过热蒸汽辅助重力泄油吞吐预热模拟及方案优化

预热效果是影响蒸汽辅助重力泄油(SAGD)开发技术的重要因素。基于CMG模拟软件开展兴Ⅵ组区块吞吐预热技术研究。结果表明:在历史生产拟合符合率达到97.2%的基础上,吞吐预热生产2个周期,水平井和周围直井之间已基本形成有效的热连通,温度场在80~100℃,地层压力降到约3.5 MPa,达到转SAGD的较佳时机;注过热蒸汽的直井和水平井间平均温度较注湿蒸汽高,累积采油量也多,即预热效果较好,其中注汽强度400 m 3/d、过热度22.62℃、注汽压力10.895 MPa的过热蒸汽预热效果最好;转入SAGD生产阶段的前期,无论单井还是全区,随着蒸汽品质升高,累积采油量增加。

杜84块兴Ⅵ组SAGD吞吐预热效果分析

辽河油田特种油开发公司为满足"十一五"稳产要求,同时有效提高最终采收率,于2006年在曙一区杜84块兴Ⅵ组开展SAGD试验,已经取得了先导实验的成功,预计可提高采收率24%左右。先导试验前转入前温度场、压力场及热连通均没达到转入要求,技术人员通过对水平井及直井共同吞吐预热4-5周期后,地层温场达到100℃,压力场降到3-4MPa之间,同时形成有效热连通,达到转入SAGD要求。

强底水特稠油油藏蒸汽辅助重力泄油物理模拟

通过三维物理模拟分析了强底水特稠油油藏SAGD开发效果。研究表明,强底水会消耗部分注入蒸汽热量,对于SAGD开发产生较大不利影响。吞吐预热后转SAGD生产过程可以划分为产油量快速增加和产油量逐渐递减阶段2个阶段。由于存在强底水,吞吐预热难以降低油藏压力,经过3个吞吐轮次,油藏压力由10MPa降至9.5MPa,井间温度升至85℃,达到转SAGD时机;生产井在吞吐阶段已发生明显水淹。吞吐预热阶段采出程度达到0.35%,汽腔上升达到顶层时的采出程度为3.59%,汽腔水平扩展阶段结束时对应的采出程度为15.15%,至瞬时油汽比降至0.1时的采收率达到28.80%,最终采收率明显低于纯油藏模式SAGD开发。

重37井区SAGD稳产技术研究

重37井区SAGD先导试验区建立于2009年,7年来产量稳步提升,整体生产效果良好,然而各井组间生产效果差异大,蒸汽腔发育不均匀,部分井组动态调控不见效,试验区面临很大的稳产压力。为实现试验区的稳产,从深入油藏认识入手,建立精细地质模型,刻画隔夹层的分布特征,通过油藏数值模拟研究分析动、静参数对试验区SAGD生产的影响,描述蒸汽腔的发育现状,弄清剩余油的分布规律,为下步稳产技术方案研究奠定基础,并从2方面4小点着手解决试验区的稳产困难。首先继续深化常规的动态调控,包括操作压力优化(主要是适时降压)和注采参数优化,其次是开展措施方案研究,包括吞吐预热技术研究和观察井利用可行性研究,其中吞吐预热技术已在FHW202井组实施并取得很好的效果,日产油水平增加7t/d。自试验区实施稳产技术以来,产液、产油水平保持稳定,油汽比等指标逐年变好,工作效率大幅提高,对其他SAGD开发区的高效开发有很强的借鉴意义。