超稠油SAGD开发蒸汽腔形成及扩展规律研究

收稿日期:2007-09-01;改回日期:2007-09-29 基金项目:辽河曙一区\杜84超稠油水平井高效开发技术研究(项目编号:06-02B -02-03-01)部分成果 作者简介:武毅(1969-),男,高级工程师,1991年毕业于西南石油大学油藏工程专业,现从事油气田勘探与开发研究工作。

文章编号:1006-6535(2007)06-0040-04

超稠油SAG D 开发蒸汽腔形成及扩展规律研究

武　毅,张丽萍,李晓漫,张　辉,马　凤

(中油辽河油田公司,辽宁　盘锦　124010)

摘要:S AG D 蒸汽腔的形成及扩展与油藏压力、注入蒸汽干度密切相关,是超稠油油藏S AG D 开发成功的关键。应用数值模拟技术及动态监测手段对直井与水平井组合S AG D 蒸汽腔的形成及扩展规律进行研究,确定了蒸汽腔形成及扩展规律:蒸汽腔形成于注汽井点,初期腔体较小,横向扩展较快;连续注汽时,蒸汽腔纵向扩展速度逐渐加快并超过横向扩展速度,蒸汽腔下部横向扩展最慢。根据蒸汽腔的形成和扩展规律对蒸汽腔进行系统分析,确定了S AG D 泄油通道的2种形式,为辽河油区S AG D 试验过程中的动态调整提供了依据,同时也为辽河油区未来

S AG D 规模实施打下了坚实的理论基础。

关键词:超稠油;S AG D ;蒸汽腔;泄油通道;馆陶组油藏;杜84块中图分类号:TE345 文献标识码:A

前　言

辽河油田曙一区杜84块馆陶组为超稠油油藏,50℃地面脱气原油粘度为232000mPa ・s 。2000年投入蒸汽吞吐开发,2005年2月选定4个井组开展了直井与水平井组合蒸汽辅助重力泄油(S AG D )先导试验,随着试验效果不断显现,单井日产油逐渐上升,并达到了蒸汽吞吐以来的最高峰,日产油由蒸汽吞吐期的30t/d 上升至转S AG D 后的80～100t/d ,试验效果明显。

S AG D 开发方式中

[1]

,蒸汽腔的形成特点及变

化趋势对生产效果具有极为重要的影响。杜84块馆陶组油藏为边顶水油藏,S AG D 生产过程中既要保证蒸汽腔的充分扩展,又要防止蒸汽腔过早到达油层顶部而引起顶水下窜,试验过程中的动态调整难度较大。通过对试验过程进行数值模拟和对生产动态及监测资料的分析,划分了蒸汽腔的发展阶段,确定了蒸汽腔的泄油通道,为试验过程的动态调整提供了依据,同时也为杜84块及辽河油区的超稠油吞吐后期转换开发方式提供了技术储备。

1　概况

111　蒸汽辅助重力泄油(S AG D )机理

蒸汽辅助重力泄油技术是超稠油开发的一项前沿技术,主要应用于原始地层条件下无流动能力的高粘度超稠油的开发。超稠油经过油层预热形成热连通后,上部注汽井注入蒸汽向上超覆在地层中形成蒸汽腔,蒸汽腔向上及侧向扩展,注入蒸汽与原油发生热交换,加热后的原油和蒸汽冷凝水在重力作用下泄流至下部生产井产出,随着原油的不断采出,蒸汽腔将逐渐扩大。S AG D 布井方式主要有双水平井组合和直井与水平井组合2种方式。

蒸汽腔形成有2大前提条件:一是地层压力降至3MPa 左右;二是注入井井底蒸汽干度大于

70%。

在满足蒸汽腔形成条件的情况下:注汽井点首先形成蒸汽腔,蒸汽腔规模较小,注汽井与生产井间压差驱动冷凝液至生产井;连续注汽后,随着蒸汽腔的不断扩展,油井产量不断上升,当蒸汽腔到达油层顶部后重力泄油能力最强,产量也将达到高峰,并沿油层顶部横向扩展,产量可以保持较稳定;当蒸汽腔向下扩展衰竭时,产量将逐渐下降。112　试验区S AG D 开采地质条件分析

将曙一区杜84块馆陶油藏地质条件与国外S AG D 开发油藏筛选标准[2～4]对比(表1)认为,曙

一区馆陶组油藏的地质条件符合S AG D 开发标准,

第14卷第6期2007年12月 特种油气藏S pecial Oil and G as Reserv oirs

V ol 114N o 16

Dec 12007

S AG D开发试验可行。

表1　杜84块馆陶组油藏S AG D开发评价

评价指标国外标准馆陶油层

油层深度/m<1000530～640

连续油层厚度/m>20112

孔隙度/%>203613

K h/μm2>0155154

K v/K h>0135>017

净总厚度比>017>0180

含油饱和度/%>50>65地层条件下原油粘度/104mPa・s>12312

113　S AG D试验概况

杜84块馆陶组油藏S AG D先导试验区含油面积为0115km2,石油地质储量为249×104t,试验区油层顶部埋深为530～560m,油层平均有效厚度为9117m。馆陶油藏顶水、边水发育,局部发育底水,为边顶水油藏,试验区内底水不发育,油藏类型为边顶水油藏。试验区为4个井组,采用直井与水平井组合的布井方式,其中直井为注汽井,水平井为生产井。

方案设计:直井与水平井侧向水平距离为30～40m,直井射孔底界距水平井段垂直距离为3～7 m[5],水平井水平段长度为368～418m,水平段垂深为648～656m。

试验区直井和水平井分别于2000年和2003年陆续投产,蒸汽吞吐阶段累计注汽41106×104t,累计产油31121×104t,累计产水38189×104t,累计油汽比为0176,累计回采水率为95%,累计采注比为1171,采出程度为12153%。2005年2月24日转入S AG D先导试验,直井平均吞吐716个周期,水平井平均吞吐2个周期,直井与水平井间已形成热连通,地层压力已降至3～4MPa。

S AG D试验过程中,严格执行方案设计注采参数,井口蒸汽干度大于97%,井底蒸汽干度大于80%,注汽压力控制在4～6MPa,单直井注汽速度控制在120～200t/d,井底操作温度控制在180～210℃,生产井排液速度控制为注汽速度的018～110倍,产出液温度为115～140℃,保证了较好的试验效果。

截至2007年6月30日,试验区共有10口注汽井,4口采油井,日注汽1241t/d,日产液1062t/d,日产油331t/d,含水率为69%,瞬时油汽比为0129,瞬时采注比为0186。S AG D阶段产油20172×104t,阶段油汽比为0121,阶段采注比为0183,采出程度为813%。

2　开发阶段划分及蒸汽腔形成与扩展规律211　S AG D开发阶段划分

试验区馆陶组油层为蒸汽吞吐后转S AG D开发,因此开发阶段划分与原始油藏直接进行S AG D 开发有所不同。试验区馆平11和馆平12井组转入S AG D生产时间最长,根据其生产特征及监测资料分析,目前经历了3个开发阶段[2,6,7]:注采井间温度及压力场连通阶段、蒸汽驱替阶段、蒸汽腔形成及扩展阶段。

(1)注采井间温度及压力场连通阶段:油层温度达到25℃以上,井底压力逐渐由115MPa上升到3MPa。

(2)蒸汽驱替阶段:油井产量上升,日产液量由150t/d上升至300t/d;产液含水率下降,由85%降至75%。

(3)蒸汽腔形成及扩展阶段:油井产量上升,含水率稳定,日产液量由300t/d上升至450t/d左右,含水率稳定在65%左右。

212　蒸汽腔的形成

由于水平段动用不均衡,蒸汽腔首先在注采井间连通较好的区域形成,因此,S AG D初期蒸汽腔仅在注汽井附近形成。跟踪数值模拟显示[8～10],垂直水平井水平段方向蒸汽腔形成较快,但蒸汽腔体积较小,泄油能力有限,对原油的驱动作用以蒸汽驱为主,在蒸汽驱替作用下,直井(注汽井)底部蒸汽腔向水平井扩展,同时沿平行于水平井水平段方向发展,但扩展速度相对较低。生产特征则表现为产液量、动液面、水平段温度及生产压力逐渐上升。2005年6月下旬,试验区日产液量由150t/d上升至250t/d,生产井动液面由400m上升到300m,生产井井底(水平段)压力逐渐由110MPa恢复至210 MPa,含水率稳定在80%左右,表明蒸汽腔已形成(图1)。

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第6期 武　毅等:超稠油S AG D开发蒸汽腔形成及扩展规律研究