直井-水平井组合SAGD物理模拟研究

蒸汽辅助重力泄油(SAGD)技术是一种开发超稠油的经济有效方式,国内油藏在直井吞吐后普遍采用直井-水平井组合SAGD开发。以曙一区杜84块兴VI组油层油藏地质参数、流体性质为基础,采用高温、高压三维比例物理模拟系统模型来描述超稠油油藏蒸汽吞吐后转蒸汽辅助重力泄油的开发过程,并对实验过程中蒸汽腔变化进行监测分析,根据蒸汽腔发育特征将蒸汽腔的形成和发育过程分为汽腔形成、汽腔扩展和汽腔下降等3个阶段,同时结合温场发育状况及产油量、含水率等实验数据,可以将直井-水平井组合SAGD生产阶段划分为吞吐预热阶段、汽腔形成(SAGD驱替阶段)阶段、汽腔扩展阶段和汽腔下降阶段。物理模拟直井-水平井平组合SAGD实验表明,最终注入倍数为2.8时,阶段采出程度可以达到58.5%,物理模型平均剩余油饱和度为19.40%。     

辽河油田多介质组合重力泄油(SAGP)技术研究

辽河油田杜84块馆陶油层为一巨厚块状边顶底水超稠油油藏,在进入蒸汽吞吐开发的中后期,自2005年开始陆续开展了蒸汽辅助重力泄油(SAGD)先导试验,取得了较好开发效果.但随着试验规模的不断扩大和深入,在SAGD中后期采取何种措施,来控制蒸汽腔纵向上扩展,抑制顶水下泄,进一步提高开发效果已迫在眉睫.多介质组合重力泄油(SAGP)是由SAGD演变而来的工艺,在注入蒸汽中加入少量的非凝析气体,以便调整蒸汽腔的扩展方向,降低蒸汽上升速度,从而抑制顶水下泄,有效延长SAGD生产时间.通过对SAGP生产机理的分析,结合杜84块超稠油地质研究和蒸汽辅助重力泄油(SAGD)开发效果评价,优选适合杜84块SAGP添加的非凝析气体的种类,研究设计并优化SAGP的有关注采工艺参数,给出了SAGP技术在试验区应用的开发指标预测结果.研究表明,SAGP是提高杜84块蒸汽辅助重力泄油开发效果行之有效的手段.     

杜84块馆陶油藏SAGD高产水平井部署研究

曙一区杜84块馆陶油藏类型为块状巨厚边、顶底水超稠油油藏,油藏早期采用吞吐开发方式生产。为提高油藏采收率,油藏主体部分已经在2009年全部转入蒸汽辅助重力泄油(SAGD)开发方式。为进一步提高油藏动用程度,决定在油藏边部区域部署水平井进行SAGD开发。通过精细油藏地质研究,确定水平井部署位置;通过数值模拟研究,确定安全避水界限至少要100m;通过优化设计水平段长度,水平段位置,优化布井方式及钻完井工艺的设计,保证SAGD油井高产。最终在馆陶边部部署一个直平组合SAGD井组和一个双水平井SAGD。杜84-馆H62直平组合井组于2014年10月率先完钻,经过吞吐预热6个月转SAGD方式生产,吞吐预热及SAGD期间均保持较好的生产效果,SAGD生产期间日产液达到500t/d,日产油120t/d,瞬时油汽比0.27。     

应用水平井挖掘杜84块兴Ⅱ组单砂体稠油油藏潜力

辽河油田杜84块兴隆台油藏纵向划分为兴Ⅵ组、兴Ⅲ组、兴Ⅱ组、兴Ⅰ组四套油层组。其中,兴Ⅵ组采用直平组合SAGD(蒸汽辅助重力泄油技术),兴Ⅰ组采用双水平井SAGD,兴Ⅱ、Ⅲ组互层状油藏水平井吞吐挖潜,实现杜84块多元化立体高效开发。通过开发方式转换,杜84块实现了油田纵向储量的均匀动用,很多区域达到或超过油田标定采收率(29.2%)。通过深化地质研究,发现兴Ⅱ组还存在未得到有效动用的单砂体油藏。结合部署界限和油藏发育情况,在兴Ⅱ组隔夹层发育稳定区域部署规划两口水平井杜84兴H2111井、杜84兴H2112井,控制地质储量11.5×104t,部署区域基本未动用。两口水平井目的层厚度在7m左右,水平段长度为240m以上,单井储量在5×104t左右。应用近钻头地质导向、随钻地质跟踪以及水平井同注同采技术,挖潜单砂体油藏潜力。     

超稠油蒸汽辅助重力泄油动态调控技术研究

蒸汽辅助重力泄油技术（SAGD）作为超稠油开发的接替技术,2005年开始在曙一区杜84块馆陶油藏进行先导试验,试验区采用直井与水平井组合方式。在试验实施过程中,先后遇到了汽液界面不合理、水平段动用状况不均匀、水平井汽窜、汽腔压力高等问题,在借鉴国外成功经验基础上,辽河油田研究出了适合自身特点的一整套油藏动态调控方法．包括阻汽控制技术、水平段均匀动用技术、水平井防窜技术和蒸汽腔压力稳定技术。其中,阻汽控制技术可合理控制采油井产液速度,避免发生汽窜现象;水平段均匀动用技术可提高水平井动用程度;注汽井射孔时,射孔井段底部距水平井3～5m．可有效阻止形成汽窜;蒸汽腔压力保持在3～4MPa时,SAGD开发效果较好。2007年8月,馆陶油藏通过每天减少注汽量300t,15d后,蒸汽腔压力由4．2MPa降至3．9MPa,日产液量保持不变,含水下降1．5个百分点。先导试验表明,注汽井及注汽井段适宜是SAGD操作的基础,水平段均匀动用是SAGD操作的保障,阻汽控制是SAGD操作的核心,蒸汽腔压力稳定是SAGD操作的关键。     

杜84块馆陶组超稠油油藏SAGD高产井培育关键技术

曙一区杜84块馆陶油藏自2005年转入SAGD开发,仍存在制约因素:受油藏中的低物性段影响,蒸汽腔纵向扩展受到制约,需增加上部油层动用厚度,提高井组泄油能力,为高产井、百吨井提供物质基础;随着蒸汽腔的扩展,注汽量增加,油汽比逐渐降低;同时,受地层非均质性影响,蒸汽腔在平面上波及不均,热利用率低。SAGD开发机理研究认为,高产井产量主要取决于泄油井点数及蒸汽腔高度,要达到培育高产井乃至百吨井,单个泄油井点贡献值必须达到30~40t/d。可通过科学生产调控,提高井组的泄油能力,针对平面上稳定的泄油井点,通过连续注汽,不断强化注采连通;井间汽窜井点,通过轮换注汽,逐步培养蒸汽腔发育;边部潜力区域,增加新的注汽井点,促进蒸汽腔扩展速度。针对隔夹层制约蒸汽腔纵向扩展问题,对隔夹层进行射孔改造,有效解决低物性段对蒸汽腔的抑制作用,实现蒸汽腔纵向扩展;开展注氮气辅助SAGD开发研究,促进蒸汽腔横向扩展,提高热利用率和油汽比。     

杜84断块馆陶油藏双水平SAGD优化设计

辽河油田曙一区杜84块馆陶油层为一顶部和四周被水包围的特殊油藏．开发初期按70m井距正方形井网部署直井蒸汽吞吐开发,在油井蒸汽吞吐过程中,射孔井段下部油层动用差,蒸汽超覆现象随周期延长而加剧．带来顶水突破的隐患,同时油藏递减逐渐加大,油藏开发效果逐渐变差。为提高杜84块馆陶超稠油油藏剩余油动用程度．决定采用SAGD开发技术。本文以油藏特点和开发现状为基础,应用STARTS数值模拟软件,采用变深度、不均匀网格进行油藏数值模拟,对双水平井组合的SAGD技术布井方式、水平段长度、水平段在油层中的位置、注采参数等进行了优化设计。实施效果表明,采用双水平井组合SAGD技术,提高超稠油原油采收率是经济可行的。     

后SAGD阶段开发技术探索与实践

杜84块兴Ⅵ组SAGD先导试验区经过8年开发,水平生产井水平段上覆储量采出程度已达70%,进入SAGD开发后期,存在问题较多,主要表现为蒸汽腔压力高、蒸汽用量大,蒸汽腔热损失大、热能利用率低,蒸汽腔进入下降阶段、泄油效率低,且油汽比降至0.15,继续采用SAGD开发已不经济。为改善兴Ⅵ组SAGD先导试验区效果,探索利用SAGP(Steam And Gas Push)方式,向蒸汽腔注入氮气,利用氮气填充蒸汽腔,从而减少蒸汽注入量、降低热损失、提高泄油效率,改善油汽比。根据兴Ⅵ组SAGD先导试验区实际情况,对蒸汽及氮气注入量等参数设计优化,最大限度减少蒸汽用量,提高油汽比,方案设计油汽比由0.15提高至0.30。经过半年的现场实施,试验区各项开发指标明显改善,油汽比达到0.33;监测资料显示汽腔顶部形成低温氮气层,有效降低了热损失;措施实施后已累计创效1402万元。SAGP的成功实施为后SAGD阶段探索出可行的接替技术。     

二氧化碳辅助蒸汽吞吐技术矿场试验

以曙一区杜84块兴隆台油层为例,经过18年的蒸汽吞吐开发,区块进入蒸汽吞吐开发末期,生产效果逐渐变差。其原因主要有地层压力低,压力由8MPa下降至3.0~3.5MPa;油藏动用不均,水平井水平段动用程度仅为58%;蒸汽热效率低,注入蒸汽中的40%为无效注汽量。针对超稠油油藏蒸汽吞吐开发中后期油藏"低压"导致吞吐效果变差的问题,提出了二氧化碳辅助蒸汽吞吐技术,通过向油藏内注入二氧化碳补充地层压力,提高水平段动用程度,提高原油流动能力,并利用理论计算、数值模拟等方法 ,对气体注入量、注入介质、井网选择等进行研究。该技术于2014年进行了先导试验,而后进入规模实施阶段,累计实施34井次,注汽压力由5.0MPa上升至6.2MPa,排水期由57天下降至16天,阶段产油由736t上升至1157t,油汽比由0.12上升至0.22。     

氮气泡沫抑制双水平井SAGD井间窜流可视化研究

双水平井SAGD是开发稠油油藏一种有效前沿的技术手段。双水平井SAGD开发稠油油藏时,注采井间局部易发生窜流,导致油井生产汽窜,含水率上升。对此利用二维物理可视化机理模型,以辽河油田曙一区杜84块馆陶油层地面脱气原油为实验原油,研究当水平井注汽开发过程中井间窜流后,注入的氮气泡沫运移、聚集、封堵机理。实验结果表明,由于油水黏度差异及储层非均质性,注采井间易发生窜流,注入蒸汽沿注采井间向前推进,产生明显的主流通道,不利于双水平井SAGD注采井间建立稳定连通关系和剩余油有效动用;注入的氮气泡沫首先进入主流通道并占据大孔道,在喉道的剪切作用下形成大量气泡,泡沫沿窜流通道运移并聚集,起到封堵作用,有利于抑制井间蒸汽或热水的窜通,使得后续注入流体改变流动方向,实现双水平井井间剩余油均匀动用。     

蒸汽腔立体监测技术在SAGD开发中的应用

在蒸汽辅助重力泄油(SAGD)开发中,有效监测蒸汽腔的发育形态,对生产动态调控、剩余油挖潜、延长SAGD开发生命周期及开发效果评价具有重要意义。辽河油田经过十余年的SAGD开发实践,不断摸索研究,利用超稠油油藏SAGD开发前后温度场、微重力场及地震速度场等方面参数的变化,建立了以观察井温度监测、时移微重力及四维地震等开发地球物理技术为主体的SAGD蒸汽腔立体监测技术,实现了SAGD蒸汽腔由单一技术向多技术监测、由单点向点-面-体立体监测、由定性静态描述向定量动态预测的转变。该立体监测技术可以较好地判断蒸汽腔扩展形态,计算蒸汽腔扩展速度及高度,辅助判断SAGD开发阶段,准确判断沉积微相、隔夹层及注采关系等因素对蒸汽腔扩展规律的控制。该立体监测技术在SAGD生产动态调控及开发调整方面也取得了较好的应用效果。     

双水平井SAGD循环预热工艺研究与应用

蒸汽辅助重力泄油(SAGD)技术是开发超稠油的一项前沿技术,具有驱油效率高、采收率高的特点。该技术应用分为启动阶段和生产阶段。SAGD启动阶段应用的技术主要有蒸汽吞吐预热启动和循环预热启动。相对于蒸汽吞吐预热启动,注蒸汽循环预热启动加热均匀,启动平稳,有利于蒸汽腔的均匀扩散,蒸汽腔发育体积大,转入SAGD生产以后,生产效果好,采收率高。但配套循环预热管柱结构复杂、预热参数优化困难、循环预热机理仍需进一步研究,尤其在工艺配套上,尚无满足循环预热试验要求的同注同采工艺技术,且国内尚无成功实施循环预热的先例可资借鉴。对循环预热工艺机理、注采参数设计、管柱结构进行研究,完成了为循环预热工艺配套的井下双管柱结构、无接箍长冲程抽油泵、注采一体双管井口等多项关键技术设备,现场应用表明,完全满足循环预热工艺要求。同时,得到合理的循环预热注汽量、注汽速度、注汽压力、采注比等预热参数,为下步SAGD试验的规模实施奠定了基础。     

杜84块兴Ⅵ组油水界面认识研究

杜84块兴Ⅵ组油层以蒸汽吞吐开发为主,后期将转入直平组合SAGD开发。该油层埋深范围-710~-840m,以厚层块状为主,厚度一般在30~80m,油水关系复杂,为底水油藏,已进入中后期开发阶段。兴Ⅵ组共有直井382口,水平井54口。目前已转入SAGD生产的直井有143口,水平井有21口,累计注汽480.4×104t,累计产油76.1×104t,累计产水403.3×104t,油汽比为0.16,日产液为4118.9t/d,日产油为545.8t/d,含水达到86.7%。兴Ⅵ组油层油水关系复杂,个别直井和水平井长期高含水生产,影响整体开发动用效果。通过测井资料,从电性和物性上深入研究兴Ⅵ组底部油水界面,建立统一的油水识别标准,并借助钻井取心、生产动态资料进一步验证,确定全区油水界面。运用新技术对油水发育进行三维地质建模,为后期兴Ⅵ组整体开发及转入SAGD开发后提供可靠依据。     

烟道气辅助SAGD技术研究与现场试验

烟道气辅助SAGD是将以N_2、CO_2为主要成分的烟道气注入SAGD蒸汽腔内,以实现SAGD汽腔调控,相比辽河油田比较普遍的以N_2、CO_2非烃类气体为注入介质的气体辅助技术,该技术在成本、气源、效果等方面具有较大优势。在前期调研的基础上,结合氮气辅助SAGD开发实践,利用物理模拟、数值模拟等技术,明确了烟道气辅助SAGD可以减小蒸汽热损失、维持汽腔压力、扩大蒸汽波及体积、提高原油流动能力。对烟道气辅助SAGD主要操作参数进行优化,设计采用段塞式注气方式,段塞尺寸为6个月,气汽比为0.02,注蒸汽量降低10%,注烟道气体总量为0.1PV。在辽河油田4个SAGD井组开展烟道气辅助SAGD先导试验,实施后井组产油量保持稳定,油汽比由0.16提高至0.21,蒸汽腔顶部温度明显降低,阶段节约注汽3.5×10~4t,增油0.4×10~4t,创效914万元。     

SAGD高产水平井动态调控研究

曙一区超稠油1997年投入开发,经历了直井蒸汽吞吐开发、水平井加密开发和开发方式转换三个主要阶段。2005年馆陶油藏开始实施SAGD先导试验,通过开发方式转换来提高油藏采收率,经过多年的科学动态调控,馆陶试验区取得了突破性的阶段效果,为SAGD工业化推广奠定了重要基础。但是馆陶油层动用区域主要集中在中部,油藏边部动用程度相对较低。为了改善现状,通过对馆陶油藏的精细描述,在油藏边部部署了扩边井组D-GH62井组,该井采用了最先进的钻完井技术,预测井组高峰期日产量达到200t。2015年井组转入SAGD开发后,日产油量未达预期,为改善井组效果,通过在水平段中部新增两个注汽井点,完善井网,加强注汽,快速建立热连通;对上返馆陶且未动用过馆陶油层的井实施轮换注汽,降低配注量,并对水平生产井控液生产,防止汽窜;在低物性段上下方同时射孔,突破低物性段遮挡,有效促进蒸汽腔的形成与扩展,该井日产油提高了100t。     

欢喜岭油田提高稠油采收率技术应用实践

欢喜岭油田稠油油藏经过20多年开发已进入“两高一低”,即高含水、高采出程度和低油汽比的开采阶段,常规蒸汽吞吐开发方式面临诸多矛盾,进一步提高采收率难度大。为此,开展了稠油蒸汽吞吐转换为蒸汽驱、利用水平井技术实现老油田“二次开发”及提高稠油吞吐井开发效果配套技术（包括分层注汽、组合注汽、水平井多点注汽、水平井双管注汽、化学辅助吞吐等）的研究与应用。措施实施后,累计增产原油110.6×104t,创经济效益11.7亿元。     

洼38块薄层水平井蒸汽吞吐产量递减规律分析及开发对策

为进一步提高油藏动用程度,洼38块从2006年起在薄油层区域部署水平井,并采用油层酸化、井筒电加热等措施辅助蒸汽吞吐开采。然而,洼38块薄层水平井蒸汽吞吐采油呈现阶段峰值产量高、产量递减快的特征。采用扩散方程加定解条件的方法,建立了水平井渗流数学模型,推导出了在拉普拉斯空间中水平井的无因次产量与无因次井底压力之间的关系式,并作出理论上封闭油藏中不同影响因素下水平井的产量递减曲线,得出主要产油阶段在峰值期的结论。据此制订了调整措施,即在保证不出砂的前提下,尽量提高采液强度,趁热快采,提高热利用效率,进而提高油汽比,从而达到增产的目的。水平井洼38-东H3在第3周期后应用了该措施,第4周期油汽比从0.27上升到0.6,第5期的油汽比也比第3周期高0.08,取得较好的增产效果。     

新型SAGD技术在稠油开采中的应用

蒸汽辅助重力泄油技术(SAGD)是开采稠油和油砂的有效技术。由于SAGD技术具有能耗大、CO2排放等缺点,在应用过程中,出现了多种对传统SAGD技术改进的新型SAGD技术,包括改变注采模式的SAGD技术和改良注入介质的SAGD技术。通过调研SAGD技术在国内外研究与应用情况,对U型井SAGD、快速SAGD、单井SAGD、SAGP、溶剂辅助SAGD及化学剂辅助SAGD等技术进行了介绍。分析认为,不同的新型SAGD技术具有不同的应用特点,所适应的地质条件和操作条件也有较大差异,应综合考虑油藏地质特征、经济效益等因素进行筛选与应用:存在顶水的油藏,建议采用SAGP技术减少蒸汽热损失;较为成熟的稠油油藏,建议采用溶剂辅助SAGD技术或化学剂辅助SAGD技术提高产量和采油速度;埋藏较浅的油藏,建议采用单井SAGD技术开采;非均质性较强的稠油油藏,可采用直井单井SAGD技术使蒸汽均匀扩展;渗透率较低的油藏,可优先采用快速SAGD技术。     

SAGD油井产出液热能利用工艺技术研究

直井(水平井)与水平井组合重力泄油(SAGD)开发方式,其原理是:蒸汽经过直井被注入油层,并在油层中形成连续的蒸汽腔,蒸汽冷凝放出热量,地下原油经加热后,与冷凝水一同依靠重力作用流入水平井被大排量采出,采收率可达50%。该工艺目前处于工业化应用阶段。在SAGD开发方式下,油井产出液携带大量的可利用热能,其热能能否有效利用,直接制约着SAGD技术的工业化应用。为此,开展油井产出液热能利用工艺技术研究,将油井产出液携带的可利用热能,用于该区块注汽锅炉使用的软化水升温,其工艺流程为:产出液从井口进入计量接转站脱气,脱气后进入集中换热站换热,温度从155℃降到90℃后,进入联合站脱水;软化水从软化水站进入集中换热站,换热升温后(温度从20℃提到64℃,进注汽站温度为57.6℃),为该区块注汽锅炉供水。产出液热能利用工艺技术实施后,每年可节约燃料油14814t,使超稠油区块采收率从21.6%提高到50%。     

稠油油藏注空气改善开发效果研究与试验

杜80块油藏属超稠油油藏,含油面积为1.68km2,石油地质储量为1012×104t,采用注蒸汽吞吐开发,累积产油89.69×104t,累积注汽254.7×104t,累积油汽比0.38,阶段采出程度7.4%,采油速度0.62。伴随着多轮次蒸汽吞吐开发,油层低压力、低油气比矛盾越来越突出,周期递减逐渐加大,效果越来越差,汽窜呈逐渐加剧趋势,严重影响区块油井产量。提出应用注空气辅助蒸汽吞吐技术改善开发效果。对于稠油油藏,注空气驱油机理主要是燃烧产生的热和蒸汽,使原油降黏。与热力采油和化学采油技术相比,注空气技术在操作成本、采收率、经济效益等方面具有明显优势。理论研究及现场先导试验显示,注空气辅助蒸汽吞吐技术适合于井间气窜不严重、油层温度高(100℃)、油层动用不均衡、地层有倾角、地层压力低、胶质和沥青质含量相对较高的井,可以改善普通稠油、超稠油低产低能问题,恢复地层压力,改善稠油蒸汽吞吐效果。同时,通过合理监测及细化生产管理,亦可保证现场操作安全可靠。