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。     

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。     

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%。     

双水平井组合SAGD物理模拟研究

辽河油田在杜84块开展直井-水平井组合蒸汽辅助重力泄油(SAGD)先导试验取得成功。SAGD技术正在由巨厚层向中厚层、薄层油藏,双水平井组合推广。以曙一区杜84块兴Ⅵ组先导试验区油藏和流体参数为基础,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,并对双水平井组合SAGD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上升、汽腔扩展和汽腔下降3个阶段,同时结合温场发育状况及产油量、含水率等生产实验数据,将双水平井组合SAGD生产阶段划分为吞吐预热阶段、汽腔上升阶段、汽腔扩展阶段和汽腔下降阶段。物理模拟双水平井组合SAGD实验表明,最终注入倍数为3.0时,阶段采出程度可以达到60.23%,物理模型平均剩余油饱和度为17.54%。     

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。     

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。     

超稠油蒸汽驱先导试验效果分析

杜229块兴隆台油藏为中厚互层状超稠油油藏,单层厚度薄、储层物性好、原油黏度高,已进入蒸汽吞吐末期,综合含水率快速上升,产量递减严重,亟需实施开发方式转换。针对该区块蒸汽吞吐后期的特点,运用开发机理研究、数值模拟研究等方法,论证了超稠油蒸汽驱的可行性,并于2007年规划了7个70m井距"反九点"井组,开展蒸汽驱先导试验。经过8年的探索与实践,先导试验取得成功,井组年产油由转驱前的4.1×104t上升至5×104t左右,油汽比为0.17,采注比为1.09,采出程度达到53.8%,各项指标达到国际先进水平。通过对历史生产资料及监测资料分析研究,初步形成了超稠油蒸汽驱"先连通、再驱替"的驱油机理,掌握了影响生产效果的各项主要因素,总结了汽驱阶段的动态调控理念及方法。该试验的成功实施,突破了超稠油不能实施蒸汽驱的认识禁区。     

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。     

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。     

化子坪西区长6特低渗透油藏空气泡沫驱可行性评价

化子坪西区长6油藏为特低渗透油藏,储层物性及孔隙结构特征差,油相渗流能力下降快,油层吸水能力相对较低,水驱开发效果较差。空气泡沫驱油技术是将空气驱油和泡沫驱油有机结合起来,具有调剖和驱油双重功能,适合特低渗透油层驱替开发。室内岩心驱替实验表明,长6储层岩心进行空气泡沫驱后,比水驱最终采收率平均提高6.9个百分点。甘谷驿采油厂唐80井区为长6油藏同类油藏,其开发实践表明,井区8个试验井组全部进行空气泡沫驱后,视吸液指数下降了71%,注入能力低于水驱井组,但含水下降至18.8%,比水驱井组低29.6个百分点,初期平均单井月增油11t以上,具有明显的控水增油效果。从地质、渗流特征、驱替效果、井网等方面考虑,长6储层适合水驱后转空气泡沫驱,建议在长6油藏进行空气泡沫驱试验和推广,以提高最终采收率。     

物性夹层对SAGD开发效果的影响研究

针对物性夹层是否影响SAGD开发效果的问题,采用测井曲线分析与取心井岩心描述相结合的方法,明确了D块I油层组物性夹层的岩性构成、厚度范围、电性特征以及物性变化。利用CMG稠油热采模拟软件,依据油藏地质特点及开发现状,建立了双水平井组合、直平组合两种布井方式SAGD的数值模型,模拟了夹层厚度与渗透率多种组合方案,取得了"夹层热传导与渗透性关系不大、夹层泄油能力与渗透性关系较大"的基本认识,确定了物性夹层厚度、渗透率对SAGD开发效果影响的技术界限:当物性夹层渗透性小于100m D、厚度大于1.5m时,双水平井SAGD开发适应性较差;当物性夹层厚度为1m、渗透率大于40m D时,对直平组合SAGD开发影响很小;当物性夹层厚度大于2m、渗透率大于100m D时,对直平组合SAGD开发效果影响不大。     

超稠油汽窜综合治理技术的研究与应用

曙光油田由于超稠油油藏埋藏浅、胶结疏松、地层破裂压力低、油层非均质性严重等因素,导致汽窜现象愈加严重。2006年超稠油发生汽窜853井次,影响产量5.53×104t。为此开展了汽窜综合治理工作,在生产组织管理、防窜配套工艺等环节上开展汽窜治理技术研究与应用,通过油井周期生产全过程控制来有效降低汽窜干扰的程度和规模。通过预控管理降低汽窜影响;研制推广实施选配注技术、暂堵封窜技术、预处理技术、化学助排技术、二氧化碳三元复合吞吐技术、水平井防汽窜工艺、生产井防汽窜工艺等,显著降低了措施井汽窜影响产量,抑制了汽窜干扰,有效解决了超稠油汽窜、水平井水平段动用不均等问题。两年措施增油24.74×104t,对比2006年,2007年、2008年汽窜影响产量分别下降2.17×104t和2.72×104t,获经济收益34264.09万元,投入产出比为1:6.14。     

提高杜229块蒸汽驱扩大井组生产效果对策研究

杜229块1998年投入试采,采用直井蒸汽吞吐开发,截至2007年底,区块开发进入吞吐末期,稳产形势严峻。针对该区块吞吐后期的特点,通过开发机理研究,数值模拟研究等方法,论证了超稠油蒸汽驱开发的可行性。2007年6月在区块中部实施了7个反九点注采井网的蒸汽驱先导试验井组。经过6年的动态调控,先导试验获得成功,并形成了超稠油蒸汽驱"先连通、再汽驱"的开发机理。针对先导试验取得的认识,2013年扩大实施5个蒸汽驱井组时,通过4项措施提高汽驱效果:优化油藏工程设计;注汽井的射孔方式采用限流射孔;转驱前实施整体吞吐,地层压力下降到2.7~3.5MPa,地层温度上升到80℃以上,注采连通达到70%以上;井组转驱前实施最后一次整体预热,强化注采连通,缩短转驱后的热连通时间。通过以上措施,扩大井组转驱后受效时间比先导试验区缩短2个月,高含水的热连通时间缩短4个月,油层纵向动用程度提高23%,油汽比提高0.026,采注比提高0.21。     

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。     

辽河油田洼79井区难采储量动用技术研究与应用

辽河油田洼79井区储层发育不稳定,砂体规模小,油藏埋藏深,油层薄,岩性细,加之直井开发中存在注汽压力高,吞吐周期短,油层出砂严重,检泵周期短等因素,导致储量难采。利用储层评价技术开展区块精细油藏描述,落实剩余储量富集区。在此基础上,对区块油井的注汽规律、生产规律进行评价,同时寻找适宜的开采技术。运用油藏工程方法开展水平井动用可行性研究,并采用配套的钻采工艺技术,设计水平井整体替代直井进行二次开发的方案。预计洼79井区利用水平井二次开发后,井区日产油能力达到80t以上,采收率可提高7.3%,增加可采储量10.2×104t。实践表明,水平井既可有效抑制油井出砂、改善注汽效果,又可发挥泄油面积大的优势,提高主力砂体动用程度;合理优化钻采工艺可有效提高油层钻遇率,利用多点注汽方式能提高热利用效率,实现难采储量的有效开发。     

电加热辅助SAGD数值模拟研究及现场应用

电加热在辅助稠油降黏开采中已得到广泛应用,但前人主要对电加热SAGD预热数学模型进行了研究,电加热辅助SAGD生产研究相对较少,因此需明确电加热辅助SAGD的相关参数。利用CMG灵活井模块,以风城油田A井组为基础,建立表征电加热-注蒸汽数值模拟模型。实现水平段筛管、长油管、短油管以及加热电缆的复杂管柱结构模拟。对电加热的功率、操作方法等参数进行了优化。模拟结果显示:电加热最佳功率为1.5kW/m,采用脉冲式电加热方法,即加热电缆周期性加热,生产井注入蒸汽循环进行驱液洗油,交替加热9轮以上,可以保证生产效果同时避免原油结焦风险。A井组现场实践结果表明,采用电加热后,水平段动用程度由43%大幅提高至100%,日产油量提高3.2t,油汽比提高0.229,生产效果得到明显改善。因此电加热辅助SAGD具有巨大的应用潜力,对提高SAGD产量水平和采收率具有重要意义。     

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。     

提高超稠油水平井段均匀动用技术探索与实践

曙光油田超稠油水平井蒸汽吞吐开发过程中存在水平段动用不均问题,影响水平井开发效果。123口超稠油水平井动用好井段平均长度118m,占总井段长度的31.4%;动用中井段平均长度186m,占总井段长度的49.6%;动用差井段平均长度75m,占总井段长度的19.8%。动用不均的原因在于油层发育不均、完井方式的差异及井间汽窜干扰。根据水平段温度变化趋势,将水平段井温曲线分为均衡型、渐变型、阶梯型、波浪型、突变型五种。采用选段注汽、分段注汽、复合注汽三种均匀注汽技术以提高水平段动用,选段注汽主要适用于渐变型和阶梯型井温水平井,分段注汽主要适用于突变型井温水平井,复合注汽主要适用于波浪型井温水平井。现场应用后,水平井段动用程度由31.4%提高到56.3%,增油效果显著,为提高同类型油藏水平井开发效果提供借鉴。     

SAGD高产井下入大尺寸筛管设计研究

辽河油田超稠油SAGD开发进入工业规模实施阶段,近年开始实施长水平段水平井提高油层动用程度。由于长水平段水平井设计的日产液量高,为满足排液需求、提高过流面积,使SAGD生产井达到最大产能,开展了大尺寸筛管φ244.5mm的激光割缝筛管替代原有φ177.8mm激光割缝筛管的研究。通过理论计算、数值模拟等方法,对大尺寸筛管的各项参数及套管强度进行设计,在达到φ177.8mm激光割缝筛管的各项参数标准前提下,确定φ244.5mm激光割缝筛管的缝形为梯形缝,采用平行布缝方式,周向割缝50条,外缝宽0.5mm,内缝宽1.0mm,缝长35mm,排间距35mm。φ244.5mm激光割缝筛管于2014年首次在SAGD高产井进行实施,单井日增油15t/d,阶段累计增油4050t,创造效益202万元。大尺寸筛管在SAGD高产井中的成功应用,为油田持续稳定开发提供了有力保障。