多介质组合重力泄油技术在杜84块的应用

多介质组合重力泄油技术在杜84块的应用

1sagp开采新技术辽河油田84号陶油层是大型苏维埃油层中的大型过于稠的油层。2005年开始,陆续开展了杜84块蒸汽辅助重力泄油(SAGD)先导试验,目前已取得较好开发效果。但随着试验规模不断扩大,在SAGD中后期,蒸汽超覆现象严重,蒸汽上升速度较快,顶水下泄情况越来越严重。因此,寻找开采接替方式已变得越来越紧迫。近年来,以重力泄油机理为基础发展起来的开采重油、特别是开采超稠油技术,得到了广泛应用和试验。在蒸汽中加入非凝结气体的重力泄油技术与蒸汽辅助重力泄油技术相比,其优点在于:在SAGD过程中添加非凝析气体后,调整了蒸汽腔的扩展方向,降低蒸汽上升速度,从而抑制顶水下泄,有效延长了SAGD生产时间。从目前国内外超稠油开采情况看,蒸汽中加非凝结气体的重力泄油技术(SAGP)开采方式,是接替蒸汽辅助重力泄油的潜力最大的开发方式。目前,SAGP在国内外都处于试验阶段,并且因为开展时间较短,很多技术不够完善。因此,笔者对杜84块超稠油SAGP开采方式进行研究,旨在从理论及试验的角度,找到超稠油高效开发的突破口,对辽河油田的持续稳产提供有价值的技术支持。2sagp单次使用效果以下详细介绍SAGP的生产机理。图1为SAGP生产机理示意图。自SAGP研究方式提出后,首先在加拿大卡尔加里大学实验室进行了理论研究和相似物理模拟试验,SAGP的机理可以通过下面的理想模型展开(见图2)。在分析中,假设SAGD的汽腔中所有部分都加热到蒸汽的饱和温度;而在SAGP中,只有注采井间完全加热到饱和蒸汽温度,从注汽井以上温度逐渐降低。由于SAGP中汽腔里的温度随高度逐渐降低,因此原油黏度逐渐升高,需要较高的压力梯度才能将原油泄流到下面的生产井,汽腔界面会比SAGD的更陡一些,在理想条件下可以假设成垂直状,而SAGD中的汽腔界面会平缓一些[1～3]。结合以上所述,分析SAGP中添加的非凝析气体的作用机理[4～7]:(1)综合效应,“三降三提”:降低了蒸汽腔的总体温度,降低了盖层热损失,降低了蒸汽用量和汽油比;提高了热效率,提高了能量利用率;提高了经济效益。注入的气体带着蒸馏出的轻质组分,一起聚集在蒸汽腔顶部,形成气体聚集带。由于非凝析气体的存在,蒸汽分压降低,从而降低了蒸汽腔总体温度,且降低了向顶盖层的热损失,与只注蒸汽相比,可减少用于弥补油藏亏空这一部分蒸汽的用量,最终降低了SAGP开采的蒸汽用量和汽油比,提高了热效率,提高了能量利用率和经济效益。(2)保持压力:注入的非凝析气体不会像蒸汽凝结,起到了很好的保持压力的作用。压力是将原油驱向生产井的动力,从而也增加了驱替作用。(3)重力分异作用机理:添加的非凝析气体与密度大的流体产生重力分异作用,致使原油下落、非凝析气体上升,伴随着传质和热传导、对流,增加了驱替和泄油作用。(4)气体指进,提高蒸汽腔的外延及冷油区的原油流动能力:在蒸汽腔前缘之外,由于注入的气体和蒸馏的轻组分的指进,提高了该区油相相对渗透率区域的压力,形成一个泄油压力梯度,原油的流动能力增大;同时,注入的气体和蒸馏的轻组分在该区域溶解加热,形成有限的降黏(原因是气体携热能力一般不及蒸汽的10%)和膨胀作用,也在一定程度上增加了该有限区域的原油流动能力。(5)混相驱机理:在稠油油藏中,经过一段时间的开发后,油藏压力一般降到很低的水平,不利于与注入气体形成混相。与N2、烟道气和空气相比,CO2最有可能达到混相状态,因为它的混相压力最低。在某些研究中,由于SAGD添加非凝析气体后,试验结果要好于预期。专家推断,SAGP过程中,气体与稠油长期多次接触,有混相驱替作用的存在。采用像杜84块SAGD先导试验中的直井注入水平井生产的组合方式,与水平井对方式相比,驱动机理有所变化。注入非凝析气体的保压、减少向盖层热损失的作用是很重要的;另外,非凝析气体在上部聚集,也有利于提高蒸汽的驱替体积,防止顶水的侵入。另外,随着注入气体的不同,作用机理也会不同。如注入的CO2溶解于水生成碳酸,具有弱酸性,可以起到提高井周围油层渗透性的作用。同时,有些未得到充分认同的机理,如有的实验显示汽-气组合注入的SAGP较SAGD过程剩余油饱和度会降低,这里也没有完全列举。3路径二:添加co作为辅助注入气体N2是非凝析气体,导热系数非常小,在SAGD过程中可在蒸汽腔顶部形成隔热层,抑制蒸汽上浮速度,推迟顶水下泄时间,延长了SAGD的有效生产时间。同时,N2的分压作用,可使蒸汽腔温度有所降低,扩大了蒸汽腔的扩展体积。从生产效果来看,注入CO2要优于N2和烟道气,但差距并不十分明显,主要是因为CO2在超稠油中的溶解性能有限。相关资料调研表明,CO2在馆陶油层中溶解度在120℃、22MPa条件下仅为85.1sm3/m3,降黏能力有限,50℃时CO2溶于原油后降黏幅度为4.0%,270℃时CO2的降黏幅度为15%。从生产现场来看,CO2的加入通常会加速油田设备、地下管柱及工具的腐蚀,影响油田的正常生产,造成巨大的经济损失。烟道气提高采收率的效果介于N2和CO2之间,其效果主要取决于内部组分。综合考虑生产指标预测及油田现场实际情况,推荐添加N2作为SAGD中后期提高开发效果的辅助注入气体。下面就注入N2的参数进行优化设计。4带型蒸汽腔无砂油段注入N2作为SAGD中后期提高开发效果的辅助气体,可以降低蒸汽腔的温度,抑制蒸汽腔的上浮速度,延缓油层上部顶水下泄,延长SAGD生产时间,但是其采油速度也有所降低。因此,为了抑制顶水,又可保证合理的采油速度,应用数值模拟技术,开展了注入N2时机、N2的注入方式及N2/蒸汽比等重要参数的研究工作。4.1sagd注入时机应用单水平井组地质模型,在以上研究的基础上,对N2注入时机进行分析。分别计算进入SAGD时注入、半年后注入、1.5年后注入和2年后注入N2,结果如图3所示。可以看出,随着注入时机的推迟,SAGD的有效生产时间逐渐缩短,阶段累计产油减少,但采油速度和油汽比呈逐渐上升趋势。针对馆陶这类特殊的顶水油藏,为了保证实施SAGD期间有效的生产时间,以获得最大的采出程度,建议在转入SAGD一年后注入N2,来抑制蒸汽上浮速度,延缓顶水下泄时间。4.2sagd有效生产时间的确定在此项研究中,模拟了N2以段塞方式注入的SAGD开发效果。共计算了段塞分别为2个月、3个月、4个月和6个月等4个方案,结果如图4所示。可以看出,随着段塞尺寸的不断增大,SAGD有效生产时间逐渐缩短,累计产油量逐步减少,但油汽比逐渐提高,平均日产油逐渐上升。结果说明,段塞越小,注入的N2量就越多,隔热效果就越好,SAGD有效生产时间就越长。但是注入过多的N2,就会增加N2占据油藏孔隙体积的空间,相应减少了蒸汽腔扩展空间和蒸汽加热油藏体积,虽然生产时间延长,但是采油速度、油汽比均有所降低。综合考虑各项开发指标,推荐段塞大小以3个月为宜。4.3响应面试验方案N2/蒸汽比是影响SAGD开发效果的重要参数,因此对该参数的敏感性进行了分析研究。共计算了N2/蒸汽比分别为0.25、0.75、1和1.25等4个方案,结果如图5所示。可以看出,随着N2/蒸汽比的增大,生产时间延长,油汽比逐渐降低,但累计产油有所波动。分析原因在于,如果N2注入过多,气体就会占据大量的孔隙体积,同时也会增加注汽井和采油井之间的可流动气体饱和度,气体的流动性增强,从而易发生汽窜,造成采油量和油汽比有所降低。综合考虑各项指标,推荐N2/蒸汽比在0.5为佳。4.4sagd开发后一年注入dna的预测上述研究表明,对杜84块,N2可作为SAGD中后期提高开发效果的辅助气体,它可以降低蒸汽腔的温度,抑制蒸汽腔的上浮速度,延缓油层上部顶水下泄,延长SAGD生产时间。在转入SAGD开发后一年,可考虑添加N2,以段塞方式注入N2,具体预测参数如下:SAGD阶段注入蒸汽速度为120t/d;井底蒸汽干度为70%;采注比为1.2;注入气体为N2;气体以段塞式注入,段塞大小为3个月,注入时机为SAGD开采后一年,N2/蒸汽比为0.5。根据模拟预测,杜84块SAGD生产一年后转入SAGP生产,累计生产时间为11年,累计注入蒸汽为517.89×104t,累计注入N2为129.67×104m3,累计产油为107.14×104t,累计油汽比为0.21,阶段采出程度为43.02%。5sagp试验结果通过对杜84块馆陶油层直井与水平井先导试验区SAGD开发方式中填加非凝析气体(N2),进一步提高开发效果的研究,得出以下结论:(1)国外SAGD中后期主要采用加入N2、CO2和烟道气的方式来改善生产效果,这为辽河馆陶油层SAGD先导试验区实施SAGP研究提供了思路。(2)应用了数值模拟技术,对加入N2辅助提高SAGD开发效果进行研究。结果表明