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。     

SAGD动态参数影响规律数值模拟研究及现场实践

合理的动态参数对于双水平井蒸汽辅助重力泄油(SAGD)开采效果具有重要的影响。以国内×油田Z区块油藏及流体参数为基础,通过CMG-STARS模拟器建立了典型SAGD灵活井模型,并结合现场实例对双水平井SAGD动态参数影响规律研究。结果表明,SAGD初期提高操作压力会加剧蒸汽汽窜,抑制产液能力,中后期提高操作压力有利于刺激蒸汽腔扩展,提高水平段动用的均匀性;SAGD生产Sub-cool值过低,则汽液界面接近生产井,注汽易汽窜,Sub-cool值过高,则注采井间液面接近或淹没注入井,不利于蒸汽腔扩展及蒸汽热效率,因此存在最优的Sub-cool值;SAGD过程中通过开副管生产,实现B点采油,有利于改善生产井水平段后端的动用性,提高开采效果,副管注汽(A点注汽)则可能加剧生产井A点的汽窜。     

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。     

超稠油油藏烟道气辅助SAGD物理模拟实验

烟道气辅助SAGD(蒸汽辅助重力泄油)是改善SAGD开发效果、提高采收率的新技术,能够有效地避免常规SAGD开采过程中蒸汽腔扩展不均匀和热损失大等问题。利用高压物性分析仪、比例物理模拟系统等实验装置,开展了常规SAGD和烟道气辅助SAGD的模拟研究。实验结果表明:注入烟道气可以降低原油黏度,增大体积系数,提高原油的渗流能力和弹性能量。与常规SAGD相比,烟道气辅助SAGD方式能够加快蒸汽腔横向扩展速度,减缓纵向扩展速度,有效抑制蒸汽腔的纵向超覆现象。烟道气聚集在油层顶部形成隔热层,减少了热损失,提高了能量利用效率。在常规SAGD过程中蒸汽与烟道气伴注,可以减少蒸汽注入量,提高累积油汽比,改善SAGD的开发效果。     

蒸汽辅助重力泄油技术在超稠油开发中的应用

对国外超稠油开发方式进行调研,利用数值模拟技术对辽河油区超稠油油藏进行了蒸汽辅助重力泄油(SAGD)开发可行性及油藏工程研究,确定了在杜84块馆陶组开展4个井组的直井与水平井组合SAGD试验。通过2a的现场应用,馆陶油层SAGD试验获得成功,目前处在蒸汽腔扩展阶段,井组日产油较蒸汽吞吐阶段上升了72t,预测SAGD开发可提高采收率27%。SAGD技术已成为超稠油油藏蒸汽吞吐后期的重要开发方式,可为类似油藏的开发提供依据。     

重32井区SAGD开发阶段生产参数优化

重32井区SAGD开发区为风城油田首个SAGD规模化推广区,目前各井组处于蒸汽腔上升阶段。为加速蒸汽腔扩展速度、提高油藏开发效果,需要对生产阶段进行生产参数优化。利用油藏数值模拟技术,通过确定生产阶段的目标函数及生产参数,对“两目标、三因素、三因子”进行敏感性分析,根据注采参数的影响结果进行生产参数优化。研究结果表明,生产阶段高压扩腔、增汽提液、均衡控液的调控思路可有效提高SAGD开发效果。该研究现场应用后,单井组日产油由16.4t/d上升至21.6t/d,油汽比由0.19上升至0.24,开发效果显著提升,为同类油藏提高SAGD开发效果提供了借鉴。     

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。     

杜84断块SAGD监测技术研究

杜84断块超稠油直井随着吞吐周期的不断增加,周期吞吐效果变差.为提高采收率,在直井井间加密实施水平井,挖掘井间剩余油,采用周围直井注汽水平井采油的蒸汽辅助重力泄油(sAGD)技术进行开采.在SAGD生产阶段,利用水平井井内下入毛细管与热电偶束的方法进行多点压力温度监测,同时监测水平段蒸汽腔内压力温度及蒸汽腔扩展范围,为周围直井注汽井选择及水平井生产动态参数调整,确保水平段蒸汽腔横向及纵向均匀扩展,最终实现重力泄油提供了重要的依据.     

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。     

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。