新疆风城油田SAGD井挤液扩容效果影响因素评价

新疆风城油田陆相稠油油藏主要采用蒸汽辅助重力泄油（SAGD）方式开采,但由于储层非均质性强、渗透率低,导致SAGD井预热周期长,使得蒸汽成本高,产出液处理困难,为此,提出了SAGD井挤液扩容储层改造技术和改造效果预测方法,分析了岩石物理性质、油藏几何参数和挤液施工排量等3类因素对扩容效果（表征为连通系数）的影响;并在这3类因素作用的92个有限元算例的基础上,建立了快速预测SAGD井挤液扩容连通系数的快速分析图版。风城油田3口SAGD井应用图版预测了连通系数,结果表明,预热周期的缩短幅度与连通系数呈较好的正相关性。研究认为,连通系数预测图版为现场施工时优化挤液压力和排量、进一步缩短SAGD井的预热周期提供了一种高效快捷的评价方法。      

SAGD井挤液预处理储层扩容效果预测

新疆风城陆相超稠油油藏黏度高、非均质性强,SAGD开发普遍预热周期长。在注蒸汽预热前对储层挤液扩容可有效缩短预热周期,降低经济和环保成本。为了优化设计挤液方案,首先需要预测储层的挤液扩容效果。基于前期岩石力学实验结果,采用Drucker-Prager本构模型,针对风城油田重1区某SAGD井的挤液过程进行了流固耦合有限元分析,获取挤液后的地层孔隙压力、孔隙度、垂向应变、米泽斯应力和等效塑性应变的分布。研究发现,压差导致注入液向储层纵深渗流,储层产生垂向抬升,地层孔隙压力和孔隙度均呈以注采井为长轴的半椭圆状分布。储层以孔隙弹性的张性扩容为主,导致塑性体应变的剪胀仅发生在紧贴筛管处。研究成果不仅能为优化挤液方案提供理论指导,还能为预热和生产阶段的油藏数值模拟提供扩容后的地质力学参数。     

SAGD井挤液扩容水力波及范围模型

风城油田陆相稠油油藏广泛采用蒸汽辅助重力泄油（SAGD）方式开采,由于储集层非均质性强、渗透率低,目前现场采用挤液扩容方式改造储集层,以缩短SAGD井预热周期。为了定量评价改造区域的形状,提出基于挤液扩容水力波及范围的可注性系数和挤液渗透率的概念和计算方法,推导了单口和两口水平井挤液扩容水力波及范围的解析解,最后应用模型对现场挤液施工的效果进行了预测,并结合有限元计算结果进行了检验。研究表明,所研究储集层的可注性系数为0.27~0.30,双井注水系统的水力波及半径和面积均随两井间距、水的有效渗透率、水平段长度和定排量施工条件下的注入压力增加而增加,随注入液黏度增加而减小。现场SAGD井挤液施工过程中需要尽量降低注入液黏度,在稳定排量的同时,逐步增加注入压力和近井地带的储集层渗透率,以优化挤液扩容效果。     

风城SAGD微压裂扩容启动数值模拟及应用

风城SAGD开发普遍存在启动周期长、蒸汽消耗量大的问题。采用微压裂扩容启动技术可大幅缩短启动周期,经济效益显著。利用ABAQUS有限元软件,综合考虑油砂力学本构特性和油砂扩容过程孔渗动态变化,分析了不同渗透率和不同夹层位置储层的SAGD井组微压裂扩容过程。结果表明:通过微压裂扩容,渗透率越大的储层井间更容易快速建立连通,且孔渗增加的范围越大,有助于提升施工后转蒸汽循环的预热效果;夹层及被夹层所隔挡的区域,孔渗基本没有改变,若注压条件不能突破井间夹层,则通过微压裂扩容也难以快速建立井间连通。与现场实例结合,证实了渗透率和井间夹层对微压裂扩容施工效果的影响。建立的模型和方法可用来评价施工效果和优化施工参数。     

风城SAGD油砂微压裂扩容效果评价方法研究

利用疏松油砂在一定有效围压作用下发生扩容现象的特征,现场采用注热流体对油砂进行微压裂技术,以促进井筒附近油砂发生扩容现象,快速建立SAGD注采水平井井间水力连通通道。该技术可以明显缩短SAGD预热周期,节约蒸汽用量,大幅降低开发成本。而目前尚无一种有效的方法评价油砂在该技术实施后的扩容效果。根据油砂微压裂扩容机理,建立表征油砂扩容过程的水力连通系数和扩容半径两个新的概念,并提出相应的计算方法。现场应用表明,该方法可对油砂微压裂扩容分析提供一种量化评价手段,具有较强的实用性。     

强非均质超稠油SAGD储集层升级扩容数值模拟

新疆风城油田超稠油油藏储集层属陆相辫状河沉积,非均质性强,SAGD井组存在循环预热周期长、蒸汽腔发育不均等问题。前期储集层扩容试验能够显著提高蒸汽注入能力,缩短预热时间,但缺乏储集层扩容的全流程岩石力学耦合分析,不利于SAGD储集层升级扩容施工参数优化设计。基于岩石三轴压缩等室内实验,获取强非均质储集层岩石力学参数,建立耦合岩石力学的双水平井SAGD扩容热采数值模型,开展储集层升级扩容影响因素分析。通过对强非均质储集层开展分级分段扩容模拟,明确储集层升级扩容应包括井筒孔压预处理阶段、注汽井及分支应力扩容阶段、注汽井及分支大体积扩容阶段、注汽井与生产井井间连通阶段和注汽井上方大体积扩容阶段5个主要阶段,形成鱼骨井分段扩容等针对强非均质储集层的升级扩容策略。实践表明,储集层升级扩容技术适用于强非均质储集层,可使启动时间缩短50%,采油速度提高20%,可为强非均质储集层SAGD升级扩容施工参数优化提供借鉴。     

双水平井SAGD循环预热技术及现场应用

SAGD循环预热效果是影响SAGD开发的关键因素之一,它关系到SAGD生产阶段调控难度和最终采收率,SAGD循环预热效果决定着井对之间热连通效果及蒸汽腔的初始发育状态。通过优化设计循环预热管柱结构、关键操作参数及调控方法,并在风城重37SAGD先导试验区进行现场实施。现场试验表明,优化后的双水平井SACD循环预热技术提高了循环预热连通均匀程度和缩短了循环预热周期,转SAGD生产初期生产状态较好,该技术效果显著,是一种值得推广的技术     

溶剂辅助SAGD开采油砂快速启动技术

双水平井SAGD技术是油砂开采的主要方式。针对SAGD预热启动时间长的问题,采用蒸汽循环前注入溶剂方式,缩短预热时间,提高蒸汽利用效率。对溶剂与原油混合后降黏效率进行了测试;采用一维填砂模型,开展溶剂注入性能研究;采用三维物理模型,开展不同预热启动方式实验研究,分析SAGD不同启动方式的温度场、压力场随时间的变化规律。并以加拿大油砂为目标进行了SAGD启动方式及工艺参数优化。结果表明,溶剂可以大幅度降低原油黏度,前置注入溶剂可提高蒸汽注入能力,蒸汽-溶剂复合循环启动时间沿程平均降低幅度达15%,蒸汽注入量可减少21.4%。通过油藏数值模拟方法对比得出,加入溶剂井间达到80 ℃需要90 d,时间减少50%。因此,采用蒸汽-溶剂复合循环启动技术,可以有效提高加拿大油砂开采启动效率,并大幅度降低成本。     

直井辅助SAGD扩容及地质力学-热采耦合数值模拟

针对非均质油藏双水平井SAGD扩容启动后水平段动用不均匀的问题,从改善渗流条件和优化驱动机理两方面出发,提出直井辅助SAGD水平井扩容启动的复合扩容新工艺。通过地质力学有限元方法与热采油藏数值模拟模型的耦合,分析了疏松砂岩地质力学扩容储层物性参数及流体流动行为变化,预测了采用新工艺扩容后注蒸汽热采开发效果。研究结果表明:直井辅助SAGD扩容应采用水平井先扩容、直井后扩容的实施顺序,避免直井先扩容情况下造成扩容位置局部窜通,利于形成均匀复合扩容带;直井扩容带宽度对于水平井轨迹与地应力方向的夹角敏感,水平井轨迹与最大水平应力平行时扩容带宽度最大;直井与水平井扩容带能否连接,和水平井轨迹与地应力方向的夹角无直接关系,直井和SAGD水平井之间的距离越大,扩容带的连接就越困难。与传统SAGD工艺相比,直井辅助扩容后,SAGD水平井重力泄油和直井蒸汽吞吐可发挥协同作用,增产效果显著。研究成果可为SAGD扩容启动现场实施提供指导。     

双水平井SAGD循环预热传热计算及影响因素分析

双水平井SAGD开采正式生产之前需要对上下平行的注采井对之间的油层进行预热,预热效果对SAGD的成功开发至关重要。通过建立双水平井SAGD循环预热的计算模型,以风城油田SAGD水平井为例,模拟计算了循环预热过程中的相关参数,研究了水平井对之间的空间距离、蒸汽循环的速度以及循环蒸汽的干度对预热效果的影响。分析认为,循环预热蒸汽干度为0.8时,蒸汽循环速度应不低于30 t/d;若以较高的速度60 t/d循环预热时,蒸汽干度不宜低于0.4. 水平井对距离为5 m时,循环预热时间约为93d     

非均质油藏双水平井SAGD三维物理模拟

为了改善双水平井SAGD开发过程受储层非均质性影响的问题,利用自主研发的双水平井双管柱结构三维比例物理模型和已有的注蒸汽三维模拟实验系统,研究了油藏非均质性对SAGD蒸汽腔展布的影响规律。研究结果表明：当储层存在平面非均质性时,双水平井SAGD在开发过程中存在蒸汽腔发育不均匀、水平段油藏动用程度较差等现象,影响了SAGD的开采效果;水平井采用双管柱结构可提高水平段油藏动用程度;合理的注采参数、有效的操作压力、较高的蒸汽干度以及稳定的生产井井底饱和温度与实际温度的差值控制均可有效改善开发效果。根据物理模拟实验的结果总结了双水平井SAGD生产各阶段的注采调控方法,将其应用于油田现场取得了较好的开发效果。     

Assessment of Optimal Operating Conditions in a SAGD Project by Design of Experiments and Response Surface Methodology

Abstract

The steam-assisted gravity drainage (SAGD) is likely the most efficient and important thermal recovery in-situ method to produce extra-heavy oil and bitumen reservoirs. Indeed, a huge expansion of commercial SAGD applications is taking place, particularly in the Alberta oil sands of Canada. Numeric reservoir simulators are available for predicting SAGD performance indicators and are used as tools to support reservoir management decisions. Those decisions are related to the selection of optimal values of controllable variables, including operating conditions such as preheating period, sub-cooling temperature, maximum steam injection pressure, maximum steam injection rate and steam quality, and temperature. In order to make unbiased decisions, the optimization process should be done considering the stochastic character of reservoir variables. However, the high computational time associated to the complex numeric solution of reservoirs under the SAGD recovery process makes the integration of reservoir uncertainty to the SAGD decision-making process an almost impossible task. Thus, a calibrated-proxy is used in this work as an efficient substitute of the numeric simulator to accomplish such a task. Design of experimental techniques and response surface methodology allowed the construction of a simple model by fitting a quadratic model to reservoir simulator outputs extracted from a chosen set of simulation cases. The main purpose of this work was to optimize the production and injection constraints of a SAGD well pair, based on an Athabasca oil sands data set, in order to maximize the net present value in presence of reservoir uncertainty. The production and injection constrains considered in the problem were: injection pressure, maximum steam flow rate, and sub-cooling temperature; and the reservoir uncertainty was represented by vertical permeability, porosity, thickness, horizontal to vertical permeability, and initial oil saturation. The results indicate that experimental design and response surface techniques are excellent tools to quickly obtain valuable information about the SAGD performance.     

二氧化碳气体辅助SAGD物理模拟实验

为进一步提高蒸汽辅助重力泄油(SAGD)的开发效果,针对辽河油田杜84块馆陶组超稠油油藏SAGD开采的现状,采用二维物理模拟技术,开展了通过添加CO2气体改善SAGD开发效果的机理及技术可行性实验。实验研究结果表明:CO2气体辅助SAGD开发杜84块馆陶组超稠油油藏在技术上是可行的,超稠油SAGD过程中添加的CO2气体具有非凝析气和溶剂的双重作用机理;从CO2气体辅助SAGD实验的温度场发育数据来看,CO2气体有利于SAGD蒸汽腔的侧向扩展,增加蒸汽的横向波及体积;添加的CO2气体使SAGD的采收率、油/汽比及采油速度都明显提高。同时,进一步研究了添加的CO2气体量对SAGD开发效果的影响程度,初步优化出CO2气体与蒸汽的最佳注入比例为20%。     

泡沫油型超重油冷采后转SAGD开发数值模拟

泡沫油型超重油油藏原始溶解气油比高,地下可形成泡沫油流,水平井冷采初产较高,但一次衰竭开发采收率低。因此,开展了泡沫油型超重油冷采后转SAGD开发技术研究。根据研究区块油藏地质特征,建立了泡沫油冷采及热采数值模拟模型,研究了泡沫油SAGD驱油机理和开发技术政策。研究结果表明,与油砂SAGD不同,泡沫油具有流动性,泡沫油SAGD驱油机理为在注采井形成热连通之前蒸汽驱油为主、重力泄油为辅,形成热连通后蒸汽驱油为辅、重力泄油为主。泡沫油SAGD启动阶段不需要预热,注采井间垂向井距应适当增大。地层压力下降后油相中析出的溶解气附着在蒸汽腔侧面上影响蒸汽腔的横向扩展。因此,冷采转SAGD时机应尽量延后,当冷采至较低地层压力、溶解气含量大幅降低时转SAGD开发效果更好。由于区块构造具有倾角,生产井水平段井轨迹应保持水平,有利于形成合理的SAGD汽液界面;在满足技术经济条件下,缩小SAGD排距可提高采出程度。提出了提高SAGD开发效果的措施：1采用上下两口水平井冷采,有利于减少溶解气含量,提高SAGD开采效果;2对于多井SAGD,采用（交替）不平衡注汽,可促进蒸汽腔发育,提高采出程度。     

海上特稠油热采SAGD技术方案设计

辅助重力泄油（SAGD）技术是近年来特稠油高效开发的新技术之一,复杂的海上环境对该技术的应用提出更大挑战。结合国内外SAGD技术的开发经验和渤海旅大特稠油油藏实际情况,从注汽工艺、采油工艺和地面工程进行分析,确定了SAGD开发过程:预热、降压和SAGD操作;优化了不同阶段的注汽和举升工艺,注汽井采用同心双管均匀注汽,降压阶段采用气举,SAGD操作阶段采用高温电泵生产;地面采用小型化、橇装化的热采设备,并对其地面流程进行优化。总体论证了SAGD技术在该油田的可实施性,为海上油田进行SAGD先导性试验提供了理论依据和技术支持。     

SAGD双水平井水平段轨迹质量评价方法

双水平井SAGD技术要求注汽井与生产井的水平段轨迹保持平行。如果水平段存在较大轨迹偏差,注采井间的热连通较为困难,增加循环预热时间,影响SAGD井组的生产效果。为定量评价该类型井组的井眼轨迹质量,首次提出可用于表征SAGD双水平井井眼轨迹质量的4个新概念:生产井靶区钻遇率、注汽井垂直距离合格率、注汽井水平偏距合格率和双水平井平行度。根据双水平井间的空间几何关系并考虑靶区误差允许范围,推导出上述概念的解析计算模型。实例分析表明这几种合格率可以定量化评价SAGD双水平井的水平段轨迹质量的优劣等级,与轨迹图形反映情况较为吻合。