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[摘 要]为提高杜84块馆陶超稠油油藏剩余油动用程度,以油藏特点和开发现状为基础,应用数值模拟技术,对双水平井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研究。实施效果表明,各项参数的设计科学合理,采用双水平井SAGD技术,提高超稠油原油采收率是经济可行的。
[关键词]超稠油油藏;SAGD;数值模拟;注汽干度;注汽速度
中图分类号:TE345 文献标识码:A 文章编号:1009-914X(2015)13-0399-01
引言
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,油层连续厚度为120~150m。1999年9月蒸汽吞吐试采成功,2002年产油量达到最高峰,2003年后处于递减阶段。蒸汽吞吐过程中射孔井段下部油层动用差,蒸汽超覆现象逐周期加剧,带来顶水突破的隐患。为了提高油藏采收率,采用了SAGD开发技术。
1 双水平井SAGD试验区概况
双水平井试验区位于杜84块馆陶油层的南部,试验区含油面积0.14 km2,地质储量284×104t。该区域油层条件较好,油水关系相对简单,由于地面原因直井实施困难。2000年开始试验区的边部有19口直井,采用直井70m井距正方形井网进行蒸汽吞吐开发,至2007年试验井组井网完善,共包括4个井组8口水平井。
2 数值模型建立及历史拟合
数值模拟采用CMG软件STARTS热采模型,对试验区进行了开采方式、井网井距、注采参数优化等模拟研究。
2.1 三维非均质地质模型
选取杜84块馆陶油藏4个双水平井组为数值模拟研究对象。根据油藏描述及测井数据,采用变深度、非均匀正交网格,建立三维非均质地质模型,模型的网格划分为21×30×23,网格节点数为14490。
2.2 生产动态历史拟合
采用现场实际蒸汽吞吐参数,分别对井组和单井进行日采油量、周期采油量、日采液量、周期采液量、累计采油量、累计采液量拟合。累计产油相对误差为3.91%,累计产水相对误差为3.71%,拟合效果较好。
3 参数优化设计
3.1 注采井距
注采井间的垂向距离太小,汽液界面很难控制,蒸汽容易直接产出;但若井距太大,注采井间很难形成热连通,重力泄油速度慢,生产时间长,油汽比低,采油速度低。研究结果表明,注采井距在3~5m时效果较好。
3.2 水平段长度优选
水平井段长度除受制于油井的排液能力外,还由于水平井筒内沿井长方向存在压力降,且原油粘度越大,压力降越大,因此,水平段长度存在一临界值。按照排液能力400t/d,数值模拟表明,水平井的设计长度应该在3505~00m之间。
3.3 水平井纵向位置优选
随水平井段距油水界面距离增加,重力泄油阶段生产时间逐渐增长,阶段采出程度逐渐增加。当水平井段距油水界面距离再增加时,水平段下部损失储量较大,采收率降低。结果表明,与底水距离越大,含水率上升越慢,油汽比和采出程度越高。因此确定下限距离为20m。
3.4 转SAGD时机的优选
分别研究了直接转SAGD生产、吞吐1周期、吞吐2周期、吞吐3周期后转SAGD生产。转SAGD生产前每口水平井注蒸汽5000t,焖井10天开始SAGD生产,SAGD阶段注汽井单井日注300t,采注比1.2。研究结果表明:水平井吞吐2周期转入SAGD开发井间形成热连通,垂向温场控制较好,有利于SAGD开发。
3.5 水平井注采参数
3.5.1 井筒热损失计算
井筒模型为真空隔热油管(与现场一致),其视导热系数为0.007W/(m·K),分别计算井口干度为80%和75%,注汽速度为300~350t/d时的井筒热损失。相同温度的蒸汽在相同注汽压力和注汽速度下,井口干度越大,井筒热损失越少。
3.5.2 吞吐预热注汽量
水平井预热阶段,分别模拟了6000t、8000t和10000t,根据数值模拟结果,建议吞吐周期注汽量8000t。
3.5.3 注汽干度
对于超稠油油藏,高温、高干度是关键。在水平井预热阶段,当蒸汽干度大于60%时,油汽比大于经济极限油汽比0.3,净增油量增加幅度减缓,水平井入口端蒸汽干度应大于60%。为保证SAGD阶段具有较高的采出程度和经济效益,要求井底蒸汽干度不低于70%。
3.5.4 采注比
SAGD开发阶段应保持一定的油藏压力才能取得较好的效果,要保持压力稳定就要保持注采的平衡。在蒸汽干度70%的条件下,采注比达到1.2才能保持油藏压力的基本平衡。
3.5.5 注入压力
注入压力达到6MPa时,产油量降低,注入的蒸汽突破到生产井,影响产油量,因此,注汽压力应控制在4MPa左右。
3.5.6 注汽速度
遵循采注比达到1.2,按照SAGD阶段的排液速度400~500t/d计算得出,SAGD阶段注汽速度应为300~400t/d。
4 实施效果
转SAGD的时机是以井间形成完整、有效、连通的蒸汽腔为标志。水平井吞吐2个周期后,蒸汽腔平均温度为70℃,井间平均压力为2.1MPa,原油粘度为1200mPa·s,具有一定的流动能力,此时可考虑进入SAGD阶段。根据优化的地质参数,部署实施了四个双水平井SAGD井组。试验区自2008年转入SAGD开发以来,随着调控手段的逐步成熟,生产效果改善明显。区块日产油由转入初期的306t上升到目前的790t,水平井平均单井日产油已达40t以上,阶段油汽比0.18,采注比1.05,取得较好的开发效果。
5 结论
(1)双水平井SAGD技术开采馆陶油层,既可降低投资风险,又可充分动用剩余油。
(2)水平井预热方式为蒸汽吞吐,预热吞吐2轮后可转入SAGD开发。
参考文献
[1] SERHATA.SUATB.A laboratory study of single-well steam-assisted gravity drainage process[J].Journal of Petroleum Science and Engineering,2001,32:23-25.
[2] ROGERB.蒸汽辅助重力驱油技术及其应用前景[J].生如岩,译.新疆石油科技信息,1999,20(3):74.
[3] BURKERRM.蒸汽辅助重力驱:概念、发展应用与前景[J].郭仕洋,译.采油工艺情报,1996(1):53-54.
作者简介
李凤华(1968-11-01),女,高级工程师,1990年毕业于西南石油大学油藏工程专业,现从事油田开发研究工作。
[关键词]超稠油油藏;SAGD;数值模拟;注汽干度;注汽速度
中图分类号:TE345 文献标识码:A 文章编号:1009-914X(2015)13-0399-01
引言
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,油层连续厚度为120~150m。1999年9月蒸汽吞吐试采成功,2002年产油量达到最高峰,2003年后处于递减阶段。蒸汽吞吐过程中射孔井段下部油层动用差,蒸汽超覆现象逐周期加剧,带来顶水突破的隐患。为了提高油藏采收率,采用了SAGD开发技术。
1 双水平井SAGD试验区概况
双水平井试验区位于杜84块馆陶油层的南部,试验区含油面积0.14 km2,地质储量284×104t。该区域油层条件较好,油水关系相对简单,由于地面原因直井实施困难。2000年开始试验区的边部有19口直井,采用直井70m井距正方形井网进行蒸汽吞吐开发,至2007年试验井组井网完善,共包括4个井组8口水平井。
2 数值模型建立及历史拟合
数值模拟采用CMG软件STARTS热采模型,对试验区进行了开采方式、井网井距、注采参数优化等模拟研究。
2.1 三维非均质地质模型
选取杜84块馆陶油藏4个双水平井组为数值模拟研究对象。根据油藏描述及测井数据,采用变深度、非均匀正交网格,建立三维非均质地质模型,模型的网格划分为21×30×23,网格节点数为14490。
2.2 生产动态历史拟合
采用现场实际蒸汽吞吐参数,分别对井组和单井进行日采油量、周期采油量、日采液量、周期采液量、累计采油量、累计采液量拟合。累计产油相对误差为3.91%,累计产水相对误差为3.71%,拟合效果较好。
3 参数优化设计
3.1 注采井距
注采井间的垂向距离太小,汽液界面很难控制,蒸汽容易直接产出;但若井距太大,注采井间很难形成热连通,重力泄油速度慢,生产时间长,油汽比低,采油速度低。研究结果表明,注采井距在3~5m时效果较好。
3.2 水平段长度优选
水平井段长度除受制于油井的排液能力外,还由于水平井筒内沿井长方向存在压力降,且原油粘度越大,压力降越大,因此,水平段长度存在一临界值。按照排液能力400t/d,数值模拟表明,水平井的设计长度应该在3505~00m之间。
3.3 水平井纵向位置优选
随水平井段距油水界面距离增加,重力泄油阶段生产时间逐渐增长,阶段采出程度逐渐增加。当水平井段距油水界面距离再增加时,水平段下部损失储量较大,采收率降低。结果表明,与底水距离越大,含水率上升越慢,油汽比和采出程度越高。因此确定下限距离为20m。
3.4 转SAGD时机的优选
分别研究了直接转SAGD生产、吞吐1周期、吞吐2周期、吞吐3周期后转SAGD生产。转SAGD生产前每口水平井注蒸汽5000t,焖井10天开始SAGD生产,SAGD阶段注汽井单井日注300t,采注比1.2。研究结果表明:水平井吞吐2周期转入SAGD开发井间形成热连通,垂向温场控制较好,有利于SAGD开发。
3.5 水平井注采参数
3.5.1 井筒热损失计算
井筒模型为真空隔热油管(与现场一致),其视导热系数为0.007W/(m·K),分别计算井口干度为80%和75%,注汽速度为300~350t/d时的井筒热损失。相同温度的蒸汽在相同注汽压力和注汽速度下,井口干度越大,井筒热损失越少。
3.5.2 吞吐预热注汽量
水平井预热阶段,分别模拟了6000t、8000t和10000t,根据数值模拟结果,建议吞吐周期注汽量8000t。
3.5.3 注汽干度
对于超稠油油藏,高温、高干度是关键。在水平井预热阶段,当蒸汽干度大于60%时,油汽比大于经济极限油汽比0.3,净增油量增加幅度减缓,水平井入口端蒸汽干度应大于60%。为保证SAGD阶段具有较高的采出程度和经济效益,要求井底蒸汽干度不低于70%。
3.5.4 采注比
SAGD开发阶段应保持一定的油藏压力才能取得较好的效果,要保持压力稳定就要保持注采的平衡。在蒸汽干度70%的条件下,采注比达到1.2才能保持油藏压力的基本平衡。
3.5.5 注入压力
注入压力达到6MPa时,产油量降低,注入的蒸汽突破到生产井,影响产油量,因此,注汽压力应控制在4MPa左右。
3.5.6 注汽速度
遵循采注比达到1.2,按照SAGD阶段的排液速度400~500t/d计算得出,SAGD阶段注汽速度应为300~400t/d。
4 实施效果
转SAGD的时机是以井间形成完整、有效、连通的蒸汽腔为标志。水平井吞吐2个周期后,蒸汽腔平均温度为70℃,井间平均压力为2.1MPa,原油粘度为1200mPa·s,具有一定的流动能力,此时可考虑进入SAGD阶段。根据优化的地质参数,部署实施了四个双水平井SAGD井组。试验区自2008年转入SAGD开发以来,随着调控手段的逐步成熟,生产效果改善明显。区块日产油由转入初期的306t上升到目前的790t,水平井平均单井日产油已达40t以上,阶段油汽比0.18,采注比1.05,取得较好的开发效果。
5 结论
(1)双水平井SAGD技术开采馆陶油层,既可降低投资风险,又可充分动用剩余油。
(2)水平井预热方式为蒸汽吞吐,预热吞吐2轮后可转入SAGD开发。
参考文献
[1] SERHATA.SUATB.A laboratory study of single-well steam-assisted gravity drainage process[J].Journal of Petroleum Science and Engineering,2001,32:23-25.
[2] ROGERB.蒸汽辅助重力驱油技术及其应用前景[J].生如岩,译.新疆石油科技信息,1999,20(3):74.
[3] BURKERRM.蒸汽辅助重力驱:概念、发展应用与前景[J].郭仕洋,译.采油工艺情报,1996(1):53-54.
作者简介
李凤华(1968-11-01),女,高级工程师,1990年毕业于西南石油大学油藏工程专业,现从事油田开发研究工作。