稠油油藏单水平井SAGD技术适用性分析及注采方案优化

单水平井蒸汽辅助重力泄油(SAGD)技术可有效提高薄层稠油油藏的开发效果.利用数值模拟方法进行单水平井SAGD开发技术的适应性分析,基于储层开发经济极限指标形成储层适应性筛选原则,并以油汽比最高为目标进行注采参数优化.结果表明:油藏储层越厚、孔隙度、渗透率、含油饱和度越大,越有利于单水平井SAGD开发;其开发效果随储层...     

高含水饱和度层对加拿大Kinosis油砂区双水平井SAGD开发的影响

为明确高含水饱和度层对双水平井SAGD开发效果的影响,以加拿大Kinosis油砂区块为研究对象,综合利用动态分析和数值模拟技术开展研究。通过注采井实际生产动态参数变化,结合温度监测结果,明确高含水饱和度层存在时SAGD开发的动态特征响应。在建立油砂区典型注采井机理模型的基础上,着重研究高含水饱和度厚度、距注入井距离以及含水饱和度对SAGD开发指标的影响效果及规律。结果表明,高含水饱和度层的存在增大了注入蒸汽的消耗,热量沿高含水饱和度层向油砂层两侧加速扩展;生产指标在蒸汽腔碰遇并穿越高含水饱和度层过程中表现出明显变化,如日产油量"递减漏斗"的出现,瞬时水汽比大于1等;厚度大于2 m的高含水饱和度层将对SAGD开发效果产生较大影响,需尽量避免在高含水饱和度层厚度大于6 m的区域布井,并尽量使注入井远离高含水饱和度层。     

高含水饱和度层对加拿大Kinosis油砂区双水平井SAGD开发影响研究

为明确高含水饱和度层对双水平井SAGD开发效果的影响,以加拿大Kinosis油砂区块为研究对象,综合利用动态分析和数值模拟技术开展研究。通过注采井实际生产动态参数变化,结合温度监测结果,明确高含水饱和度层存在时SAGD开发的动态特征响应。在建立油砂区典型注采井机理模型的基础上,着重研究高含水饱和度厚度、距注入井距离以及含水饱和度对SAGD开发指标的影响效果及规律。结果表明,高含水饱和度层的存在增大了注入蒸汽的消耗,热量沿高含水饱和度层向油砂层两侧加速扩展;生产指标在蒸汽腔碰遇并穿越高含水饱和度层过程中表现出明显变化,如日产油“递减漏斗”的出现,瞬时水汽比大于1等;厚度大于2m的高含水饱和度层将对SAGD开发效果产生较大影响,需尽量避免在高含水饱和度层大于6m的区域布井,并尽量使注入井远离高含水饱和度层。     

大庆西部稠油水平井蒸汽驱数值模拟研究

大庆西部斜坡江55区块油藏埋藏深度浅,油藏温度低,油层厚度比较薄,直井冷采产量很低,因此开发该油藏的比较可能的开采方式为水平井蒸汽驱和水平井蒸汽吞吐。为了改善其开发效果,针对水平井蒸汽驱,应用CMG数值模拟软件在三维地质建模的基础上对注采参数进行了优化。通过改变井距、水平段长度、采注比、蒸汽干度、注汽速度等生产参数,预测开发效果,对比生产效果确定合理的生产参数。结果表明:水平井水平段长度300 m时蒸汽驱总体效果比较好;蒸汽干度要达到0.4之上;蒸汽吞吐三周期之后转蒸汽驱效果最好;井距越大,采出程度越低;油层越厚,采出程度越高。     

注采参数对馆陶油层SAGD生产的影响研究

辽河油田根据自身条件首创性地提出了直井-水平井组合式SAGD开发方式,并进行了先导矿场试验。以辽河油田杜84块馆陶油层直井-水平井SAGD先导试验区为研究对象,运用油藏数值模拟软件研究了采注比、注汽速度、蒸汽干度等注采参数对直井-水平井SAGD开发效果的影响。综合考虑SAGD开发阶段的经济效益和油藏的采出程度,优化得到了合理的注采参数范围。并且,针对直井-水平井SAGD开发过程中可能出现的汽窜问题,提出了预防和控制措施。研究结果可以为类似稠油油藏采用直井-水平井组合SAGD开发方式提供理论参考。     

考虑储层与井筒特征的高温高压水平井溢流风险评价

考虑气体物性的影响,优选适用于高温高压水平井的气侵模型,分析储层渗透率、裸眼段长度、负压差等储层参数对气侵量的影响。基于建立的井筒环空瞬态多相流动模型,研究高温高压水平井溢流期间的含气率、泥浆池增量、井底压力的变化规律。基于此,评价储层渗透率、水平段长度、负压差对溢流风险的影响,与直井溢流风险进行对比分析。基于模拟结果发现:储层渗透率较低(小于2×10~(-3)μm~2)、负压差较低(小于2 MPa)、水平段长度较小(小于10 m)、钻进储层厚度较小(小于5 m)时,气侵速度小,井底压力及溢流体积变化小,溢流风险小,不易发生井喷;相同条件下,直井溢流风险要高于水平井;在长水平段、厚度大、渗透率大的情况下,溢流风险较大,需优化配置钻井液密度、及时监测钻井状态才能显著降低目标井溢流井喷事故风险,为安全、经济、高效的开发高温高压油气藏提供理论依据。     

华庆超低渗透油藏压裂水平井适应性分析

针对目前华庆油田压裂水平井开发效果不理想的状况,以白豹地区为例建立实际地质模型,并在此基础上,评价工区压裂水平井开发的储层情况,优选水平井开发层位,研究储层渗透率、储层厚度、渗透率各向异性等储层参数对开发效果的影响,优化水平段长度、裂缝间距、裂缝半长、裂缝导流能力等施工参数。结果表明:华庆油田长63储层满足压裂水平井开发的适应性评价指标。考虑华庆油田储层实际情况,压裂水平井水平段长度最佳范围800—1 200 m,裂缝间距77 m,裂缝半长150 m,裂缝导流能力在15μm2·cm到20μm2·cm之间。模拟结果对于华庆油田压裂水平井开发具有一定的指导意义。     

双水平井SAGD开发稠油油藏界限标准

 蒸汽辅助重力泄油（SAGD）是开发超稠油的高效技术,具有驱油效率高,采收率高等特点,其开发油藏界限标准受油藏参数、工艺技术条件及油价等综合影响。国外根据油层储层厚度、原油黏度与开发等条件给出了SAGD 开发油藏界限标准,但中国目前还没有合理的界限标准指导不同油藏条件下SAGD 的部署以及经济有效的开发方法。运用油藏数值模拟技术,对新疆A 油藏关键油藏参数对SAGD 开发效果的影响规律进行研究,运用正交设计方法,以净利润为目标确定了影响双水平井SAGD 开发油藏效果的主控因素;结合现有工艺条件,得到了不同原油价格下的SAGD 开发油藏界限标准。     

油砂SAGD开发过程中面临的夹层问题

麦凯河油藏岩心资料表明油砂储层含有不等厚度、延伸范围和频率的低物性夹层,其对SAGD生产动态和蒸汽腔发育特征的影响成为关注的焦点。为此,根据夹层含量和分布位置划分四类SAGD井组;以此为研究对象,开展三维数值模拟研究沿程和垂向剖面蒸汽腔发育特征,并利用二维数值模拟对夹层位置、厚度和宽度等因素进行敏感性分析。研究认为,相比井组上方夹层,井间夹层对SAGD生产动态不利影响更大;延长预热时间并不能改善SAGD开发效果;夹层主要是阻碍了蒸汽上升通道以及冷凝蒸汽和加热原油的泄流通道,导致沿程蒸汽腔发育不均匀。     

低渗油藏CO2驱井网优化调整及开发效果影响因素

CO2驱、水平井开发技术对于低渗油藏有着较好提高采收率的作用,但是对于非均质性较强的低渗油藏,水驱开发后存在动用程度低的问题,因此有必要研究低渗油藏后期注采方式及注采井网的调整优化和开发效果的影响因素。首先依据目标油藏建立非均质概念地质模型,建立了一个上下分别为低渗和高渗储层油藏模型,采用油藏数值模拟方法对油藏进行了模拟计算。在油藏模型进行一段时间水驱后,加密调整井网采用水平井注CO2进行二次水气同驱的开发模式。对比不同加密井网模式的采出程度和地层压力,得到最优的加密井网模式进行二次优化开发。然后基于以上得到的最优井网优化调整模型,研究了井排距、储层渗透率和注CO2压力对该调整井网模式开发效果的影响。油藏数值模拟计算表明：加密水平井采油优于加密直井采油;加密水平井注气可以适当缩短排距,使CO2的驱替更充分,当井距/排距为0.4时,采出程度最大;在不同储层渗透率条件下,在其他生产条件一致的情况下,加密水平井井网时,可以将水平井沿水平渗透率较小方向安置;适当增大注气井注入压力可以有效地提高采收率恢复地层能量。本文研究成果对该类非均质低渗油藏的开发具有较好的借鉴意义。     

准噶尔盆地春风油田薄浅层超稠油水平井蒸汽驱试验

 针对准噶尔盆地春风油田多轮次蒸汽吞吐后开发效果变差、亟需开发接替技术的难题,立足于春风油田埋藏浅、高孔高渗、地层平缓、温度低、储集层薄、地下原油黏度高、热采水平井整体开发的油藏条件,开展了水平井蒸汽驱先导试验.试验区动用地质储量102×10⁴ t,部署注汽井5 口,对应21 口油井,注汽井、生产井均为水平井,井距100 m,排距140 m,水平段长度200m,注汽速度5 t/h,采注比1.2.钻打了3 口观察井,实时监控油层温度、压力.试验已历时19 个月,从单井日产油量、含水、阶段采出程度、地质储量采出程度等开发指标对比分析看,蒸汽驱见效明显.在考虑稠油递减规律的前提下,蒸汽驱比蒸汽吞吐产量增幅为48%.证实,薄浅层超稠油水平井蒸汽驱技术切实可行.试验过程中形成了"立足高温微汽窜采油"的开发理念和动态监控体系、水平井高温汽窜治理、水平井蒸汽吞吐引效、大斜度注采一体化泵等配套技术.     

直井辅助对油砂蒸汽辅助重力泄油开发增效的数值模拟

为提高油砂SAGD开发效果,利用SAGD井组间原有的探井、观察井等直井,或在SAGD井组间加密一口或数口直井进行辅助生产,形成直井辅助模式。通过数值模拟方法对直井辅助的射孔参数、启动时间与转驱方式进行了研究。结果表明：辅助直井射孔段长度为5m,与生产井相同深度时取得最优增产效果;且辅助直井启动时间越早越好;在吞吐至蒸汽腔连通后进行2年的产液生产为宜,之后再转为长期注汽。可见实施直井辅助后生产效果有明显改善,井间原油动用程度提高,对油砂SAGD增效开发有重要意义。     

相对低/高渗区对SAGD传热传质影响数值模拟研究

为了研究相对低/高渗透区对SAGD传热传质的影响,针对六种常见的渗透率分布模式,利用油藏数值模拟方法建立SAGD数值模型,并对比分析了蒸汽腔发育和含油饱和度变化特征。结果表明：当平面方向相对低渗区物性一定时,其距离SAGD井对越近,对该侧蒸汽腔和泄油区域侧向扩展的抑制作用就越强,SAGD传热传质非对称性越明显;平面方向相对高渗区的存在对该侧蒸汽腔和泄油区域侧向扩展具有促进作用,且相对高渗区距离SAGD井对越远,促进作用就越小,SAGD传热传质非对称性程度也越弱;从整体上来看,当垂直方向相对低渗区靠近SAGD井对时,它对整个蒸汽腔发育起抑制作用,而当它远离SAGD井对时,反而会加速蒸汽腔侧向和向下发育。     

春10区块水平井蒸汽吞吐注采参数优化

稠油油藏具有储量丰富,物性差,粘度高的特点,经过多年的蒸汽吞吐技术开发,出现储层综合含水率提高,油气比降低和汽窜等现象,导致开发效果较差,储层动用程度降低。因此研究不同影响因素对开发效果的影响,合理优化注采参数对超稠油油藏有效开发具有指导意义。本文通过对春10区块油藏地质条件的研究,运用正交试验法,研究影响开发效果的因素显著性为：注汽强度、水平段长度、油层厚度、产液速度、粘度、渗透率;运用数值模拟方法,对春10区块内的水平井注采参数进行优化、优选,确定出水平段长度50米的注汽强度最佳范围21～25t/m?d;最佳采注比0.8～1.2;水平段长度150米的注汽强度最佳范围11～15t/m?d,最佳采注比0.9～1.2等注采参数指标,对现场生产具有指导意义。     

超稠油直井-水平井组合蒸汽辅助重力泄油物理和数值模拟

研究了中深层超稠油油藏在直井蒸汽吞吐中后期,用直井注汽水平井采油的方式转蒸汽辅助重力泄油（steam as-sisted gravity drainage,SAGD）开发的机理。应用高温高压比例物理模拟方法,研究了水平井布于直井斜下方时SAGD蒸汽腔的形成和扩展过程。结果表明,转SAGD的初期以蒸汽驱动作用为主并逐步向重力泄油作用过渡,并可划分为蒸汽吞吐预热、驱替泄油、稳定泄油、衰竭开采4个开采阶段。利用数值模拟优选了布井方式、井网井距、水平井段长度、转SAGD时机和注采参数。该模拟方法在辽河油田杜84块超稠油油藏开发中取得了较好的现场试验效果。     

泡沫辅助SAGD开发特征

应用数值模拟及Surfer制图软件绘制蒸汽辅助重力泄油(SAGD)和泡沫辅助SAGD(FA-SAGD)在均质和非均质油藏中温度场分布图,对不同开发方式下蒸汽腔扩展过程进行直观、形象地描述,并对比两种开发方式的开发效果。结果表明:FA-SAGD蒸汽腔横向扩展速度大于SAGD,垂向扩展速度小于SAGD,FA-SAGD蒸汽腔主要作用于油层中部,蒸汽腔与盖层接触面积较小,盖层热损失较小;非均质储层SAGD开发过程中,蒸汽易沿高渗透层窜流,蒸汽腔在水平井筒方向不均匀扩展,FA-SAGD开发过程中,由于泡沫对蒸汽沿高渗层窜流的调控作用,蒸汽腔在地层内的扩展更为均匀,可以减小产出能量和盖层热损失,提高生产油汽比和采收率。     

考虑注采压差下SAGD产能预测模型

SAGD生产过程中除了重力泄油外,注采压差的存在也对产油有着显著的影响,因此在使用Butler方法进行产能预测及计算时易出现误差。考虑注采压差对SAGD开发效果的影响,建立了双水平井SAGD产能预测模型,并利用MATLAB编程语言对数学模型进行求解。研究结果表明：（1）双水平井SAGD数值模拟产能预测的结果反映了注采压差对SAGD开发效果具有一定的影响;（2）当SAGD开采过程存在一定注采压差时开发效果会更好,但这并不意味着注采压差越大越好,因为当注采压差大于汽窜临界压力值时会发生汽窜,从而对生产产生不利影响,因此注采压差存在一个最优值;（3）注采压差的存在会增加采油速度及减少蒸汽腔到达油层顶部的时间,随着注采压差的增大,采油速度增加幅度和蒸汽腔到达油层顶部的时间减少幅度都逐渐变缓。     

超稠油驱泄复合立体开发关键参数研究与探讨

SAGD 开采技术是超稠油油藏吞吐后大幅度提高采收率技术之一,目前已经在辽河油田成功应用,但实施过程中受连续油层厚度及隔夹层的影响,蒸汽腔难以扩展至夹层上部,造成油层动用程度低、油汽比低,制约了SAGD 开采规模进一步扩大。针对此项关键问题,应用物理模拟及数值模拟方法,提出了超稠油驱泄复合立体开发技术,揭示了驱泄复合水平驱动与重力泄油的开采机理、探讨了隔夹层岩性及分布、夹层对SAGD 的影响及封隔能力、驱泄复合实施技术界限,并提出了立体开发井网形式,为驱泄复合开采技术的发展完善提供了技术借鉴。