王可君
- 作品数：10 被引量：10H指数：2
- 供职机构：中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司更多>>
- 相关领域：石油与天然气工程一般工业技术轻工技术与工程天文地球更多>>
- 超深层低渗稠油油藏有效动用方法可行性研究——以垦627块为例
- 2013年
- 胜利油田深层稠油储量大、埋藏深、储层物性差，常规稠油热采开发无法实现有效动用。本次研究以垦627块为例，利用数值模拟技术，探索该类油藏有效动用方式，并进行开发技术界限优化。数值模拟结果表明：该类稠油油藏采用长水平井分段压裂技术，不仅可以改善储层的渗流条件、扩大渗流面积，而且可以直接采用冷采开发，避免了油藏压力大、注蒸汽困难的问题。针对于垦627油藏条件，预测采用水平段长度在500m的情况下，裂缝间距为100m，半缝长为70m的压裂方案实施效果最好。同时简要介绍了冷采后进一步提高采收率的方法和相关配套工艺技术。
- 王可君
- 关键词：低渗透开发方式压裂数值模拟
- 稠油出砂冷采过程中的数学模型描述
- 由于稠油的粘度随温度变化异常显著，其强化开采通常采用热采方法实现，但操作费用较高。稠油出砂冷采就是在适合的条件下，通过将原油和砂同时采出，明显改善储层流动特征的方法。出砂冷采的作用机理是一个变化的过程，不同时期的主要作用...
- 孙艾茵王可君
- 关键词：稠油油藏出砂冷采数学模型储层预测
- 文献传递
- 产砂物理模型的发展研究
- 2007年
- 在委内瑞拉的大多数稠油和超稠油油藏为弱胶结砂岩沉积。委内瑞拉的石油工业对这类油藏的开采研究报有极大的兴趣。稠油出砂冷采（CHOPS）作为一种新采用的方法被这类沉积油藏用来进行初期开采，特别是其它方法技术不适用的地区或层系（例如：砂层厚度小于10米的地区）。一般情况下，在目前所研究的水平上，CHOPS技术已经在全世界范围内获得了成功的应用。特别是在加拿大、中国和美国，该技术目前已获得较大的发展。物理和数值研究已经显示出其对采收率的影响，包括近井地带孔洞地层或溶蚀层可以使油藏渗透率增加。在委内瑞拉，该技术上的经验很缺乏。通过文献调查显示，在生产机理方面还存在很多的难点。这就是之所以在这项工作中要对出砂物理模型进行设计、结构化和评估的原因。主要是研究物理过程和评价产砂机理中不同参数的变化（如压力、流量）的影响。本文将会运用模型技术的发展来预测油藏动态和该时期的性质变化。该模型建立在一个直径50cm，厚20cm的圆柱形盘上，圆柱的几何形状能确保其流动为径向流。模型用传感器作为为测试压力（包括注入、生产和孔隙流体压力）以及应用流样来确定产砂量的工具。集合系统可以提供垂直应力，定位侵蚀层使用超声波速测量。所有这些数据显示在Labview图板上，并在计算机上实时的显示数字化处理。这项工作展示了作为流体的水和油的初始预测结果和作为孔隙介质的校正结果。该结果证明此系统可以用作为出砂机理的研究，但不能用来扩大到油藏条件下。此结果将用来确证数值模型。
- 王可君黄琴刘廷元（审校）
- 关键词：物理模型超稠油油藏孔隙流体压力LABVIEW数据显示
- AAPG和AMGP召开稠油成因、预测和深水开采技术研讨会被引量：1
- 2008年
- 为探讨有关于深水稠油的热点问题，一个联合AAPG（美国石油地质学家协会）和AMGF（墨西哥石油地质）的研讨会在海德伯格召开，这篇文章报道了本次会议的重点内容。因为深水环境的经济可行性，这些聚集需要具有体积的有效性和保持高采收率的能力。由于重油价格的上涨，经济有效的进行深水开发的数量也要随之增加，该区域的资源底数目前已超过100×109bbl。该资源中的主要比例是稠油，被稠油所支配资源底数分布于如近海Mexico和Brazil地区。勘探和商业上的经济成功要求跨学科和跨价值链整合，并且要上游、中游、下游一起整合。一般情况下盆地模型常作为该种开发项目的整合工具。
由于深水的环境，开发的风险性变得较高，其中之一便是原油的性质。通过更好地理解控制原油性质的因素其中包括生油岩、热成熟度和历史变化和迁移，可以局部降低风险性。虽然几种因素也许都能影响原油的性质，但普遍的观点认为在大多数深水环境中，生物降解是控制原油性质的主要因素，墨西哥除外，因为该地区的生油岩特征发挥主要作用。生物降解由诸如负载、历史热度和油水界面的稽核形状等因素控制。而生油面作为关键性因素使确定稠油的迁移和距离变得更加受限。在确定原油品质时，原油混合物作为重要因素，常常引进轻油或生物降解油来提高或保持原油性质。
以上是稠油生产面临的挑战，下面与陆上和浅滩的沉积相类似。从这些地区的沉积物所了解到的，和深水沉积物同样非常有用。很清楚，持续的资料收集和不断更新的油藏模型价值来自于Angola和Brazil的研究，该地区开发或油藏模型循环使使资金得到有效的利用。因为稠油聚集的长时期性，长远的规划也同样重要。
- 孙艾茵（编译）王可君黄琴黄珠珠刘廷元
- 关键词：AAPG经济可行性生物降解油原油性质
- 普通稠油油藏水驱转热采影响因素分析及解决对策
- 2012年
- 针对普通稠油油藏长期注水开发后的原油物性变差、剩余油分布零散、水驱采收率低（小于20％）等问题，对水驱后转热采的必要性和可行性进行了深入探讨。以实际油藏参数为基础，利用数值模拟方法，建立了普通稠油油藏水驱后转热采的概念模型，并分析了不同的转驱时机、转驱压力和注汽干度对最终采收率的影响。数值模拟结果表明，在低含水期、低压力条件下转驱，采收率提高的幅度较大；较高的注汽干度可以提高蒸汽带在油层剖面上的扩展体积，从而提高采收率。此外，还针对转驱后如何避免水驱优势通道的影响、如何有效降低油藏压力、注汽过程中如何保证注汽干度等问题提出了相应的技术对策，从而为普通稠油油藏开发提供参考。
- 王可君
- 关键词：普通稠油数值模拟
- 裂缝岩心系统CO_2吞吐驱油室内实验研究被引量：3
- 2008年
- 本文研究了CO2吞吐工艺提高原油采收率的效果,以及裂缝性孔隙介质存储CO2的可行性,给出了室内实验结果。实验装置是由一个高压不锈钢筒装有带环空的圆柱型岩心组成。该岩心可以较真实地模拟基质中的裂缝流动规律。在整个实验过程中,正构癸烷一直作为实验用油饱和岩心。分别在250、500、750、1000、1250、1500psi压力条件下,做了6组CO2吞吐实验。CO2沿裂缝注入岩心(注入阶段);关井24h,让CO2沿裂缝扩散到基质原油中(焖井阶段);开井生产,压力降低,测量产油量(生产阶段)。重复上述实验步骤直到没有原油产出为止。实验结果表明,CO2吞吐技术可以显著地提高裂缝性油藏的原油采收率。而且,工作压力越高,采收率越大。
- 黄琴张俊王可君张晓波
- 关键词：裂缝性油藏二氧化碳吞吐提高采收率驱替实验
- 垦627块开发方式优化数值模拟研究
- 2016年
- 胜利油田深层稠油储量大、埋藏深、储层物性差，常规稠油热采开发无法实现有效动用。本次研究以垦627块为例，利用数值模拟技术，探索该类油藏有效动用方式，并进行开发技术界限优化。数值模拟结果表明：该类稠油油藏采用长水平井分段压裂技术，不仅可以改善储层的渗流条件、扩大渗流面积，而且可以直接采用冷采开发，避免了油藏压力大，注蒸汽困难的问题。针对垦627块油藏条件，预测采用水平段长度在500m的情况下，裂缝间距为100m，半缝长为70m的压裂方案实施效果最好。预测开发累积产油量为1．05×104t。对今后类似超稠油低渗透油藏开发方式优化数值模拟具有一定的指导意义。
- 王可君顾永强
- 关键词：低渗透开发方式压裂数值模拟
- 压力递减率和压力梯度在稠油溶解气驱生产动态中的作用
- 2008年
- 稠油溶解气驱的采收率受几个相互作用因素的影响,其中包括压力递减率和压力梯度。研究表明高的压力递减率(dp/dt)会产生较大过饱和度和较快的成核作用,将导致更多分散的气泡,同时,高的压力梯度增加了作用于气相的黏滞力,加速了气泡的破裂和气体的离散。二者相互作用导致较低的气体流动,影响石油采收率;但是它们的相对重要性仍然未知。
- 王可君孙艾茵
- 关键词：稠油溶解气驱压力梯度
- 改进型深水固井工艺减少了非生产时间被引量：1
- 2008年
- 在过去的4年时间里,用改进型深水固井工艺完钻了大约42口井,新技术改善了水泥浆的设计,减少了深水井固井作业期间的非生产时间(NPT)。然而,不是所有的深水操作都采用这种固井工艺,尤其是没有隔水管的情况。给出了以下三方面的应用结果:①水泥浆设计应用;②温度预测和泥浆清除模拟试验;③水下释放塞的应用。水泥浆混合物的选择对费用的影响很大,不仅会因错误的设计导致固井的失败,而且也会对后勤供应造成困难。由于深水固井作业远离海岸,需考虑一个系统方法,使之涵盖水泥浆设计的所有方面,包括从导管设计到胶塞设计。面临的挑战包括浅层水窜,以及在相对高的温度和压力下的应用。当常规水泥浆和泡沫水泥浆的设计及充填合理时,能够在这种条件下成功地应用。驱替设计包括对钻井液胶体相态变化的全面理解。虽然普遍认为,常规的循环温度评价并不适合于深水的应用,而且一些其他方案也并不总是奏效。但通过该方案的应用,钻井人员认识到,较好的水泥浆性能和较低的泥浆成本全都得益于井筒热力学模拟器的应用。计算机模拟时应用修正数据可以降低水泥浆的成本,同时由改进的套管鞋进行的完整性实测表明,水泥浆性能也得以改进。采用实时监测和详细的压力分析方法来监控固井作业和水下释放塞的正确应用。非生产时间和建井成本的减少表明作业效率提高。这些新工艺的成功率达到100%,而之前只有74%。
- 董学成黄珠珠王可君胡淑娟
- 关键词：深水固井示踪剂
- 深层特稠油油藏HDCS开发技术政策界限被引量：5
- 2013年
- 针对深层特稠油油藏储量难以动用的问题,运用油藏数值模拟方法,进行深层特稠油油藏HDCS开发技术界限研究.HDCS开发时,布井经济极限厚度为3 m,距离边水的最小距离为90 m.生产过程中水平井的注汽强度为12.5 t/m,CO2周期注入量为100 t,降黏剂周期注入量为20 t,生产井的排液量为30～ 40 t/d时,净产油量最大.在相似油藏的应用后,取得了较好的效果.该研究成果对含有大量边水的深层特稠油油藏开发有重要意义.
- 王可君
- 关键词：特稠油油藏垦西油田
