基于正交数值试验的蒸汽吞吐转SAGD关键因素研究

超稠油油藏蒸汽吞吐开采过程中,周期产能递减快且热利用效率不断下降,蒸汽辅助重力泄油技术(SAGD)可以作为有效的开发接替方式。针对蒸汽吞吐转SAGD的最佳时机及转SAGD后的影响因素等问题,利用热采数值模拟手段,以辽河油田馆陶组油藏地质特征为基础建立三维模型进行研究。在此基础上利用正交试验设计和方差分析方法,以采收率和累计油汽比作为评价指标,对影响SAGD开发效果的5大关键因素进行分析。结果表明:蒸汽吞吐6个周期后转直平组合SAGD的开发效果最好;对五个因素的影响程度大小进行排序,以采收率为评价指标时:注汽速度注汽干度采注比注汽压力垂向距离,以累计油汽比为评价指标时:注汽干度注汽速度注汽压力垂向距离采注比;注汽速度和注汽干度是影响SAGD阶段开发效果最重要的两大因素。为矿场开发方式的调整和优化提供了一定的理论基础。     

中深层厚层块状特稠油油藏蒸汽辅助重力泄油物理模拟

渤海LD油田为中深层厚层块状特稠油油藏,是国内海上迄今为止发现的原油粘度最大的稠油油田,蒸汽辅助重力泄油(SAGD)技术是开发此类油田的有效手段。通过三维物理模拟分析了LD油田SAGD开发的可行性,认为该油田先吞吐降压,再转SAGD的开发方式能够取得较好的开发效果。经过3个吞吐轮次,油藏压力由6 MPa降至3 MPa,井间温度升至85℃,达到转SAGD时机。蒸汽吞吐降压阶段采出程度5.75%,SAGD过程中汽腔上升到顶层时采出程度13.5%,汽腔水平扩展阶段结束时采出程度30.5%,至瞬时油汽比降至0.1时采收率达到54.7%。通过数值模拟反演,进行了现场注采参数优化设计,现场瞬时注汽量363.7 m~3/d,采注比1.2以上,吞吐3轮次后转入SAGD生产,注采井间距离6.5 m。     

超稠油FAST-SAGD技术影响因素分析

利用稠油热采数值模拟手段,以辽河油田超稠油油藏为基础,对比FAST-SAGD与传统双水平井SAGD的开发效果,并分析影响FAST-SAGD的关键因素,以提高SAGD的开发效果。研究结果表明:FAST-SAGD蒸汽腔横向发育速度比传统SAGD明显加快,采收率提高2.5%,累计油汽比增加0.039 m3/m3,生产时间缩短46.6%。以采收率与热效率作为评价指标,得到FAST-SAGD影响因素的最优值:添加井与SAGD井组的生产井之间垂向距离为6m,启动时间为12个月,吞吐周期数为2,注汽压力为10 MPa,注汽速度为800 m3/d,SAGD井组注气井注汽速度为200 m3/d。研究成果对FAST-SAGD的矿场应用具有一定的理论指导意义。     

渤海底水特稠油油藏SAGD开发方案优化

渤海L16油田具有埋藏深、特稠油、强底水的特点,常规水驱难以取得较好的开发效果。通过测试资料分析、相似油藏类比、数值模拟等多种途径的研究,认为该油藏具备SAGD开发的可行性。在此基础上,针对渤海L16油田的油藏特点,运用油藏数值模拟方法深入研究了其SAGD开发的合理油藏压力、油井(水平井)避水高度,以及注采参数。研究认为,L16油田实施SAGD开发应首先将油藏压力降低至8 MPa左右;水平生产井的避水高度为10m;最佳注汽速度为350m~3/d;注入蒸汽干度不低于80%;生产井配产525m~3/d。根据优化的SAGD合理参数,预测了渤海L16油田进行SAGD开发10年的效果,累注汽788×10~4 m~3,累产液1042×10~4 m~3,累产油180×10~4 m~3,累积油汽比0.23m~3/m~3,阶段采出程度17.1%。     

一种计算蒸汽吞吐阶段可采储量的统计方法

根据辽河油田蒸汽吞吐开发稠油的实际生产资料，通过数理统计分析，发现处于蒸汽吞吐阶段的稠油油藏，其积累注注汽量和累积产油量之比与累积注汽量的在直角坐标系，具有较好的线性关系，利用这一线性关系，以油藏的油汽比确定注汽量，可解决稠油蒸汽吞吐阶段的配产问题，又可根据蒸汽吞吐阶段的极限油汽比，计算该阶段的可采储量，通过实例测验表明：该方法在蒸汽吞吐两周期以上使用是行之有效的。     

一种计算蒸汽吞吐阶段可采储量的统计方法

根据辽河油田蒸汽吞吐开发稠油的实际生产资料，通过数理统计分析，发现处于蒸汽吞吐阶段的稠油油藏，其累积注汽量和累积产油量之比与累积注汽量在直角坐标系上，具有较好的线性关系。利用这一线性关系，以油藏的油汽比确定注汽量，可解决稠油蒸汽吞吐阶段的配产问题；又可根据蒸汽吞吐阶段的极限油汽比，计算该阶段的可采储量。通过实例验证表明：该方法在蒸汽吞吐两周期以上使用是行之有效的     

辽河油田蒸汽辅助重力泄油开发实践

辽河油田是中国最大的稠油热采基地,稠油资源丰富,蒸汽吞吐是大部分稠油油藏的主要开发方式,但采收率仅为22%～25%。为有效提高辽河油田超稠油油藏采收率,针对油藏埋藏深、隔夹层发育和蒸汽吞吐后非均质性加剧等难题,开展蒸汽辅助重力泄油(SAGD)的室内物理模拟实验,进行油藏工程、钻采工艺、地面工艺等方面的系列攻关研究,先后经历了蒸汽辅助重力泄油先导试验、工业化一期工程和工业化扩大3个阶段。目前,辽河油田已有72个井组转为SAGD开发,2019年年产油达到105×10⁴t/a,已连续3 a年产油超过100×10⁴t/a。形成的地质、油藏、工艺配套的SAGD系列技术,可为同类油藏的开发提供借鉴。     

直平组合SAGD注采井网及参数影响研究

根据辽河油田某区块馆陶组油层蒸汽辅助重力泄油(SAGD)先导试验区实际静态数据和动态数据,建立了油藏数值模型,应用该模型对注采井网和注采参数进行了研究。根据测井曲线和动态分析,确定地层中有3段物性较差的地层,且油藏顶部和底部分别发育有水层。对比了2种不同的轮换注汽方式及连续注汽的开发效果,结果表明,轮换注汽能更好地驱替直井井间的剩余油,因而效果好于连续注汽,能够得到较长的稳产期和更高的采收率。关于注采参数,主要研究了注汽速度对最优采注比的影响,模拟了不同注汽速度和不同采注比组合下的SAGD生产过程。通过对比累计产油量,得出了注汽速度与最优采注比的关系曲线。     

边顶水超稠油油藏SAGD蒸汽腔描述及调控对策

受油藏非均质性影响,无隔夹层边顶水的巨厚块状超稠油油藏SAGD蒸汽腔纵向发育不均衡,存在边顶水下泄风险。针对该问题,通过对辽河油田杜84块SAGD蒸汽腔的精细描述,立体刻画了蒸汽腔空间展布特征,并通过数值模拟对SAGD井组停止注汽、降低注汽量、间歇注汽、注非凝析气4种调控方式进行优化对比,论证不同开发方式对蒸汽腔扩展的影响,提出了SAGD蒸汽腔均衡调控对策。结果表明:4种调控方式均可抑制汽腔继续向上扩展,其中,间歇注汽更易于均衡汽腔,节约蒸汽用量,延长开发期,且具有油汽比高,净产油量高的生产特点。该研究对SAGD汽腔描述及控制技术具有技术指导意义。     

超稠油FAST-SAGD技术及其影响因素分析

利用稠油热采数值模拟手段,以辽河油田超稠油油藏性质为基础,对比FAST-SAGD与传统双水平井SAGD的开发效果,并分析影响FAST-SAGD的关键因素,以提高SAGD的开发性。研究结果表明：FAST-SAGD蒸汽腔横向发育速度比传统SAGD明显加快,采收率提高2.5%,累计油汽比增大0.039m³/m³,生产时间缩短46.6%。以采收率与热效率作为评价指标,得到FAST-SAGD影响因素的最优值：添加井与SAGD井组的生产井之间垂向距离为6m,启动时间为12个月,吞吐周期数为2,注汽压力为10MPa,注汽速度为800m³/d,SAGD井组注气井注汽速度为200 m³/d。研究成果对FAST-SAGD的矿场应用具有一定的理论指导意义。     

杜84块氮气辅助SAGD开采技术现场试验分析

为解决超稠油在SAGD(蒸汽辅助重力驱)生产过程中存在的蒸汽腔发育不均、蒸汽热利用率低的问题,开展了氮气辅助SAGD技术研究。在完成物理及数值模拟的基础上,在辽河油田曙一区杜84块馆陶组油藏进行了超稠油SAGD注氮气现场试验,结果表明,超稠油SAGD注氮气(即SAGP)过程中,通过对注入氮气方式、氮气与蒸汽体积比、氮气注入量、氮气注入位置等参数进行优化,能够有效解决蒸汽腔突进,油汽比低等问题。     

顶水水侵对SAGD开采效率的影响及顶水下窜速率预测

针对辽河油田杜84块馆陶组油层SAGD开发存在顶水下窜风险,通过数值模拟与理论研究相结合的方式,研究顶水下窜对SAGD开发效果的影响,揭示了汽腔与顶水层沟通后汽腔发育程度、累计产油量、油汽比和汽腔压力的变化规律。在数值模拟研究的基础上,基于油藏中多相流体渗流和传热原理,建立了预测顶水下窜速率的理论模型。研究结果表明:当汽腔与顶水层沟通后,SAGD的累计产油量和油汽比将大幅下降,且顶水层压力越高,对SAGD生产效果的影响程度越大;在汽腔与顶水层之间维持一定的隔离段厚度是降低顶水对SAGD后期影响的最有效手段,在目前操作条件下,建议汽腔与顶水层之间的最小隔离段厚度为20 m。该研究为制订顶水稠油油藏SAGD操作技术界限提供了理论依据。     

高压环境双水平井SAGD三维物理模拟实验

针对原始地层压力较高且难于在短期内降压的特稠油油藏,为了研究双水平井SAGD在高压环境下的开发效果,利用高温、高压三维物理模拟系统进行了SAGD物理模拟实验,并分析了在原始地层压力较高的特稠油油藏中进行SAGD生产的各项特征。研究结果表明:与低压环境下的SAGD生产过程相比,在高压环境下蒸汽腔发育过程虽然也分为3个阶段,但是蒸汽腔体积小,横向扩展范围有限;生产过程中没有出现稳产阶段,产油速率和油汽比在达到最大值以后迅速降低,大量原油在高含水和低油汽比阶段被产出;生产过程中热损失速率先缓慢、后迅速增加,最后保持稳定,与蒸汽腔发育的3个阶段相对应。根据实验研究结果可知,在高压环境下进行SAGD生产难以取得较为理想的开发效果,低压环境下SAGD开发的采收率远高于高压环境下SAGD的采收率。因此,高压环境下实施SAGD不能有效释放蒸汽潜热从而提高稠油油藏采收率,在能降低油藏压力的条件下,应首先利用适当工艺措施降低油藏平均压力,再实施SAGD开发。     

基于Plackett-Burman试验设计的超稠油SAGD影响因素研究

蒸汽辅助重力泄油(SAGD)是开发超稠油油藏的有效方式。针对厚度较大的块状超稠油油藏,基于Plackett-Burman试验设计方法,利用稠油热采数值模拟手段,以采收率和累计油汽比作为评价指标,综合分析影响SAGD开发效果的9大开发参数,并进一步利用满意度函数进行双目标优化得到各个因素的最优值。结果表明,影响采收率的三大因素依次是注汽压力、采注比及排距,三者权重之和达到70.5%;影响累计油汽比的三大因素依次为蒸汽干度、注汽压力、水平段长度,三者权重之和达到90.5%。利用满意度函数得到采收率为65%且累计油汽比为0.4m³/m³时的因素最优取值,并利用数值模拟进行验证,结果准确可靠。     

SAGD中后期多介质强化提高开发效果技术

针对双水平井SAGD开发中后期普遍存在的地层能量不足，泄油能力、油汽比低和热损失严重等问题，提出多介质强化提高开发效果技术，采用室内实验和数值模拟相结合方法，揭示关键机理并对主要注入参数进行优化。结果表明，SAGD开发中后期注入多介质后，具有双重降黏、改善汽腔发育形态、提高重力泄油能力、减少热损失和节约蒸汽等作用。溶剂在汽腔扩展至油藏顶部时注入更易发挥其溶解降黏作用，汽腔横向扩展结束时停注溶剂可提高其回收率；非凝析气甲烷的注入时机、注入方式和注入量对油汽比有重要影响。与纯蒸汽SAGD相比，多介质强化SAGD日均产油量提高3.9 t/d，油汽比提高0.093，日注汽量下降6.7 t/d，实施3个月投入产出比达1∶4。     

油田燃油(气、煤)注汽锅炉

稠油黏度较大、不易流动,油田注汽锅炉以油、气、煤等为燃料,能够产生高温蒸汽用于加热稠油,便于开采。油田开发过程中,稠油产量逐渐降低,一些复杂井况无法有效开采,因此以常规湿蒸汽注汽锅炉为基础,通过对蒸汽压力、温度、蒸发量、干度等参数的研究,结合实际生产应用,开发了新型注汽锅炉系列产品。根据不同开采条件,结合湿蒸汽吞吐、过热蒸汽驱、SAGD、高参数蒸汽注井等方式进行开采,可以降低成本,有利于稠油产量的提高。通过多种产品的现场实际应用,参数指标满足设计及使用要求,运行稳定。     

特薄层稠油蒸汽吞吐界限及开采技术研究

通过对河南井楼、古城油田特薄层稠油油藏地质特征再认识研究,总结出了此类油藏蒸汽吞吐生产规律;并运用动态财务净现值法和油藏数值模拟技术,研究了特薄层稠油蒸汽吞吐经济极限油汽比、产量以及不同类型稠油吞吐开采地质参数界限条件;优化了注采工艺参数;阐明了提高开发效果的技术对策,取得了较好的经济开采效果.     

超稠油非均质油藏直井-水平井SAGD精细化调控研究

针对风城油田重32井区齐古组超稠油油藏吞吐后期开发效果变差,转直井-水平井SAGD阶段精细调控不合理等问题,建立了先导试验区非均质油藏数值模型,对转SAGD后注采参数进行了优化。模拟结果表明,直井-水平井SAGD合理开发技术参数为：注汽速度为50t/d,井底蒸汽干度大于0.7,采注比为1.2,注汽方式为直井复合汽驱。将生产井分为见效井、见反应井、不见效井、汽窜井,对应治理措施为正常生产、调参提液、吞吐引效、控制关井。试验区转SAGD分类治理后,日产油量由69t/d升至128t/d,阶段油汽比由0.11升至0.21,大幅提高了开发效果。研究成果可有效指导超稠油非均质油藏开发现场精细化调控,对同类油藏直井-水平井SAGD开发具有重要的借鉴意义。     

河南油田高浅3区普通稠油油藏过热蒸汽吞吐注采参数优化研究

河南油田采油二厂普通稠油油藏转过热蒸汽注汽吞吐后,生产过程中沿用湿蒸汽注汽时的注采参数,2009年8月至2010年3月底,油汽比仅达到0.16。应用数值模拟技术,对高浅3区普通稠油油藏在不同油藏温度下过热蒸汽吞吐的注采参数进行优化研究,现场应用后,油汽比提高到0.2,达到了降本增效的目的。     

超稠油油藏直井与水平井组合SAGD技术研究

辽河油田曙一区杜84块兴隆台油层兴Ⅵ组为厚层块状超稠油油藏，50℃下脱气原油黏度大于100Pa·s。针对该油藏的地质特征、原油性质与开发现状，分析了直井与水平井组合蒸汽辅助重力泄油（SAGD）技术的适应性，在现有直井已吞吐多个周期、地层压力已大幅下降的情况下，应用数值模拟技术研究了直井与水平井组合SAGD技术的水平井部署方式并对SAGD注采参数进行了优化。研究结果表明，直井与水平井组合SAGD技术是杜84块兴Ⅵ油层组超稠油油藏蒸汽吞吐后的有效接替技术，可提高原油采收率30％，累计油汽比可达到0．296。最佳的布井方式为水平生产井在两排垂直井中间，且位于侧下方，垂向距离为20m，水平井段长度为280m；井底注汽干度必须大于70％，且生产井排液速度必须与注汽井注汽速度相匹配。图6表4参11