重要方法 | |
CN100999992B (zh) | 稠油蒸汽吞吐后期转蒸汽驱方法 | |
CN102619492A (zh) | 一种非均质油层聚合物驱油交替注入方法 | |
WO2015085674A1 (zh) | 水平井电加热油藏边底水层热采方法 | |
CN202810813U (zh) | 一种利用火烧和蒸汽复合驱联合开采稠油的井网结构 | |
CN102797442B (zh) | 一种深部液流转向方法 | |
CN102635342A (zh) | 一种海上稠油热化学采油方法 | |
CN103790558A (zh) | 分层注采联动耦合工艺方法 | |
CN108386171A (zh) | 深水浊积砂岩注水开发油藏油井见水后注水强度优化方法 | |
CN104895538A (zh) | 一种提高强水敏稠油油藏采收率的方法 | |
CN104629712B (zh) | 一种深度酸化酸液及实现低渗透砂岩油藏深度酸化方法 | |
CN107461951A (zh) | 一种深部地热能开发方法 | |
CN204906247U (zh) | 一种油田抽油机的变频补偿节能控制装置 | |
CN110529085A (zh) | 一种稠油油藏的化学驱方法 | |
CN107448179A (zh) | 一种co2-水交替注入驱气的方法及其应用 | |
CN106050209B (zh) | 一种提高低渗透稠油井产量的方法 | |
CN105422067B (zh) | 活性水驱替开采煤层气的方法 | |
CN108868718A (zh) | 一种有气顶稠油油藏的组合热采方法 | |
CN110188996A (zh) | 水驱油藏能耗-产量-效益一体化表征方法 | |
CN109577930A (zh) | 双向地热井及井道压裂裂纹联通方法 | |
CN104974733A (zh) | 一种聚合物驱油剂及其制备方法 | |
CN211111096U (zh) | 一种深海淡水包提升输送系统 | |
CN104179488A (zh) | 一种提高开发低渗透碳酸盐岩稠油油藏效果的方法 | |
CN103132959A (zh) | 应用于石油领域的油田注水系统及其注水方法 | |
CN106368667A (zh) | 用于稠油的立体双水平井井网及稠油的开采方法 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
C06 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
C10 | Entry into substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
WD01 | Invention patent application deemed withdrawn after publication | ||
WD01 | Invention patent application deemed withdrawn after publication |
Application publication date: 20160127 |