蒸汽辅助重力驱油

1、蒸汽辅助重力驱SAGD技术王健主要内容H SAGD简介R SAGD布井方式R SAGD注采工艺分析 SAGD开发效果的影响因素; SAGD的泄油率与采收率SAGD应用实例SAGD简介SAGD概念及机理SAGD的基本特点SAGD的基本特点辅助重力驱油(SAGD) o其机理注入題汽热油流向油井i 1 SAGD的概念i采出石油和温结物汽腔,蒸汽腔向上及侧面从水平井上方一口或几口垂 直井中注蒸汽。加热后，可流动 的沥青在重力作用下流向位于 其下方的水平井中，这称为蒸汽 是在注汽井中注入高干度蒸汽， 蒸汽向上超覆在地层中形成蒸 蒸汽腔向上及侧面扩展与油层中的原油发生热交换。被加 热的原油降低粘度和蒸汽冷

2、凝水在重力作用下向下流动从 水平生产井中来出。蒸汽腔持续扩展，占据原油的体积。由于重力不足以将受热沥青以经济产量驱入常规井, SAGD有利于水平井作为生产井来进行生产。帝国石油 公司于1978年在冷湖的先导试验中所应用的水平生产 井（HWPI）是第一口现代意义上的水平井。自那以后， 水平井在非热力领域中已得到了广泛的应用。在SAGD 应用中，尽管也可以使用多口垂直注人井，但更常见 的还是选择水平井做为注入井和生产井。要成功地实施SAGD技术，能否满足充足的举升能力 是很关键的。如果举升系统难以满足需要，蒸汽室变 不会向下扩展至生产井附近，重力驱动力（取决于下落液体与蒸汽两者间的密度 差）就会减

3、小。图2显示，在安 装泵之后，HWPI的运行动态得 到了明显的改善。因举升能力 不足而在数个SAGD项目中都引 起了初期运行差的问题。近期(三兰二 E 0 二M 左/二S#250s(>的SAGD技术大多数是隹荐利用图2帝国石油公司的SAGD试验情况 气举辅助自然流动进行举升，对于这类系统要对举升机 理仔细斟酌，并需在操作过程中确保充足的举升能力， 同时避免汽窜和出砂引起地层破坏。A大多数重油油藏下方都是含水层，在SAGD方法中含水层常造成能量散失。如果蒸汽腔与含水层连通的话，那其 中一部分注入蒸汽将因对水有相对较高的渗透率而散失掉。 比例化模型试验也显示，如果蒸汽室压力足以阻止水侵， 即

4、使带有底水的油藏也可以达到良好的运行状态水侵造 成的影响非常严重一血水流入蒸汽室内会冷凝5m3蒸汽。SAGD布井方式?双水平井SAGD技术直井与水平井组合技术I单水平井SAGD技术SAGD布井方式双水平井SAGD技术双水平井SAGD技术在加拿大等国重油开采中已经得到 广泛应用，在我国尚处于研究阶段,其原理就是在靠近油藏 底部位置钻一对上下平行的水平井，经油层预热形成热连通 后，上部水平井注汽，注入的蒸汽向上超覆在地层中形成蒸 汽腔并不断向上及侧面扩展，与原油发生热交换，加热的原 油和蒸汽冷凝水靠重力作用泄流到下部的生产井中产出（图 2、图3）,其生产特点是利用蒸汽的汽化潜热加热油藏，以 重力作

5、为驱动原油的主要动力，可以使水平井生产获得相当 高的采油速度，阶段采收率高，油汽比高，除了大面积的页岩 夹层，对油藏非均质性不敏感。刘耳区理施hit图3双水平井SAGD工艺SAGD布井方式直井与水平井组合方式是水平井作为生产井（见图4）在其正上方或侧上方钻几口垂直注汽井，国外广泛 使用双水平井方式针对原始的超稠油油藏进行开发，油 藏埋深普遍较浅，多小于500m,国内已开发的超稠油油 藏一般埋藏较深，多大于600,采用直井蒸汽吞吐开发， 但采收率仅为为20%25%。实施这种方式的蒸汽驱之 前，各口直井应有若干周期的蒸汽吞吐，以减小与水平 井之间的阻力，预热周围油层。然后直井注汽，被加热 后的沥青

6、和热水，在重力作用下流入下方不加热的水平井。水平井可以钻在有底水的油水界面上方，通过控制SAGD布井方式井底温度低于水的饱和温度来防止大量底水的产出。若 利用原先钻成的直井，只在直井下方加钻水平井，将使这 一方案投资降低，使直井和水平井各自特点都得到发挥。垂直字汽井垂直年汽井图4直井注汽水平井采油示意图单水平井蒸汽辅助重力泄油，该工艺采用单水平井 布井方式，水平井位于油层的底部，即用一口水平井， 把注入的蒸汽释放在绝缘管道的下端，蒸汽升起来凝 结在石油界面；于是低粘度热石油就流进油井的环状 空间里。这些流动的石油和冷凝水通过另一条油管柱 被泵送到地面。而单井蒸汽辅助重力泄油虽然在成本 上有所降

7、低，但其产量也较低，且在现场操作中很难控 制，所以这种开发方式也彳艮难推广。SAGD的工艺过程SAGD的工艺过程SAGD操作工艺参数的影响注采井参数影响首先是上部直井或水平井与下部水平井同时吞吐生产， 各自形成独立的蒸汽腔（循环预热阶段）;随着被加热原油 和冷凝水的不断采出以及吞吐轮次的增加，蒸汽腔不断扩大, 直至相互连通（降压生产阶段）；之后进入SAGD生产阶段。通过预热方式使注采井间形成热连通，一般有三种预热 方式:蒸汽吞吐、压裂形成裂缝、蒸汽热循环。 SAGD生产阶段上方的直井或水平井转为注汽井，持续向油藏内注 入蒸汽，蒸汽向上，向下及四周流动，最终形成一个连通的、完整的蒸汽腔，蒸汽在蒸

8、汽腔内表面冷凝，通过传导，对流及潜热形式向周围油藏释放热量，加热油藏中的原油，原油和冷凝水在重力作用下被驱向水平生产 井随着受热原油的流走加热前缘向油藏內部推进，这 样，既可保持油藏的压力及驱动力，又可提高蒸汽波及范围，因此，SAGD比蒸汽吞吐的采收率要高生产过程的 后期，蒸汽腔会逐渐到达油层的顶部，此时热扩散则在 上覆岩层下面的四周进行。SAGD的操作:注汽井连续注汽，生产井连续采油，生产井 井底温度低于水的沸点温度5°C-10°Co 一般注采压差0. 20. 5MPao用示踪剂监测吸汽剖面和产液O剖对注采井进行压力温度监测,以了解蒸汽腔室的形成与扩展。对产出流体进行矿化

9、度监测,以封断边底水。SAGD工艺操作参数的影响水平井SAGD成功的关键取决于蒸汽腔的形成与良好扩 展，并保证液体最大程度地泄流到生产井筒，该阶段注汽 干度、注汽速度、排液速度等参数的选取是SAGD操作成 功与否的关键因素。蒸汽的干度是指单位体积饱和蒸汽中干蒸汽所占的百 分数，以“x”表示。对于超稠油油藏，高温，高干度是关 键蒸汽干度控制蒸汽腔的形成与扩展，通过水平井或垂 直井向油藏注入蒸汽，在油藏中形成蒸汽腔室。随着蒸汽的不断注入，蒸汽腔室逐渐扩大，采出的原 油体积与蒸汽腔室的体积密切相关。SAGD阶段，注入蒸汽中只有潜热部分用于原油加 热，而凝积水则以几乎相同的温度从生产井中采出， 对原油

10、的加热不起任何作用，反而增加饱和水占据地层 孔隙体积分量，致使油井含水上升，原油产量降低， 因此,SAGD操作阶段必须保证注入较高干度的蒸汽。图5蒸汽干度对产油量及油汽比的影响（杜84块超稠油油藏）采注比的影响（图6）采注比指采出物（油、气、水）的地下体积与注入剂（水或气）与的地下体积之比。它是反映衡量阶段 注采状况的一个指标。注汽速度取决于注入井的注入压力、吸汽能力、生产井排液能力和油层中蒸汽腔的 大小，在SAGD阶段，注入蒸汽中除一小部分用于填充地层，大部分将以凝积水的形式被采出，为保证蒸汽腔扩展和汽液界面平稳,要有一个适当的采注比。当产量太高时，热液体面向下靠近生产井，因为重力驱的油不能

11、补偿产量，如果这种情况得不到控制，就会发生蒸汽SAGD工艺操作参数的影响蒸汽穿透，导致成对井停产，并可能造成完井伤害；当产量 太低时，液面上升，来自腔室壁的重力驱油不能停留在腔 室的低部,腔室的形状受到影响总的驱油能力降低，产量 控制至关重要，它不仅影响即时产量还影响到成对井的长 期驱油潜力。SAGD工艺操作参数的影响排液速度的影响生产井排液能力对SAGD影响很大，排液能力太小，就会导致冷凝液体在生产井上方聚集，汽液界面逐渐上 升，蒸汽腔压力也随之上升;排液能力太大（大于重力泄油速度），汽液界面随之下降，蒸汽被直接采出，一方面 蒸汽进入抽油泵闪蒸后会严重降低泵效，另一方面大量 蒸汽的产出会降低

12、热利用率。合理的排液速度应该与 蒸汽腔的泄油速度相匹配，使汽液界面恰好在生产井上方，这时洗油效率和热效率可以达到最高。汽液界面的控制可以通过调节排液量及注汽速 度控制水平生产井内流体温度和压力来实现，为防止 蒸汽突破到水平生产井，需要保持生产井井底的流体 温度低于该压力下的饱和蒸汽温度2040°C。注入左 注汽压力维持较高的操作压力可提高注气 温度，使沥青粘度降低；但太高压力，会使注入的蒸汽 突破到生产井，影响产油量。I此外，还有周期注汽量，炯井时间等操作参数的影响。注采井影响注采井距注采井间的垂向距离太小，汽液界面很难控制蒸 汽容易直接产出；但若井距太大，注采井间很难形成 热连通，

13、重力泄油速度慢，生产时间长，油汽质量比低, 采油速度低。水平井段长度除受制于油井的排液能力外，还由于 水平井筒内沿井长方向存在压力降，且原油粘度越大， 压力降越大，因此，水平段长度存在一临界值。随水平井段距油水界面距离增力重力泄油阶段生产时间逐渐增长，阶段采出程度逐渐增加；当水平井段距油 水界面距离再增加时，水平段下部损失储量较大，采收率 降低。SAGD开发效果的影响因素蒸汽辅助重力泄油开发效果的影响因素主要有：油 层厚度、原油粘度、油藏深度、油层水平渗透率及 垂向与水平渗透率比值、孔隙度、初始含油饱和度、 油 层压力与温度、原始热特性等。但最主要的因素 是前4个。国内外对SAGD对油藏及流体

14、的适应性研究也很多，但是多为针对某一油藏的定性描 述。SAGD的泄油率与采收率SAGD的泄油率与采收率SAG:）方法的采收率取决于蒸汽腔体积大小。另一方面，石油产量取 决于流动油是否能够流畅地排泄出来。这两个方面反 过来又取决于开采项目的油藏描述和设计特点。重力 影响越大，产量就越高。因此，连续性厚油藏项目就 具有更大的经济优势。一个具有33 ft以上厚度的连续 产层最适合获得经济产量。重油油藏的渗透率在几达 因范围内。这就会提高产量和采收率。在碳酸盐低渗 油藏里，除非存在竖直短裂缝，否则采收率会彳冏氐。 SAGD的泄油率石油排泄速率取决于蒸汽腔内及周围地下石油粘度。 然而，产量的降低量远小于

15、粘度的增加量。在SAGD里 流动油凭借重力泄漏。静压头取决于蒸汽腔的高度， 即取决于厚度和油藏內的非均质性（包括渗透阻挡层）。 产量与蒸汽腔高度的立方根成正比。在热扩散率或分 子扩散率与石油提取率之间也存在着复杂的关系。然 而，产量却随着相关扩散率的增加而增长。从微观上 讲，对流和涡流可进行热传送和质量传递，促成较高 的提取率。在添加了溶剂的蒸汽里，稀释后的油/蒸汽表面张力就大大降低了。油藏非均质性控制着蒸汽腔的形状，大大改变了这些方法的性能。影响这些方法的一些因素还有油砂厚度、相变化、页岩阻 挡层、断层、裂缝和漏失层。因为溶剂蒸汽不能渗过 难渗透的阻挡层，所以这些方法将受到页岩阻挡层的影响，

16、这主要取决于阻挡层的特征和长度。蒸汽在把蒸汽腔完全封闭在内的小阻挡层的周围向上运移，但这将会受到横跨整个蒸汽腔的难渗透阻挡层的严重阻碍。SAGD应用实例水平井开发杜84块馆陶超稠油藏方案优化及应用蒸汽辅助重力泄油试验方案设计要点油藏地质基础曙一区杜84块构造位于辽河盆地西部凹陷西斜坡中 段（如图7）,馆陶油藏位于该块南部,共投产各类井503 口，观察井20口，单井平均吞吐7. 9轮次，累积产油 280 x 104t,杜84块油层厚度大，平面分布稳定,整体连 通度85%以上，具有近物源，快速沉积的特点，其储层非 均质性较强，物性好属中深层超稠油油藏，埋藏较浅，具 有四高一低的特点：高粘度，高凝固

17、点、高胶质沥青质 含量！高初馅点、低馅量;原始地温低，边、底、顶水活 跃,油水关系复杂，适合于钻水平井和直井。彳官陶油层 粒度中值平均为0.42mm,平均单层解释厚度为107m,油藏地质基础油层有效厚度为60 90m,为巨厚块状油藏。平均孔隙 度为36. 3%,平均渗透率为5. 54um2o地面原油密度平均 1. 001g/cm3, 50°C地面脱气原油粘度231910mPa. S胶质 和沥青质含量为52. 9%,馆陶油藏是一个水包围的边顶 底水油藏，试验区内无底水,单井效厚度在8894m之间, 平均为91. 7mo原始层温度为2832°C,原始油层压力 为 6. 0-6.

18、 5MPao图7曙一区杜84块构造位置图蒸汽辅助重力泄油试验方案设计要点(1)井组4个。井距:直井与水平井的侧向水平距离为3040m,直井 射孔底界距水平井段的垂直距离为37mo(3) 水平段长度为368 418m。(4) 水平段垂深为64810 66113m。(5) 转SAGD时机:直井平均吞吐716个周期，水平井平均吞 吐2个周期，直井与水平井之间已形成热连通，地层压力 降至3 4MPao(6) 蒸汽干度:井口大于97%,井底大于80%蒸汽辅助重力泄油试验方案设计要点(7) 注汽压力为46MPa(8) 注汽速度:单直井为120200t/d(9) 产出液温度为115140e生产井排液速度为注

19、汽速度的0. 81. 0倍SAGD现场试验及效果评价根据生产特征及监测资料分析，试验区经历了 3个开 发阶段:第1阶段为注采井间温度、压力连通阶段，第2 阶段为弥补地下亏空和蒸汽驱阶段，第3阶段为蒸汽腔 形成及向上扩展阶段。2005年2月24日2005年5月中 旬为热连通阶段。水平生产井井底压力较低，只有 llOMPa;注汽井井底压力相对较高，为4 5MPa;注采井 间温度为100°C左右。该阶段以蒸汽吞吐生产为主，生 产特征表现为产液量下降，含水及动液面下降，水平 井井底温度下降。2005年5月下旬 2006年3月初为弥补地下亏空和蒸汽 驱阶段，蒸汽吞吐造成单井平均地下亏空095

20、x 104m注入的蒸汽及冷凝水用于弥补地下亏空，水平井产油主 要以蒸汽驱方式为主，生产特征表现为产液量、动液面、水平段温度及压力稳定。2006年3月至今为蒸汽腔形成及向上扩展阶段；馆 平11、馆平12两个井组形成了蒸汽腔，由蒸汽驱替为主 开发逐渐转向重力泄油为主开发。生产井井底压力回升至3. OMPa，注汽井的井底压力为3.5-4. 0MPao 该阶段生产特征表现为产液量，产油量明显提高，相对 稳定,含水率下降较为突出，由8 0%左右下降到7 0%左右， 与蒸汽驱明显不同。油井产量明显提高转入SAGD初期，注入蒸汽用于祢补地下亏空，连续注 汽0. 5a后，注采井间的压力趋于平衡基本稳定在3.

21、5MPa, 生产井日产液量由140t/d上升为300 400t/d 日产油量30t/d上升为70t/d左右（图9）。S AG D现场试验及效果评价蒸汽腔向上扩展阶段油井含水率稳定转入SAGD初期，油井含水率较高，达到了 95%以上，当 蒸汽腔开始形成还不发育时，以蒸汽驱替为主，含水率逐渐 上升至80%左右。随着蒸汽腔的不断扩大，逐渐转为以重力 泄油为主，蒸汽驱替作用逐渐减弱，含水逐渐下降,并趋于 稳定，随着蒸汽腔的向上扩展,含水率将进一步下降并稳定 在65%70%。SAGD现场试验及效果评价SAGD开发初期蒸汽腔以单井点形式存在数值模拟跟踪表明，垂直水平井段方向蒸汽腔发育 较好，而沿水平段方向，蒸汽腔只是在注汽井与水平段 最近处形成，形成多个独立的蒸汽腔，相互之间没有连 通。目前,馆平12井发育4个蒸汽腔，位于