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泥质夹层对油砂SAGD的开发效果具有一定影响。以加拿大麦凯河某区块为研究对象,利用数值模拟手段,对位于注入井上方和注采井间的泥质薄夹层进行表征,模拟对比了泥质薄夹层的位置、延展长度、渗透率、厚度以及条数对SAGD开发效果的影响,得到了油砂SAGD开发的泥质薄夹层的临界参数。研究表明,泥质薄夹层位于注入井上方时对SAGD开发效果影响较小,位于注采井间时有不利影响,且越靠近生产井,蒸汽腔发育越晚,累产油量越低。注采井间泥质薄夹层超过7条、延展长度超过20 m时蒸汽腔几乎不发育,而渗透率与厚度对SAGD开发效果影响不明显。因此油砂SAGD布井时注采井间应尽量避开泥质薄夹层,从而有效降低泥质薄夹层对SAGD的影响。该研究结果,对于指导油砂SAGD部署、规避地质风险、实现SAGD高效开发具有重要指导意义。 相似文献
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开发实践表明,稠油油藏内部发育的夹层影响蒸汽辅助重力泄油(SAGD)开发效果。实际SAGD开发应当充分考虑夹层对SAGD生产效果的影响,寻找突破夹层的有效对策,以期提高SAGD产量。以国内某超稠油油藏地质特征为基础,结合夹层岩石力学参数测试结果,利用耦合岩石力学数值模拟技术确定了不同参数(岩石力学参数、物性参数、操作参数)对岩石变形量、SAGD产量的敏感性。研究结果表明,夹层的渗透率和SAGD注汽压力是影响SAGD产量的主要因素。进一步地,针对夹层特征,结合实际操作可行性,提出了提高注汽压力和直井辅助两种突破夹层技术对策,并给出了相应的技术界限及突破效果,该研究结果可用于指导稠油油藏双水平井SAGD经济高效开发 相似文献
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以国内某超稠油油藏为基础,应用二维物理模拟装置开展了蒸汽辅助重力泄油(SAGD)对比实验,研究了溶剂辅助SAGD技术对SAGD蒸汽腔发育特征、原油产量以及采收率的影响。研究结果表明,溶剂辅助SAGD中,溶剂以液相和气相共同存于油藏中,溶剂浓度越高,气相组分含量越高;溶剂中的气相组分在油藏中可以减少蒸汽在上覆岩层的热损失,提高蒸汽腔垂向扩展均匀性;合理溶剂浓度下,溶剂辅助SAGD可以显著提高峰值产量;低浓度溶剂辅助SAGD的单位原油产量的能耗明显低于纯蒸汽SAGD。实验结果表明,低浓度溶剂辅助SAGD对于开采超稠油油藏具有较大的应用潜力。 相似文献
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以胜利油田A区块特超稠油油藏为目标区块,自主研发了高温高压二维比例物理模型,研究了不同开发阶段水平井蒸汽驱油机理,开展了油藏压力、井底干 度、注汽强度对水平井蒸汽驱的效果影响的研究。物模实验结果显示,蒸汽驱整个过程分为三个阶段：存水回采期、汽驱受效期、蒸汽突破期。存水回采期蒸汽腔向水平方向扩展,以水平驱替方式为主 ;汽驱受效期蒸汽腔向垂向和水平方向扩展,以水平驱替方式为主,纵向泄油为辅;后期蒸汽突破,蒸汽腔继续向上方扩展,以纵向泄油为主,实现油层整体动用。5 MPa时转蒸汽驱的采出程度高于7 MPa时转蒸汽驱的采出程度;蒸汽驱的井底蒸汽干度应不低于0.4,蒸汽干度越高,水平井蒸汽驱的开发效果越好;注汽强度为1.9 t/(d·ha·m)时温度场最为发育。同时,在高压下提高干度可实现水 平井蒸汽驱的有效开发。以上的实验结果较好地指导了胜利油田A区块特超稠油油藏水平井蒸汽驱开发,取得了明显的开发效果,该研究对于类似稠油和超稠油油藏水平井蒸汽驱开发具有重要的指导意义 。 相似文献
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针对低渗透油藏直井井网CO2驱油的不足,以大庆某低渗区块为例,建立反七点水平井井网CO2驱油地质模型。在物性参数相态拟合的基础上,对反七点水平井和五点直井两种不同井网模式的开发效果进行了对比,对反七点水平井井网参数进行了优化,同时对储层非均质(渗透率、储层非均质性、裂缝的发育情况等)进行了影响因素分析。研究表明：利用水平井注CO2可以适当地增大井距、排距,减少井的数量,降低钻井成本;在生产制度相同的情况下水平井井网的开发效果要比直井井网的开发效果好;在水平井井网中,采出程度随着油井到水平井的垂直距离的比值变化而变化,当比值为1.4时采出程度最大;水平井注CO2更适合低渗透正韵律储层;在储层裂缝发育的情况下,裂缝条数越多,CO2在储层中的不均匀推进现象越明显,最终采出程度越低。 相似文献
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储层宏观非均质性研究——以吉林油田大208区黑帝庙油层为例 总被引：1，自引：0，他引：1
储层非均质性是影响油气藏中油、气、水渗流及油气采收率的主要内因。进行储层非均质研究,对查明油藏剩余油分布、采取合理注采措施、提高采收率显得十分必要。以吉林油田大208区黑帝庙油层三角洲前缘亚相储层为例,采用隔夹层识别对比、沉积微相分析、地质统计学系数和劳伦兹系数方法分析了层间、层内和平面非均质性。研究表明:黑帝庙油层发育3套稳定隔层,据此可划分为3套开发层系;夹层在各单砂体中比较发育,应将夹层分割的注采井归为不同注采井网;非均质性受沉积微相影响明显,水下分流河道和河口坝微相的非均质性最强;地质统计学参数和劳伦兹系数研究表明,黑帝庙油层10个单砂体均为极强的非均质性,统计学参数往往偏离强非均质标准甚远,而劳伦兹参数值分布于0～1间,更能直观定量的表现出储层宏观非均质性强弱。 相似文献
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储层非均质性是影响油气藏中油、气、水渗流及油气采收率的主要内因。进行储层非均质研究,对查明油藏剩余油分布、采取合理注采措施、提高采收率显得十分必要。以吉林油田大208区黑帝庙油层三角洲前缘亚相储层为例,采用隔夹层识别对比、沉积微相分析、地质统计学系数和劳伦兹系数方法分析了层间、层内和平面非均质性。研究表明：黑帝庙油层发育3套稳定隔层,据此可划分为3套开发层系; 夹层在各单砂体中比较发育,应将夹层分割的注采井归为不同注采井网; 非均质性受沉积微相影响明显,水下分流河道和河口坝微相的非均质性最强; 地质统计学参数和劳伦兹系数研究表明,黑帝庙油层10个单砂体均为极强的非均质性,统计学参数往往偏离强非均质标准甚远,而劳伦兹参数值分布于0～1间,更能直观定量的表现出储层宏观非均质性强弱。 相似文献
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蒸汽辅助重力泄油（SAGD）快速预热技术利用短时间的注入高压蒸汽在生产井和注入井之间形成一个高孔隙度和高渗透率的扩容蒸汽腔，其几何形态与扩展规律可由微地震技术进行监测和描述。笔者选取风城重油油田的一组SAGD快速预热注入与生产井组进行井下微地震监测，采用三维弹性波逆时干涉震源定位算法获取弱微地震事件的空间分布，定量计算高温蒸汽注入期间形成蒸汽腔体的长度、宽度、高度、方位和扩容体积，对蒸汽腔体几何形态和震级能量分布的动态变化进行分析，探讨蒸汽腔前缘在深度上针对非均质性夹层的延伸趋势与形态。研究结果表明，注入井与生产井之间已经联通，且扩容区域已部分延伸至油层底界面。此外，注入井上方储层产生了较多的微地震事件，表明本次施工已击破注入井上方的非均质物性夹层，完成了注入井上方储层改造的任务。 相似文献
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针对目前煤矿"先抽后建"提出的安全指标及贵州黔北矿区多煤层的资源特征,同时弥补目前地面抽采部署缺乏系统性、盲区大的问题,以贵州对江南煤矿为例,进行了煤层气地面抽采井位部署研究。综合该区复杂的地形条件、煤层发育特征（层数多、厚度薄、成群分布）、煤体结构及开发部署要求,优选出分段压裂水平井为主、丛式井为辅的开发方式。沿着1、2号采掘工作面分别部署了4个水平井组和16个垂直井（丛式井）,占地7个井场。通过精细化地质模型建立、网格划分,利用CBM-SIM数值模拟软件模拟了20口井（井组）5 a地面抽采效果平均日气量可达26 036.54 m3,地面抽采5 a后1、2号工作面内M78煤层气含量降幅超过30%。模拟结果显示,对江南煤矿的精细化井位抽采部署,有效降低了采掘工作面瓦斯含量,兼顾煤矿安全生产和煤层气资源利用的双重目的。该方法可为煤层气地面抽采及煤矿井下采掘安全协同发展,提供新思路、新方法。 相似文献
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摘要：针对特低渗油藏中多段压裂水平井注水开发的可行性问题,论文采用流线模拟方法,研究了多段压裂水平井在一注一采下的生产动态特征,探讨了影响压裂水平井注水开发的主控因素。模拟结果表明：在不发生水窜的情况下,压裂水平井注水能增大单井注入量,提高采油速度和阶段采出程度。同时,交错部署裂缝,裂缝穿透比为02~04时利于注水开发。裂缝水窜增大压裂水平井注水风险,边部水窜、多条裂缝水窜,加速油井水淹,从而丧失压裂水平井注水的优势。在地质条件稳定,裂缝规模可控的条件下,可以尝试开展多段压裂水平井注水实验。研究结果可为特低渗油藏中多段压裂水平井注水提供理论支持。 相似文献
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天然气水合物被誉为最有研究价值和开采价值的清洁能源,已经成为当今世界能源研究的热点。但到目前为止还未形成成熟稳定的天然气水合物开采技术体系,仍处于研究和试采阶段。陆域冻土天然气水合物开采与海域天然气水合物开采相比相对比较容易,在钻进过程中能够形成较稳定的孔壁。天然气水合物开采的主要方法有热激法、降压法、置换法和化学抑制剂法。SAGD（Steam Assisted Gravity Drainage）技术也叫蒸汽辅助重力驱油技术,在重油、油砂开采中得到了迅速发展,取得了非常有效的成果,被认为是目前重油开采最有效的方法。对SAGD技术应用到陆域冻土天然气水合物开采中进行理论分析研究,经过分析发现将SAGD技术应用到天然气水合物开采中是可行的,但确定两口水平井之间的距离是关键,且在应用时要将上部井变为生产井,下部井变为注汽井。 相似文献
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针对稠油水平井蒸汽吞吐面临入井渗流阻力大、产量水平低、吞吐递减率高、采收率偏低等问题,提出了电加热辅助水平井蒸汽吞吐方法。首先根据水平井蒸汽吞吐过程中的电加热与蒸汽复合传热特征,建立了电加热辅助蒸汽吞吐三个阶段的(注汽阶段、焖井阶段、生产阶段)储层升温解析模型,在此基础上,设计并开展了电加热辅助蒸汽吞吐和常规水平井吞吐的宏观比例物理模拟对比实验,通过实验验证了解析公式,揭示电加热改善水平井吞吐效果关键机理,并利用实际典型井模型进行了潜力预测。结果表明:电加热协同蒸汽吞吐,具有注蒸汽阶段实现水平段均匀加热升温、焖井阶段持续热补偿加热近井地带、生产阶段降低原油入井渗流阻力并提高吞吐产量的关键机理。典型井组预测电加热辅助水平井吞吐可提高吞吐采收率9.4%,油汽比从0.14提高到0.23,在水平井蒸汽吞吐油藏具有重要应用潜力。 相似文献
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The static modeling and dynamic simulation are essential and critical processes in petroleum exploration and development. In this study, lithofacies models for Wabiskaw Member in Athabasca, Canada are generated by multipoint statistics(MPS) and then compared with the models built by sequential indicator simulation(SIS). Three training images(Tls) are selected from modern depositional environments;the Orinoco River Delta estuary, Cobequid bay-Salmon River estuary, and Danube River delta environment. In order to validate lithofacies models, average and variance of similarity in lithofacies are calculated through random and zonal blind-well tests.In random six-blind-well test, similarity average of MPS models is higher than that of SIS model. The Salmon MPS model closely resembles facies pattern of Wabiskaw Member in subsurface. Zonal blind-well tests show that successful lithofacies modeling for transitional depositional setting requires additional or proper zonation information on horizontal variation, vertical proportion, and secondary data.As Wabiskaw Member is frontier oilsands lease, it is impossible to evaluate the economics from production data or dynamic simulation. In this study, a dynamic steam assisted gravity drainage(SAGD)performance indicator(SPIDER) on the basis of reservoir characteristics is calculated to build 3 D reservoir model for the evaluation of the SAGD feasibility in Wabiskaw Member. SPIDER depends on reservoir properties, economic limit of steam-oil ratio, and bitumen price. Reservoir properties like porosity,permeability, and water saturation are measured from 13 cores and calculated from 201 well-logs. Three dimensional volumes of reservoir properties are constructed mostly based on relationships among properties. Finally, net present value(NPV) volume can be built by equation relating NPV and SPIDER. The economic area exceeding criterion of US$ 10,000 is identified, and the ranges of reservoir properties are estimated. NPV-volume-generation workflow from reservoir parameter to static model provides costand time-effective method to evaluate the oilsands SAGD project. 相似文献