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作者简介:

杨建平(1971-),男,教授级高级工程师,博士,研究方向为油气田开发。E-mail:yangjianp@petrochina.com.cn。

通讯作者:

林日亿(1973-),男,教授,博士,研究方向为热力采油和热能利用。E-mail:linry@upc.edu.cn。

中图分类号:TE527

文献标识码:A

文章编号:1673-5005(2020)03-0105-09

DOI:10.3969/j.issn.1673-5005.2020.03.012

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目录contents

    摘要

    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。

    Abstract

    The preheating effect is an important factor to influence the development of SAGD. In this paper, the research on block-throughput warm-up technology of Xing Ⅵ Group was carried out based on CMG simulation software. The results show that, on the basis of the historical production fit rate of 97. 2% , effective thermal communication has been basically formed between the horizontal well and the surrounding vertical wells after the two cycles of throughput preheating production. The temperature field is between 80-100 ℃ , and the formation pressure is reduced to around 3. 5 MPa, which is the good time to transfer SAGD. It is found that the average temperature between vertical and horizontal wells injected with superheated steam is higher than that with wet steam, and the cumulative oil recovery is also greater, meaning the preheating effect is better. And superheated steam preheating effect is the best with 400 m 3 / d of the injection rate, 22. 62 ℃ of superheat steam temper- ature and 10. 895 MPa of the steam injection pressure. In the early stage of SAGD production, no matter single well or whole area, with the increase of steam quality, the accumulated oil production will increase.

  • 过热蒸汽辅助重力泄油(SAGD)技术可大幅度改善油田开发效果[1-3]。 目前,SAGD井组主要采用湿饱和蒸汽进行吞吐或循环预热,预热时间较长,而采用过热蒸汽预热,可以有效提高预热效果、缩短预热时间[4]。过热蒸汽与湿饱和蒸汽物理性质不同,具有比容大、热焓高的特点[5-6],在注采参数设计、预热时间长短、转SAGD操作时机、开发过程中的热能分布和SAGD余热利用等方面均有别于湿饱和蒸汽SAGD开发。 针对蒸汽吞吐的研究多数集中在参数优化方面。何聪鸽等[7]、李星等[8] 和Daniel等[9] 分别针对吞吐预热进行了地质参数和注采参数的优化, 包括孔隙度、渗透率、注汽速度等,但均未对蒸汽干度进行优化。 张佳等[10]、孙逢瑞等[11]、Vanegas等[12]考虑了蒸汽干度的影响,但对干度优化设计下限为饱和蒸汽,未对比湿蒸汽情况。 Wu等[13]对比了过热蒸汽和湿蒸汽蒸汽吞吐开采效果,但未用于SAGD预热过程。 可见在中深层超稠油油藏实施过热蒸汽SAGD吞吐预热研究较少。 笔者以兴Ⅵ组区块为例,开展过热蒸汽SAGD吞吐预热参数优化及生产预测。

  • 1 兴Ⅵ组目标区块模型概况

  • 1.1 兴Ⅵ组区块开发现状及目标储层特性

  • 兴Ⅵ组4 个井组位于辽河油田SAGD一期工程周边,井组控制储量160.8×10 4 t。 由于井组内夹层不连片发育,延伸长度相对较短,因此在驱泄复合开发中注汽井的平面位置选择尤为重要,主要从2 个方面考虑:一是夹层的宽度;二是考虑重力泄油开发中保证形成多个泄油井点。 兴Ⅵ组可供注汽的直井较多, 为使井底注汽干度大于70%及采注比达到1.2,根据水平段的长度及生产井的排液能力,一般每口水平生产井对应的注汽直井数为3 口,不超过4 口。

  • 兴Ⅵ组SAGD开发的注汽井确定后,根据小层间隔层发育及注汽井的部署情况,进行了驱泄复合开发部署,部署的基本原则是在隔夹层延伸长度或宽度超过70 m的区域进行部署。

  • 兴Ⅵ组中兴H78、兴H79、兴H80、兴H81 共4口水平井于2007 年投产,皆以蒸汽吞吐的方式进行开采。 在考虑兴Ⅵ组进行SAGD开发和区块历史拟合及预测的前提下,截取兴Ⅵ组4 口水平井的部分区块进行数值模拟研究。 自2002 年4 月开采截至2016 年3 月,杜84-兴H78 区块共投产19 口井,包括4 口水平井和15 口直井,区块累积产液1.09×10 6 m 3, 累积产水7.90×10 5 m 3 ,累积产油2.19×10 5 m 3

  • 1.2 兴Ⅵ组区块地质模型概况

  • 对兴Ⅵ组区块4 口水平井的区块进行数值模拟,模拟区总井数19 口。 在考虑划分原则和计算速度的前提下,进行了网格划分。 采用角点网格,x方向23 个网格,y方向24 个网格,z方向867 个网格, 共划分了478584 个网格。 按地质在垂向上划分3 层,各层划分的模拟层数,见表1。

  • 表1 模拟分层情况

  • Table 1 Simulated layering

  • 2 油藏数值模型的建立

  • 2.1 网格模型

  • 根据现场提供的兴Ⅵ组整体地质模型,在Petrel软件中进行模型切割,得到所研究的局部模型,并导入到CMG软件中,最终获得兴Ⅵ组区块网格模型,见图1。

  • 图1 兴Ⅵ组区块三维网格模型

  • Fig.1 Three-dimensional grid model in Xing Ⅵ

  • 2.2 油藏流体模型

  • 油藏流体模型参数场包括网格中含水饱和度、含油饱和度、网格流体压力、温度等[14]。 模型初始含水饱和度、含油饱和度、地层压力和模拟某天的温度场分布,见图2。

  • 图2 兴Ⅵ组区块油藏初始情况

  • Fig.2 Initial reservoir condition in Xing Ⅵ

  • 2.3 物理性质

  • 流体性质包括流体标准状况下的性质与地层条件下的性质[15]。 杜84 块原油密度为0.9850 g/cm 350),原油黏度为320.171 Pa·s(50℃),凝固点为27.9℃,含蜡2.6%,胶质沥青质质量分数为55.9%,初馏点为259.1℃,含水量22.7%,压缩系数为1×10-5 kPa -1,模拟所用原油黏温曲线见图3。

  • 图3 原油黏温曲线

  • Fig.3 Crude oil viscosity-

  • 岩石物性是指岩石多孔介质在多相流情况下的相对渗透率和岩石压缩系数[16]。 在本次数值模拟中,采用的相对渗透率数值如图4 所示,生产动态的孔隙度和渗透率分布如图5 和图6 所示。

  • 图4 相对渗透率曲线

  • Fig.4 Permeability saturation curve

  • 图5 兴Ⅵ组区块孔隙度分布

  • Fig.5 Porosity distribution in Xing Ⅵ

  • 图6 兴Ⅵ组区块渗透率分布

  • Fig.6 Permeability distribution in Xing Ⅵ

  • 3 兴Ⅵ组开发历史拟合

  • 历史拟合的作用和目的为应用现有实际生产动态数据,对油藏地质模型加以修改、调整,使之模拟生产数据与实际动态数据一致。用动态资料进一步修正模型,使之更加接近实际生产,形成可靠的预测模型,用于预测地下流体的分布和未来生产动态[17-18]

  • 通过数值模拟计算可以得到的主要指标包括产油量、产水量、累积产油量、累积产水量、采出程度等。 由于各指标的相关性,在保证注汽量和产液量的前提下,重点拟合含水和产油量等参数随时间变化关系,拟合精度直接影响未来的动态预测和地下剩余油分布的可信度,含水拟合程度较高,地下流体分布准确可靠,未来动态预测结果可信。

  • 3.1 拟合指标

  • 数值模拟采用注入井定注汽量、生产井定产液量进行[19],历史拟合了兴Ⅵ组区块内杜84-兴H78、杜84-兴H79、杜84-兴H80、杜84-兴H81 等4 口井,其中杜84-兴H79 井的相应指标如图7 所示。

  • 图7 杜84-兴H79 井历史拟合

  • Fig.7 History matching of Xing H79 in Du 84

  • 3.2 历史拟合质量评价

  • 拟合质量评价如表2 所示,其中全区模拟计算的累积产油量与相应的油田实测值之间相对误差小于3%,累积产水量计算误差小于1%。因此本次历史拟合质量是较高的,数值模拟历史拟合符合率大于90%。

  • 表2 兴Ⅵ组兴H78~H81 单井历史拟合效果

  • Table 2 Historical fitting effect of H78~H81 in Xing Ⅵ

  • 4 历史拟合模拟结果

  • 4.1 剩余油分布

  • 根据杜84 兴Ⅵ组区块的地质特点,利用数值模拟模型计算历史拟合结束(日期为2016-03-10)全区剩余油分布,结果见表3。 可以看出,杜84 兴Ⅵ 组区块的采出程度为18.17%,整体采出程度较低, 区块平均含油饱和度降到0.38 附近,还有很大的开发调整挖掘空间。

  • 历史拟合结束时,杜84-兴H78~H81 水平井已进行将近10 a的蒸汽吞吐生产,图8 给出了区块水平井所在层位历史拟合开始和结束时4 口水平井周围的剩余油分布。 可见,兴Ⅵ组水平井组周围水平井的剩余油饱和度随着开发时间的进行明显降低,有些位置剩余油饱和度降到0.4 附近。 区块边缘未布置生产井组,边缘剩余油富集。 吞吐井周围的剩余油饱和度明显降低,且层间的剩余油存在差异。

  • 表3 兴Ⅵ组全区开发状况表

  • Table 3 Regional development status in Xing Ⅵ

  • 图8 兴Ⅵ组区块(截取水平井所在层位)含油饱和度分布

  • Fig.8 Oil saturation distribution in Xing Ⅵ(location of horizontal well)

  • 4.2 温度场分布

  • 历史拟合结束时区块水平井所在层位温度场分布见图9。 可以看出,杜84-兴H78~H79 周围注汽井已经基本形成热连通,且温度已在70℃附近,SAGD预热的预测计算以拟合结束时的温度场为基础。

  • 5 吞吐预热参数优化方案

  • 5.1 吞吐预热注汽参数设计

  • 油藏转SAGD开发的最佳时机为油藏具备以下3个条件[20] :地下温度场形成,温度场温度约为100℃;地层压力降到3~4 MPa;水平井与周围垂直井形成热连通,温度约为80℃。

  • 吞吐预热主要考虑的优化参数有蒸汽干度(蒸汽品质)、注汽速率、注汽压力[21] 等。 依据油藏工程方案的要求,参考兴Ⅵ组区块的油藏参数,选取3 种不同蒸汽干度,预测阶段分为3 个周期,假定焖井时间为7 d,其中水平井杜84-兴H78 和杜84-兴H79 周期注汽量为10000 m 3,杜84-兴H80 和杜84-兴H81周期注汽量为8000 m 3,以最终蒸汽腔扩展情况和累积采油量为优化目标,进行注采参数设计(表4)。

  • 图9 兴Ⅵ组区块(截取水平井所在层位)温度场分布

  • Fig.9 Temperature distribution in Xing Ⅵ(location of horizontal well)

  • 表4 兴Ⅵ组吞吐预热注汽参数设计

  • Table 4 Design of steam injection parameters in Xing Ⅵ

  • 5.2 模拟结果与方案优选

  • 按照预热设计的注汽参数然对兴Ⅵ组区块进行吞吐预热方式的数值模拟,预测模拟从2016-03-11 开始,由于前期将近10 a的蒸汽吞吐生产,兴Ⅵ组区块井组周围油藏温度较高,约为70℃。 针对井底蒸汽干度分别为0.7、0.8 和0.9 进行吞吐生产模拟。 数值模拟表明,在进行吞吐预热生产2 个周期后[20],杜84-兴H78~杜84-兴H81 水平井和周围直井之间已基本形成有效的热连通,温度场为80~100℃,地层压力降到约2.5 MPa,已达到转SAGD的较佳时机。

  • 由杜84-兴Ⅵ组区块吞吐预热结束时剩余油饱和度分布(图10)可知,在等注汽量的情况下,注过热蒸汽比注湿蒸汽的剩余油饱和度降低,但区别不大。

  • 图10 杜84-兴Ⅵ组区块吞吐预热结束剩余油分布

  • Fig.10 Residual oil distribution after throughput preheating in Xing Ⅵ in Du 84

  • 由杜84-兴Ⅵ组区块吞吐预热结束时温度分布(图11)可以看出,在该截面处蒸汽腔影响面积呈上升趋势,蒸汽热影响区域增大,蒸汽腔内的最高温度略有增大,过热蒸汽蒸汽腔的扩展面积要明显高于湿蒸汽蒸汽腔,对原油的加热效果优于湿蒸汽。 注过热蒸汽产生蒸汽腔最高温度也明显高于湿蒸汽蒸汽腔最高温度。

  • 以吞吐生产2 个周期结束为准,不同蒸汽品质注入后的模拟结果见表5,可优选出较优的注采参数组合。吞吐预热2 个周期结束时,相同的注汽量和吞吐生产时间,与湿蒸汽相比,注过热蒸汽的直井和水平井间的平均温度更高[22],且过热度22.62℃ 的过热蒸汽比蒸汽干度0.78 的湿蒸汽高6.97℃,累积采油量更高,多1387 m 3。对比文献[4]中的现场数据,由饱和蒸汽吞吐改为过热蒸汽吞吐后,日产油量由3.6 m 3提高到6.4 m 3,油汽比由1.1 提高至1.8,说明过热蒸汽吞吐预热效果更好。经济性方面,等注汽量(72000 m 3)情况下,方案3 较方案1 燃料费增高105.4×10 4元,原油产量增高1387 m 3,价格增高409.2×10 4 元,因此相比湿蒸汽,采用过热蒸汽进行吞吐预热具有更高的经济性。 较优的吞吐预热方案为:日注汽400 m 3、过热度22.62℃(注汽压力10.895 MPa) 的过热蒸汽,此时井间平均温度高,预热效果好。

  • 图11 杜84-兴Ⅵ组区块吞吐预热结束温度分布

  • Fig.11 Temperature distribution after throughput preheating in Xing Ⅵ in Du 84

  • 表5 兴Ⅵ组吞吐预热开发效果评价

  • Table 5 Evaluation of development effect throughput preheating in Xing Ⅵ

  • 5.3 转SAGD生产开发效果预测

  • 根据现场实际,选取井底蒸汽干度为0.7 的吞吐预热方案,进行兴Ⅵ组区块转入SAGD生产的开发效果预测。 如表6 所示,选取井底蒸汽干度分别为0.7、0.9 和1.0 共3 种不同情况进行对比预测,区块累积产油曲线见图12,杜84-兴H79( 生产井)的日产液、日产油、含水率和累积产油曲线见图13。

  • 表6 兴Ⅵ组吞吐预热转SAGD生产模拟过程参数

  • Table 6 Production simulation process parameters of SAGD in Xing Ⅵ

  • 图12 兴Ⅵ组区块转SAGD生产累积产油曲线

  • Fig.12 Cumulative oil production curve of SAGD in Xing Ⅵ

  • 由杜84-兴H79 单井及兴Ⅵ组区块曲线可知, 与湿蒸汽相比,注汽量相同的情况下,注过热蒸汽的日产液量增加、日产油量增加、含水率降低,累积产油量增多;在生产阶段前期更为明显[23]。 同时,根据上述兴Ⅵ组区块的剩余油(图10)和温度分布(图11)可知,随着转SAGD生产的进行,注汽量相同的情况下,注过热蒸汽比湿蒸汽的剩余油分布更低,温度分布略有提高。 生产井组周围剩余油逐渐减小, 温度也逐渐提高,热影响区域逐渐增大。

  • 图13 杜84-兴H79 井转SAGD生产曲线

  • Fig.13 SAGD production curve of well Xing H79 in Du 84

  • 6 结论

  • (1)对兴Ⅵ组过热蒸汽SAGD吞吐预热数值模拟,历史拟合符合率达97.2%。 兴Ⅵ组区块在进行吞吐预热生产2 个周期之后,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,已达到转SAGD的较佳时机。

  • (2)相同的注汽量和吞吐生产时间下,与注湿蒸汽相比,注过热蒸汽的直井和水平井间的平均温度较高,累积采油量增加,即预热效果较好。 其中以日注汽400 m 3 、过热度22.62℃(注汽压力10.895 MPa)方案较优。

  • (3)兴Ⅵ组区块在转入SAGD生产开采的前期, 无论单井还是全区,随着蒸汽品质升高,累积采油量增加;在SAGD生产的后期(预测开采5 a后),注过热蒸汽和高干度蒸汽的日产油量、含水率差别不大。

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