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。     

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%。     

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%。     

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。     

超稠油水平井分段注汽配合调剖技术研究与应用

辽河油田超稠油水平井蒸汽吞吐进入中后期开采阶段，逐渐暴露出水平段动用不均、吞吐效果差等开发矛盾。分析认为，由于蒸汽超覆作用，水平段各井段区域储层非均质性差异大，吸汽强度不均，井间汽窜严重；近井地带地层存水增多，含油饱和度下降；油层亏空加大，地层压力下降，油层供液能力不足。依据水平井温度监测资料，合理判断水平段剖面动用状况，采用分段注汽工艺技术，独立分隔水平段注汽腔，灵活分配注汽量，实现对水平段不同区域分段均匀注汽。并通过注入高温复合调剖剂，辅助分段注汽进行蒸汽吞吐，有效封堵水平井段局部大孔道高渗透区域，补充地层能量，抑制汽窜发生，提高蒸汽波及半径，调整水平段动用剖面，实现水平段均匀吸汽，近而起到降黏、驱油助排和提高动用程度的作用，达到改善开采效果的目的，为油田开发持续稳产提供技术依据。     

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。     

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。     

改善薄层稠油油藏蒸汽吞吐效果的技术探讨

江37区块作为采油九厂第一个稠油开发试验区,已经进行了3年的蒸汽吞吐热采试验,目前油井已进入第四轮蒸汽吞吐开采阶段。随着热采试验的不断深入,试验区的含水上升快、井间干扰严重,油层平面和纵向动用不均、储量动用差等问题日益显现,严重影响了试验区的稠油开发。针对这些问题和矛盾,在研究稠油蒸汽吞吐开发模式和递减规律的基础上,提出了改善蒸汽吞吐阶段开发效果的有效方法和途径,为下步试验区的稠油热采试验提供一定的借鉴。通过现场试验证实,提高蒸汽干度、多井整体吞吐和水平井试验,是改善薄层稠油油藏蒸汽吞吐效果的有效途径,其中提高蒸汽干度可以降低单位注入热量的注水当量,减少近井地带的冷凝水饱和度;多井整体吞吐可以有效解决油井之间因注汽而相互干扰的问题;水平井由于其吸汽能力强,开发效果远好于普通直井。     

海上多元热流体热采工艺应用方法研究与实践

热力采油是稠油开发中最主要的开采方式,中国海上稠油储量大,稠油油田的合理高效开发,对海上油田的增产稳产具有重要意义。受海上特殊的自然环境、空间等条件限制,直到2008年,我国才在渤海湾南堡油区完成了海上第一口热采井的先导性试验项目,填补了国内海上稠油热采领域的空白,为多元热流体热采技术的发展和现场应用积累了经验。从多元热流体吞吐热采机理、多元热流体设备改造及作业流程设计、制氮设备在多元热流体吞吐热采中的应用、注入热流体管线的设计和预制、热采井口及井筒结构设计、多元热流体吞吐注采方案、多元热流体吞吐热采施工程序、多元热流体吞吐热采经济评价等方面,介绍了我国第一口海上多元热流体吞吐作业的工艺设计方法和实施方案。实施海上多元热流体吞吐热采工艺,对改善海上稠油开发效果、促进海上稠油高效开发具有指导作用。     

重力泄水辅助蒸汽驱采油工艺技术研究与试验

洼59块为深层中厚层状特超稠油油藏。区块已进入高轮次吞吐阶段,吞吐效果逐轮变差,采油速度急剧递减。采用重力泄水辅助蒸汽驱技术,探索深层特超稠油油藏蒸汽吞吐开发后期开发方式的转换。该技术采用直井、水平井组合开发模式,上叠置水平井注汽,下叠置水平井辅助排液,周围直井产油。针对工艺技术难点,通过汽水分离器、高效隔热管柱和环空注氮隔热的综合应用,实现了深层稠油油藏井底干度大于45%的目标;采用双管注汽技术使水平段得到高效动用;通过电加热降黏和防偏磨技术的成功应用,解决了试验初期黏度大、水平井杆管偏磨的问题;利用越层深抽和高温大排量举升解决了提液降压、深层高温大排量举升的难题。井组整体效果明显,产液量由179t/d增大到最高值526.9t/d,产油量由31.0t/d增大到最高值96.5t/d,含水由91.1%下降到平均值84.69%。     

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.     

扶余油田蒸汽驱技术应用与评价

扶余油田扶北地区油品性质属于弱稠油,长期采用注水开发方式,效果差,资源没有得到充分动用。2007年,用热采方式成功动用探40区块的稠油资源,从第一阶段的蒸汽吞吐看,热采投产井的日产油量是常规投产井的2～3倍,效果较好。经过2～3个吞吐周期后,进入到蒸汽驱阶段试验,前期应用数值模拟技术,确定符合油藏特点的汽驱参数和注入方式:注汽压力8～11MPa,原则上注汽压力要求小于油层破裂压力;注汽速度50t/d;井底注汽干度大于40%;油藏压力1～3MPa。试验效果认识到,好的储层物性、合理的注汽参数、高的采注比和不发生汽窜,是取得蒸汽驱开发效果的关键因素。建议选择储层条件好,特别是油层的物性参数要好的区块,进一步扩大蒸汽驱试验范围,为扶余油田大规模蒸汽驱开发提供技术储备。并且,要具备完善的试验监测和评价手段。     

氮气泡沫改善蒸汽吞吐开发效果数值模拟技术研究

单家寺稠油油藏已进入高轮次、高含水、高采出程度开发后期,开发中的矛盾日益突出,蒸汽吞吐效果越来越差,水淹程度日益加剧,单2块和单10块大部分油井的综合含水达到90％以上.结合油藏实际,选取该区块单6-16-10井,利用油藏数值模拟技术,建立三维地质模型;在历史拟合的基础上,对氮气泡沫改善蒸汽吞吐开发效果进行了油藏适应性研究;并在此基础上,优化氮气泡沫在蒸汽吞吐过程中的注入时机、注入方式和注入参数,同时进行生产指标预测.研究结果表明,氮气泡沫在转注初期,以段塞式注入效果较好,最佳注入参数为:泡沫剂质量浓度为0.6％(质量分数),氮气总量为90000m3(标准)左右.自2006年来,该技术在胜利油田应用273井次,平均周期措施增油842t,油汽比提高0.3以上.本研究对氮气泡沫+蒸汽吞吐技术的推广应用具有理论和实践价值.     

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。     

超稠油水平井蒸汽吞吐开发实践

在跟踪研究现场水平井生产情况的基础上,总结分析了浅层超稠油水平井开发特征,提出了提高开发效果的技术措施。通过优化注汽参数和注汽方式,扩大了蒸汽波及体积,提高了油层的动用程度,从而提高水平井开发的最终采收率。目前,实施了三种均匀布汽方式:步进式注汽、分流式注汽、均点式注汽。工业规模试验结果表明,单一水平井步进式注汽技术能够使得水平段油层逐步得到动用,实施后生产效果良好;分流式注汽方式打孔段油层吸汽效果有所改善,二、三轮产油和油汽比相比第一轮均有所提高;均点式注汽方式使得水平段油层吸汽相对均匀了些,从实施前后的生产效果对比来看,措施后日产液、日产油水平也有明显增加。本文各项措施和手段,对于改善水平井开发效果,指导后续超稠油油藏的开发,以及其他地区此类油藏的开发,具有一定的指导意义。     

精细油藏描述技术在水平井轨迹设计中的应用

大庆油田萨中开发区自从2002年起进行水平井开发技术研究,经过几年的探索,形成了较为完善的挖潜厚油层顶部剩余油的水平井水驱挖潜技术。研究过程中,精细油藏描述技术在调整对象的确定、储层内部结构认识、水平井空间轨迹设计等方面发挥了重要作用,且该技术亦逐步得到完善。水平井的开发效果,取决于前期精细油藏描述的准备工作。如果在一定的油层条件下,选井过程中有较高的前期地质研究基础,对油藏认识比较清楚,构造、储层、流体特征刻画细致,并能够建立精细地质模型,则水平井就能得到较好的开发效果。大庆油田主力油层聚驱后设计的第一口水平井位于剩余油滞留区内,该井完钻井深1620m,完钻水平段长度563m,油层钻遇率达到67.1%。在深入研究剩余油分布状况、优化轨迹设计基础上,进行调整挖潜,该井初期投产日产液为134t/d,日产油为12.9t/d,含水为90.4%,含水较同类型直井低7个百分点以上,产能是直井的2倍以上,获得一定的开采效果。     

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%。