超稠油油藏EBIP厚度变化模式对SAGD的影响

SAGD技术是一种非常具有潜力的稠油开发方式,已在超稠油/油砂开发中取得了良好效果。由于储层沉积原因,SAGD水平井段对应的EBIP有效储层厚度通常会发生变化,使得SAGD井组开发效果差异明显。为了明确EBIP厚度沿水平井段变化对SAGD生产的影响,以加拿大LongLake油田地质特征为基础,构建了3种典型EBIP厚度变化模式,建立了SAGD数值模拟机理模型,分析讨论了沿程EBIP变化模式和厚度差对SAGD蒸汽腔突破、日产油、累计汽油比和采出程度的影响,明确了EBIP厚度变化对SAGD生产影响的界限。研究表明,在储层总厚度相同下,阶梯状EBIP变化模式峰值产油速度和采出程度最低,其他两种方式生产特征相近;阶梯状EBIP模式下,厚度差≤4 m为优,4<厚度差<10m为良,厚度差≥10m为差;两厚一薄和两薄一厚EBIP模式,厚度差<7m为优,厚度差≥7m对SAGD生产影响大。

长岭气田地层压力计算方法适应性评价

气藏地层压力是气藏驱动能量的重要标志,为了更加经济准确地判断并预测气藏地层压力的大小,根据长岭气田低孔低渗的特点,分别采用3种不关井地层压力评价方法计算长岭气田单井地层压力,并选取了5口具有代表性的单井进行地层压力适应性评价及优选。结果表明,井筒未积液时,采用生产动态资料拟合法计算的地层压力误差较小;井筒积液时,采用拓展二项式产能方程法计算的地层压力误差较小。这对于其他低孔低渗气藏地层压力计算也具有指导意义。

水平井提高油砂SAGD井组后期开发效果研究

蒸汽辅助重力泄油(SAGD)是开采超稠油的一项先进技术。尽管学者们在井眼轨迹控制、注汽操作参数优化、均匀注采及注溶剂提高采收率等方面进行了深入研究,但是SAGD开发后期井组间仍存在大量剩余油未动用。为进一步提高SAGD开发效果,提出采用辅助水平井的措施。在辅助水平井与SAGD井组数值模拟机理模型基础上,分析讨论了辅助水平井横向和纵向位置、长度、启动时间以及注气量对开发效果的影响。研究结果表明:辅助水平井应平行于SAGD生产井,且位于生产井组间1/2处;当SAGD水平井组为400 m时,得到了辅助水平井最优注采参数,即长度为250 m,注气量为150~175 t/d;当SAGD井组蒸汽腔突破(发育到顶或者到顶后横向扩展)时启动水平井辅助。此外,基于机理模型参数优化结果,论证了辅助水平井对实际稠油SAGD井组开采后期的增油效果明显。

稠油油藏夹层沿程展布对SAGD生产特征的影响

为了研究夹层沿水平井的分布对SAGD开发效果造成的影响,针对不同夹层沿程分布模式下SAGD井组生产效果差异较大的问题,本文结合加拿大长湖油田SAGD井组夹层分布情况,以实际地质模型为基础,考虑夹层的剖面宽度和与井组的垂向距离两个重要影响因素,通过建立数值模拟机理模型分析隔夹层沿水平井分布对SAGD开发的影响效果,划清夹层影响下的储量技术开发界限。研究结果表明,当夹层与井组的垂向距离越高、夹层剖面宽度越小时,夹层沿水平井分布对SAGD生产的影响不明显;当夹层与注汽井的垂向距离小于10 m、夹层剖面宽度大于30 m时,沿程夹层展布占比越大,夹层距离SAGD井组的距离和夹层宽度的影响越大。研究结果对SAGD降低新投产区低效井比例、提升整体开发效果具有较好的指导意义。

页岩气藏“井工厂”模式下水平井裂缝分布优化

与常规气藏单井开发模式相比,“井工厂”开发技术具有大幅提高作业效率、降低工程成本等优点。页岩气藏“井工厂”小井距布井以及体积压裂模式下存在井间干扰和缝间干扰,影响井组整体开发效果。基于非结构PEBI网格技术自主研发了压裂水平井PEBI网格模拟器,并以微地震监测结果为依据,将水平井组体积压裂形成增产改造体积区(SRV)(考虑为椭圆形),综合考虑了页岩气吸附解吸、扩散和非线性渗流机制,采用控制体有限单元法建立了均质页岩气藏“井工厂”模式定压生产条件下压裂水平井组数值模拟模型,计算对比了单井生产和井组生产累计产量的差异,讨论了均质页岩气藏井组不同压裂裂缝分布方式和水平井布井方式对井组累计产量的影响。研究结果表明:小井距布井产生的井间渗流干扰使得井组产量低于单井产量叠加之和;单井U型布缝模式能一定程度上减少干扰,使得其井组累计产量要优于均匀和反U型布缝模式;水平井交叉布井下累计产量要优于平行布井。

直井辅助对油砂蒸汽辅助重力泄油开发增效的数值模拟

为提高油砂蒸汽辅助重力泄油(steam assisted gravity drainage,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5 m,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。