鱼骨型分支井SAGD分支形态优化及采出程度变化规律

风城油田低物性段普遍发育,储层非均质性严重。鱼骨型分支井SAGD通过分支深入储集层可改善常规SAGD蒸汽腔扩展受限的问题。为了达到最佳开采效果,有必要对鱼骨型分支井SAGD的分支形态进行优化,并掌握影响采出程度变化的规律。为此,利用油藏数值模拟及正交实验设计的手段,确定分支参数对提高采出程度具有敏感性,并优化分支参数,分析不同储层物性下分支参数对采出程度的影响规律。将研究成果应用于风城油田,该研究区块的最佳井型部署方案为:分支长度为120 m、分支数量为4条、分支角度为75°、分支异侧为非对称分布、分支间距为100 m。通过研究可知,各分支参数的影响权重以储层渗透率2.0 D为明显的分界点:当储层渗透率小于2.0 D时,主要影响因素为分支长度、分支数量;储层渗透率为2.0 D时,分支角度、分支间距的作用开始变强。研究成果对风城油田SAGD驱进一步提高采收率具有重要的指导意义。

单水平井SAGD开发效果分析及工艺参数优化

单水平井蒸汽辅助重力泄油(SAGD)技术有望提高薄层特稠油油藏开发效果,但开发效果受储层特性、工艺参数等影响大。采用CMG软件进行薄层特稠油油藏单水平井SAGD开发的数值模拟研究,明确油藏特性对单水平井SAGD开发效果的影响规律,并以哈浅22块油藏参数为基础,优化吞吐预热轮次、SAGD射孔注汽长度、注汽速度等工艺参数。结果表明:单水平井SAGD可实现薄层特稠油油藏的有效开发,最终采收率达21%,但开采油汽比仅约为0.082;在渗透率不小于2530×10^(-3)μm^(2),孔隙度不小于30.3%,含油饱和度不小于65%时,单水平井SAGD能达到较好的应用效果;优选最佳的单水平井SAGD蒸汽吞吐预热轮次为8次,趾端注汽长度为100 m,注汽速度为100 m^(3)/d。

稠油油藏SAGD开发后腔体储氢潜力数值模拟

氢气作为一种清洁能源有望替代化石燃料成为主要能源载体,地下储氢是实现氢气大容量长期存储的有效途径,是近年来新兴研究领域。为此,在目前盐穴、枯竭油气藏及含水层3种传统地下储氢地质体外,探索了一种新的储氢方法,即利用稠油油藏蒸汽辅助重力泄油(SAGD)后形成的腔体进行储氢。首先对比了稠油油藏SAGD开发后储层储氢与常规地层储氢的优缺点,进而采用数值模拟方法对其建立地下储氢库的可能性进行论证,最后明确了不同注采方案的氢气储量及回收率,揭示了储层注采氢气阶段氢气与地层原有气体的流动特征。研究结果表明:①相较于常规枯竭油气藏储氢库,利用稠油油藏SAGD开发后的枯竭腔储氢具有储气量大、氢—油过渡带导致的氢损更低、无需注入或仅需注入少量的垫气、可降低氢脆风险、可提前监测闭圈盖层稳定性及气体密封性等优点;②典型单井组SAGD开发后的枯竭腔可储存约490 t氢气,回收率约为90%,且随着注采周期增多,采出的氢气纯度越高,第4个采氢周期后氢气采出纯度高达99%;③氢气存储方式的差异会导致甲烷在枯竭腔中的聚集位置发生变化,长期存储方式在氢气注入结束后,甲烷主要聚集在枯竭腔的底部,而短期存储方式下甲烷只会被氢气挤压到枯竭腔顶部的左右两侧,导致产氢过程中甲烷的产出规律不同。结论认为,利用稠油油藏SAGD开发后的储层进行高纯氢气的储存在储氢量、氢气回采纯度和建库成本方面都具有显著优势,是一种解决大规模储氢的高经济效益储氢技术,该研究成果能够为中国地下储氢技术的选址和建设运行提供指导和参考。

油砂SAGD开发剩余油类型及挖潜方式实验研究

为了明确SAGD(蒸汽辅助重力泄油)开发的剩余油分布规律及挖潜方法,通过机理分析将SAGD开发时的剩余油划分为重力滞留型、夹层阻挡型和隔层隔档型;采用3组两两对照室内三维物理实验,模拟了3种情况下的基础井网SAGD开发和加密井网的开发效果,使用增量分析法明确了求取不同类型剩余油的关键参数。研究结果表明,可通过常规的井间单支加密采油井开发重力滞留型剩余油,通过夹层上部加密注气井驱泄复合的形式挖潜夹层阻挡型剩余油,通过隔层上部单支采油井蒸汽吞吐方式开发隔层隔档型剩余油;理想状况下常规SAGD的蒸汽腔极限扩展角度约为12°,蒸汽绕过夹层向上扩展的极限动用角度为18.5°,通过单支水平采油井挖潜时,隔层上部可动油储量采收率为44.7%。研究结果对SAGD开发油砂油藏生产中后期调整挖潜定量决策具有积极意义。

新疆油田首创国内SAGD井下电加热技术

截至2024年1月11日,新疆风城油田重18井区FHW3120井组在采用SAGD井下大功率电加热启动技术后,阶段油汽比提高20倍,能耗降低90%,投入产出比达1:2.6,标志着稠油开采“以电代汽”取得新突破。这个井组是我国第一个采用SAGD井下大功率电加热启动技术开采稠油的井组。这项技术是稠油原位电加热开采技术的一种。

夹层对SAGD开发效果影响研究

针对油藏内部夹层影响SAGD开发效果的问题,运用分类分析、正交实验设计、数值模拟等方法,确定了夹层影响SAGD开发效果的主控因素及其影响程度。研究表明:夹层影响热连通,阻碍蒸汽腔的发育,进而降低了SAGD前期到中期采油速度;夹层与注采井的相对位置关系对SAGD生产效果影响显著;无泄流通道情况下,夹层影响SAGD开发效果的主控因素是夹层沿水平井方向发育的长度或者夹层所处位置离注汽井的距离;井间夹层长度达到水平井长度40%或注汽井上方夹层在注汽井上方3 m以内,采油速度降低40%以上。可利用直井辅助注汽的方式扩大蒸汽腔发育体积,提高SAGD采油速度。研究成果对夹层发育的超稠油油藏实施SAGD开发具有指导意义。

SAGD循环预热阶段加速连通方法的研究及应用

SAGD循环预热阶段的预热效率和连通速度,都对生产阶段的生产效果具有重要影响。通过数值模拟研究,提出一种加快SAGD循环预热阶段连通速度的方法,建立了"低压—高压—拟SAGD"的预热模式,实现了在较短时间、形成优先渗流通道风险较低的情况下,注采井之间的水力连通速度得以有效提高的目的。该方法在风城超稠油油藏SAGD规模开发中的应用效果良好,具有一定的推广价值。

超稠油油藏直井与水平井组合SAGD技术研究

辽河油田曙一区杜84块兴隆台油层兴Ⅵ组为厚层块状超稠油油藏,50℃下脱气原油黏度大于100Pa.s。针对该油藏的地质特征、原油性质与开发现状,分析了直井与水平井组合蒸汽辅助重力泄油(SAGD)技术的适应性,在现有直井已吞吐多个周期、地层压力已大幅下降的情况下,应用数值模拟技术研究了直井与水平井组合SAGD技术的水平井部署方式并对SAGD注采参数进行了优化。研究结果表明,直井与水平井组合SAGD技术是杜84块兴Ⅵ油层组超稠油油藏蒸汽吞吐后的有效接替技术,可提高原油采收率30%,累计油汽比可达到0.296。最佳的布井方式为水平生产井在两排垂直井中间,且位于侧下方,垂向距离为20m,水平井段长度为280m;井底注汽干度必须大于70%,且生产井排液速度必须与注汽井注汽速度相匹配。

超稠油SAGD开发蒸汽腔形成及扩展规律研究

SAGD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SAGD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SAGD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SAGD泄油通道的2种形式,为辽河油区SAGD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SAGD规模实施打下了坚实的理论基础。

重18井区J_3q_3层夹层分布对SAGD开发效果的影响

夹层的存在影响蒸汽腔的垂向扩展以及泄液,从而影响SAGD的开发效果。根据风城油田重18井区SAGD区J3q3储层夹层的电性、物性特征对其进行了划分,识别出夹层的物质组成,并进一步确定了夹层的分布范围。通过数模研究,分析了不同夹层位置和展布范围对SAGD生产的影响,注汽井上方夹层可导致蒸汽腔垂向发育减缓,注汽井和生产井井间夹层可导致无法形成有效泄液通道。与动态实例结合,证实了井间夹层对生产的影响大于注汽井上方夹层。该研究为SAGD效果分析、井位部署、措施制订等提供了技术支撑。

SAGD重油、油砂开采技术的创新进展及思考

蒸汽辅助重力驱油技术(SAGD)是目前重油、油砂开采中最常用的热采技术之一,相比传统注蒸汽、原位燃烧等技术具有置换稳定、地层接触面积大、驱油效果好、采收率高等优势,同时也存在成本高、蒸汽短循环等问题,为了更好地指导重油、油砂技术创新,开展了基于SAGD技术的新进展研究。详细阐述了基于SAGD的技术创新,即单井SAGD、膨胀溶剂SAGD、泡沫溶剂SAGD、燃烧辅助重力驱及氧添加蒸汽辅助重力驱等5项新技术的原理、创新及优缺点。总结得出,创新一方面是体现在通过井型变化、蒸汽溶剂相结合扩大了蒸汽腔,提高了能量利用率和采收率,另一方面是通过注蒸汽与燃烧法相结合最大限度开采有效能源。基于SAGD技术的创新发展为重油、油砂开发后续技术储备及创新提供了技术借鉴。

SAGD过程注氮气改善开发效果实验研究

针对辽河油田先导试验区蒸汽辅助重力泄油(SAGD)过程热损失严重的情况,根据SAGD物理模拟的相似准则将该试验区的一个实际SAGD井组转化为物理模型,进行了SAGD比例物理模拟实验,并在SAGD实验过程中注入蒸汽与氮气混合气体,得到了其开发指标的变化规律。研究结果表明:在SAGD过程添加氮气后,蒸汽腔的横向扩展加快,垂向扩展减缓;在SAGD的注入蒸汽中添加氮气能减少蒸汽注入量,增大热效率,提高油汽比,改善蒸汽辅助重力泄油的开发效果;SAGD过程一开始就注入氮气能得到更好的经济效益。

风城SAGD水平井均匀配汽工艺研究与应用

双水平井SAGD水平段长度通常比常规热采井水平段更长,SAGD生产过程注采水平井间易出现水平井段局部汽窜、动用不均匀情况,影响了SAGD井组开发效果并增大了调控难度。为了提高水平井段动用均匀程度,建立了水平井等质量出流理论模型并设计了均匀配汽管柱。该工艺在风城SAGD先导试验现场应用取得了显著效果,对SAGD推广应用具有重要意义。

辽河油区热采稠油Ⅱ、Ⅲ类储量蒸汽驱、SAGD长远规划及先导试验部署

目前辽河油区稠油主力生产区块已相继进入蒸汽吞吐的中后期,适时进行开发方式转换是改善开发效果提高采收率的必由之路。从辽河稠油开发方式转换的前景及潜力分析入手,对全油区将来占主导地位的蒸汽驱及SAGD方式进行了整体部署与规划。在总结已成功开发方式的基础上,选择有代表性的区块进行开发方式转换试验的设计部署,该项研究将对辽河油区稠油油田的长远发展起到重要的指导作用。

烟道气辅助SAGD数值模拟研究

根据杜84块馆陶油层地质特征、多组分流体相态拟合生成的流体组分数据,结合SAGD数值模拟技术,建立烟道气辅助SAGD数值模拟模型。针对常规SAGD技术进行不改变注汽方式开发效果预测,对注汽井注汽进行了可行性分析。模拟结果表明,注汽井注汽较原方式提高采收率8个百分点;针对烟道气辅助SAGD技术,进行蒸汽/烟道气伴注可行性分析,对蒸汽/烟道气注入比和注入总量进行优选,最终优选烟道气和蒸汽总注入量为75 m3/d,注入比为1∶1,最终采收率为47.39%。烟道气辅助SAGD数值模拟结果表明,蒸汽/烟道气伴注对改善SAGD过程中蒸汽腔的扩展及延长SAGD阶段时间效果明显。

风城油田SAGD循环预热采出液处理技术

风城油田SAGD循环预热采出液使用常规破乳药剂无法实现油水分离,进入稠油处理站后,易造成净化原油含水升高、脱出污水净化困难。通过物性分析、显微照相和Zeta电位测定等手段研究了循环预热采出液的稳定机理,认识了循环预热采出液的胶体分散特性,并研制出复合净水药剂进行破胶,结合工艺优化实现了循环预热采出液的油水分离、浮油脱水和污水净化,形成了"汽液分离+喷淋降温+油水分离+浮油回收"的循环预热采出液处理工艺技术。该技术为SAGD规模开发提供了技术保障,为同类油藏的开发提供了借鉴。

考虑沿程非均匀吸汽下SAGD产能预测模型

蒸汽辅助重力泄油(SAGD)相比于其他热采方法对稠油开发效果更好。目前常用的SAGD产能预测模型主要基于沿程均匀吸汽提出,矿场应用困难。针对这个问题,对SAGD沿程生产过程进行试验研究,基于试验获得沿程非均匀吸汽现象,结合达西定律、热传导定律及物质平衡方程,推导出新的SAGD产能预测模型。结果表明:三维SAGD开发物理过程比二维SAGD更加复杂;所建立的新模型在产能预测上比以往的模型更加准确;以往在二维剖面上将SAGD划分为蒸汽腔上升、蒸汽腔横向扩展及蒸汽腔下降3个阶段,但是在更加符合矿场实际的包含沿程方向的三维角度,这个阶段划分方式并不适用;蒸汽干度是影响双水平井SAGD沿程蒸汽分布的一个重要因素。

浅层超稠油双水平井SAGD立体井网开发模式研究

针对连续油层厚度大、夹层较发育的SAGD开发油藏,提出一种双层SAGD井网、立体交错部署的开发模式,通过数值模拟研究进行验证,并对生产操作参数进行优化。研究结果表明:采用双层SAGD立体井网可有效提高储量利用率和采油速度,减轻夹层对生产带来的不利影响;双层SAGD蒸汽腔呈现出"孤立发育—上升扩展—相互接触—聚并融合"的发育模式,同时具有汽驱辅助和重力泄油双重开采机理;生产后期,蒸汽腔聚并融合后,上部井组继续注汽,更有利于提高开发效果。双层SAGD立体井网已在风城油田Z区块投入现场应用,取得初步效果。该研究对于类似油藏SAGD高效开发具有借鉴和指导意义。

超稠油Ⅲ类油藏夹层发育模式及SAGD提高采收率技术

风城超稠油油藏属陆相辫状河流相沉积,夹层广泛发育,特别是超稠油Ⅲ类油藏,非均质性强,导致SAGD开发过程中存在水平段动用程度低、蒸汽腔扩展不均等问题,严重影响SAGD开发效果。针对该问题,在风城超稠油油藏辫状河储层发育特征研究的基础上,将夹层发育状况归纳分类为4种典型模式,分析了4种模式下SAGD蒸汽腔的发育形态,并对应提出了直井辅助SAGD、多分支SAGD及储层改造等开发技术,形成了一套针对超稠油Ⅲ类油藏SAGD高效开发技术体系,在现场应用取得了较好效果。该成果对强非均质性储层超稠油油藏SAGD高效开发提供了技术支持,值得推广应用。

双水平井SAGD循环预热连通判断新解析模型

注蒸汽循环预热对转SAGD生产阶段蒸汽腔的上升速度、SAGD上产速度、水平段蒸汽腔的发育程度与动用率、以及SAGD最终采收率等均有重要影响。而SAGD注采井水平段之间的储层温度是评判预热连通是否达到要求、以及合理转SAGD生产的关键参数。针对前人传热解析模型未分别考虑实际储层多孔介质中岩石、原油、地层水传热与热扩散性能等问题,建立了考虑油水岩石的多介质多相流体综合传热解析新模型,并以国内某油区典型SAGD井组为例,利用井下测温数据、油水岩石热物性参数等为数据,进行了SAGD注蒸汽循环预热阶段注采井水平段之间温度变化测算,并与数值模拟计算结果进行了对比,计算结果表明,提出的新型解析模型与数值模拟结果符合率达到了95%以上,可方便快捷对预热连通情况进行速判,对现场SAGD成功实施具有重要意义。