蒸汽輔助重力驅(qū)油

1、蒸汽輔助重力驅(qū)SAGD技術(shù)王健主要內(nèi)容H SAGD簡(jiǎn)介R SAGD布井方式R SAGD注采工藝分析 SAGD開(kāi)發(fā)效果的影響因素; SAGD的泄油率與采收率SAGD應(yīng)用實(shí)例SAGD簡(jiǎn)介SAGD概念及機(jī)理SAGD的基本特點(diǎn)SAGD的基本特點(diǎn)輔助重力驅(qū)油(SAGD) o其機(jī)理注入題汽熱油流向油井i 1 SAGD的概念i采出石油和溫結(jié)物汽腔,蒸汽腔向上及側(cè)面從水平井上方一口或幾口垂 直井中注蒸汽。加熱后，可流動(dòng) 的瀝青在重力作用下流向位于 其下方的水平井中，這稱(chēng)為蒸汽 是在注汽井中注入高干度蒸汽， 蒸汽向上超覆在地層中形成蒸 蒸汽腔向上及側(cè)面擴(kuò)展與油層中的原油發(fā)生熱交換。被加 熱的原油降低粘度和蒸汽冷

2、凝水在重力作用下向下流動(dòng)從 水平生產(chǎn)井中來(lái)出。蒸汽腔持續(xù)擴(kuò)展，占據(jù)原油的體積。由于重力不足以將受熱瀝青以經(jīng)濟(jì)產(chǎn)量驅(qū)入常規(guī)井, SAGD有利于水平井作為生產(chǎn)井來(lái)進(jìn)行生產(chǎn)。帝國(guó)石油 公司于1978年在冷湖的先導(dǎo)試驗(yàn)中所應(yīng)用的水平生產(chǎn) 井（HWPI）是第一口現(xiàn)代意義上的水平井。自那以后， 水平井在非熱力領(lǐng)域中已得到了廣泛的應(yīng)用。在SAGD 應(yīng)用中，盡管也可以使用多口垂直注人井，但更常見(jiàn) 的還是選擇水平井做為注入井和生產(chǎn)井。要成功地實(shí)施SAGD技術(shù)，能否滿(mǎn)足充足的舉升能力 是很關(guān)鍵的。如果舉升系統(tǒng)難以滿(mǎn)足需要，蒸汽室變 不會(huì)向下擴(kuò)展至生產(chǎn)井附近，重力驅(qū)動(dòng)力（取決于下落液體與蒸汽兩者間的密度 差）就會(huì)減

3、小。圖2顯示，在安 裝泵之后，HWPI的運(yùn)行動(dòng)態(tài)得 到了明顯的改善。因舉升能力 不足而在數(shù)個(gè)SAGD項(xiàng)目中都引 起了初期運(yùn)行差的問(wèn)題。近期(三蘭二 E 0 二M 左/二S#250s(>的SAGD技術(shù)大多數(shù)是隹薦利用圖2帝國(guó)石油公司的SAGD試驗(yàn)情況 氣舉輔助自然流動(dòng)進(jìn)行舉升，對(duì)于這類(lèi)系統(tǒng)要對(duì)舉升機(jī) 理仔細(xì)斟酌，并需在操作過(guò)程中確保充足的舉升能力， 同時(shí)避免汽竄和出砂引起地層破壞。A大多數(shù)重油油藏下方都是含水層，在SAGD方法中含水層常造成能量散失。如果蒸汽腔與含水層連通的話(huà)，那其 中一部分注入蒸汽將因?qū)λ邢鄬?duì)較高的滲透率而散失掉。 比例化模型試驗(yàn)也顯示，如果蒸汽室壓力足以阻止水侵， 即

4、使帶有底水的油藏也可以達(dá)到良好的運(yùn)行狀態(tài)水侵造 成的影響非常嚴(yán)重一血水流入蒸汽室內(nèi)會(huì)冷凝5m3蒸汽。SAGD布井方式?雙水平井SAGD技術(shù)直井與水平井組合技術(shù)I單水平井SAGD技術(shù)SAGD布井方式雙水平井SAGD技術(shù)雙水平井SAGD技術(shù)在加拿大等國(guó)重油開(kāi)采中已經(jīng)得到 廣泛應(yīng)用，在我國(guó)尚處于研究階段,其原理就是在靠近油藏 底部位置鉆一對(duì)上下平行的水平井，經(jīng)油層預(yù)熱形成熱連通 后，上部水平井注汽，注入的蒸汽向上超覆在地層中形成蒸 汽腔并不斷向上及側(cè)面擴(kuò)展，與原油發(fā)生熱交換，加熱的原 油和蒸汽冷凝水靠重力作用泄流到下部的生產(chǎn)井中產(chǎn)出（圖 2、圖3）,其生產(chǎn)特點(diǎn)是利用蒸汽的汽化潛熱加熱油藏，以 重力作

5、為驅(qū)動(dòng)原油的主要?jiǎng)恿Γ梢允顾骄a(chǎn)獲得相當(dāng) 高的采油速度，階段采收率高，油汽比高，除了大面積的頁(yè)巖 夾層，對(duì)油藏非均質(zhì)性不敏感。劉耳區(qū)理施hit圖3雙水平井SAGD工藝SAGD布井方式直井與水平井組合方式是水平井作為生產(chǎn)井（見(jiàn)圖4）在其正上方或側(cè)上方鉆幾口垂直注汽井，國(guó)外廣泛 使用雙水平井方式針對(duì)原始的超稠油油藏進(jìn)行開(kāi)發(fā)，油 藏埋深普遍較淺，多小于500m,國(guó)內(nèi)已開(kāi)發(fā)的超稠油油 藏一般埋藏較深，多大于600,采用直井蒸汽吞吐開(kāi)發(fā)， 但采收率僅為為20%25%。實(shí)施這種方式的蒸汽驅(qū)之 前，各口直井應(yīng)有若干周期的蒸汽吞吐，以減小與水平 井之間的阻力，預(yù)熱周?chē)蛯?。然后直井注汽，被加?后的瀝青

6、和熱水，在重力作用下流入下方不加熱的水平井。水平井可以鉆在有底水的油水界面上方，通過(guò)控制SAGD布井方式井底溫度低于水的飽和溫度來(lái)防止大量底水的產(chǎn)出。若 利用原先鉆成的直井，只在直井下方加鉆水平井，將使這 一方案投資降低，使直井和水平井各自特點(diǎn)都得到發(fā)揮。垂直字汽井垂直年汽井圖4直井注汽水平井采油示意圖單水平井蒸汽輔助重力泄油，該工藝采用單水平井 布井方式，水平井位于油層的底部，即用一口水平井， 把注入的蒸汽釋放在絕緣管道的下端，蒸汽升起來(lái)凝 結(jié)在石油界面；于是低粘度熱石油就流進(jìn)油井的環(huán)狀 空間里。這些流動(dòng)的石油和冷凝水通過(guò)另一條油管柱 被泵送到地面。而單井蒸汽輔助重力泄油雖然在成本 上有所降

7、低，但其產(chǎn)量也較低，且在現(xiàn)場(chǎng)操作中很難控 制，所以這種開(kāi)發(fā)方式也彳艮難推廣。SAGD的工藝過(guò)程SAGD的工藝過(guò)程SAGD操作工藝參數(shù)的影響注采井參數(shù)影響首先是上部直井或水平井與下部水平井同時(shí)吞吐生產(chǎn)， 各自形成獨(dú)立的蒸汽腔（循環(huán)預(yù)熱階段）;隨著被加熱原油 和冷凝水的不斷采出以及吞吐輪次的增加，蒸汽腔不斷擴(kuò)大, 直至相互連通（降壓生產(chǎn)階段）；之后進(jìn)入SAGD生產(chǎn)階段。通過(guò)預(yù)熱方式使注采井間形成熱連通，一般有三種預(yù)熱 方式:蒸汽吞吐、壓裂形成裂縫、蒸汽熱循環(huán)。 SAGD生產(chǎn)階段上方的直井或水平井轉(zhuǎn)為注汽井，持續(xù)向油藏內(nèi)注 入蒸汽，蒸汽向上，向下及四周流動(dòng)，最終形成一個(gè)連通的、完整的蒸汽腔，蒸汽在蒸

8、汽腔內(nèi)表面冷凝，通過(guò)傳導(dǎo)，對(duì)流及潛熱形式向周?chē)筒蒯尫艧崃?，加熱油藏中的原油，原油和冷凝水在重力作用下被?qū)向水平生產(chǎn) 井隨著受熱原油的流走加熱前緣向油藏內(nèi)部推進(jìn)，這 樣，既可保持油藏的壓力及驅(qū)動(dòng)力，又可提高蒸汽波及范圍，因此，SAGD比蒸汽吞吐的采收率要高生產(chǎn)過(guò)程的 后期，蒸汽腔會(huì)逐漸到達(dá)油層的頂部，此時(shí)熱擴(kuò)散則在 上覆巖層下面的四周進(jìn)行。SAGD的操作:注汽井連續(xù)注汽，生產(chǎn)井連續(xù)采油，生產(chǎn)井 井底溫度低于水的沸點(diǎn)溫度5°C-10°Co 一般注采壓差0. 20. 5MPao用示蹤劑監(jiān)測(cè)吸汽剖面和產(chǎn)液O剖對(duì)注采井進(jìn)行壓力溫度監(jiān)測(cè),以了解蒸汽腔室的形成與擴(kuò)展。對(duì)產(chǎn)出流體進(jìn)行礦化

9、度監(jiān)測(cè),以封斷邊底水。SAGD工藝操作參數(shù)的影響水平井SAGD成功的關(guān)鍵取決于蒸汽腔的形成與良好擴(kuò) 展，并保證液體最大程度地泄流到生產(chǎn)井筒，該階段注汽 干度、注汽速度、排液速度等參數(shù)的選取是SAGD操作成 功與否的關(guān)鍵因素。蒸汽的干度是指單位體積飽和蒸汽中干蒸汽所占的百 分?jǐn)?shù)，以“x”表示。對(duì)于超稠油油藏，高溫，高干度是關(guān) 鍵蒸汽干度控制蒸汽腔的形成與擴(kuò)展，通過(guò)水平井或垂 直井向油藏注入蒸汽，在油藏中形成蒸汽腔室。隨著蒸汽的不斷注入，蒸汽腔室逐漸擴(kuò)大，采出的原 油體積與蒸汽腔室的體積密切相關(guān)。SAGD階段，注入蒸汽中只有潛熱部分用于原油加 熱，而凝積水則以幾乎相同的溫度從生產(chǎn)井中采出， 對(duì)原油

10、的加熱不起任何作用，反而增加飽和水占據(jù)地層 孔隙體積分量，致使油井含水上升，原油產(chǎn)量降低， 因此,SAGD操作階段必須保證注入較高干度的蒸汽。圖5蒸汽干度對(duì)產(chǎn)油量及油汽比的影響（杜84塊超稠油油藏）采注比的影響（圖6）采注比指采出物（油、氣、水）的地下體積與注入劑（水或氣）與的地下體積之比。它是反映衡量階段 注采狀況的一個(gè)指標(biāo)。注汽速度取決于注入井的注入壓力、吸汽能力、生產(chǎn)井排液能力和油層中蒸汽腔的 大小，在SAGD階段，注入蒸汽中除一小部分用于填充地層，大部分將以凝積水的形式被采出，為保證蒸汽腔擴(kuò)展和汽液界面平穩(wěn),要有一個(gè)適當(dāng)?shù)牟勺⒈?。?dāng)產(chǎn)量太高時(shí)，熱液體面向下靠近生產(chǎn)井，因?yàn)橹亓︱?qū)的油不能

11、補(bǔ)償產(chǎn)量，如果這種情況得不到控制，就會(huì)發(fā)生蒸汽SAGD工藝操作參數(shù)的影響蒸汽穿透，導(dǎo)致成對(duì)井停產(chǎn)，并可能造成完井傷害；當(dāng)產(chǎn)量 太低時(shí)，液面上升，來(lái)自腔室壁的重力驅(qū)油不能停留在腔 室的低部,腔室的形狀受到影響總的驅(qū)油能力降低，產(chǎn)量 控制至關(guān)重要，它不僅影響即時(shí)產(chǎn)量還影響到成對(duì)井的長(zhǎng) 期驅(qū)油潛力。SAGD工藝操作參數(shù)的影響排液速度的影響生產(chǎn)井排液能力對(duì)SAGD影響很大，排液能力太小，就會(huì)導(dǎo)致冷凝液體在生產(chǎn)井上方聚集，汽液界面逐漸上 升，蒸汽腔壓力也隨之上升;排液能力太大（大于重力泄油速度），汽液界面隨之下降，蒸汽被直接采出，一方面 蒸汽進(jìn)入抽油泵閃蒸后會(huì)嚴(yán)重降低泵效，另一方面大量 蒸汽的產(chǎn)出會(huì)降低

12、熱利用率。合理的排液速度應(yīng)該與 蒸汽腔的泄油速度相匹配，使汽液界面恰好在生產(chǎn)井上方，這時(shí)洗油效率和熱效率可以達(dá)到最高。汽液界面的控制可以通過(guò)調(diào)節(jié)排液量及注汽速 度控制水平生產(chǎn)井內(nèi)流體溫度和壓力來(lái)實(shí)現(xiàn)，為防止 蒸汽突破到水平生產(chǎn)井，需要保持生產(chǎn)井井底的流體 溫度低于該壓力下的飽和蒸汽溫度2040°C。注入左 注汽壓力維持較高的操作壓力可提高注氣 溫度，使瀝青粘度降低；但太高壓力，會(huì)使注入的蒸汽 突破到生產(chǎn)井，影響產(chǎn)油量。I此外，還有周期注汽量，炯井時(shí)間等操作參數(shù)的影響。注采井影響注采井距注采井間的垂向距離太小，汽液界面很難控制蒸 汽容易直接產(chǎn)出；但若井距太大，注采井間很難形成 熱連通，

13、重力泄油速度慢，生產(chǎn)時(shí)間長(zhǎng)，油汽質(zhì)量比低, 采油速度低。水平井段長(zhǎng)度除受制于油井的排液能力外，還由于 水平井筒內(nèi)沿井長(zhǎng)方向存在壓力降，且原油粘度越大， 壓力降越大，因此，水平段長(zhǎng)度存在一臨界值。隨水平井段距油水界面距離增力重力泄油階段生產(chǎn)時(shí)間逐漸增長(zhǎng)，階段采出程度逐漸增加；當(dāng)水平井段距油 水界面距離再增加時(shí)，水平段下部損失儲(chǔ)量較大，采收率 降低。SAGD開(kāi)發(fā)效果的影響因素蒸汽輔助重力泄油開(kāi)發(fā)效果的影響因素主要有：油 層厚度、原油粘度、油藏深度、油層水平滲透率及 垂向與水平滲透率比值、孔隙度、初始含油飽和度、 油 層壓力與溫度、原始熱特性等。但最主要的因素 是前4個(gè)。國(guó)內(nèi)外對(duì)SAGD對(duì)油藏及流體

14、的適應(yīng)性研究也很多，但是多為針對(duì)某一油藏的定性描 述。SAGD的泄油率與采收率SAGD的泄油率與采收率SAG:）方法的采收率取決于蒸汽腔體積大小。另一方面，石油產(chǎn)量取 決于流動(dòng)油是否能夠流暢地排泄出來(lái)。這兩個(gè)方面反 過(guò)來(lái)又取決于開(kāi)采項(xiàng)目的油藏描述和設(shè)計(jì)特點(diǎn)。重力 影響越大，產(chǎn)量就越高。因此，連續(xù)性厚油藏項(xiàng)目就 具有更大的經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢(shì)。一個(gè)具有33 ft以上厚度的連續(xù) 產(chǎn)層最適合獲得經(jīng)濟(jì)產(chǎn)量。重油油藏的滲透率在幾達(dá) 因范圍內(nèi)。這就會(huì)提高產(chǎn)量和采收率。在碳酸鹽低滲 油藏里，除非存在豎直短裂縫，否則采收率會(huì)彳冏氐。 SAGD的泄油率石油排泄速率取決于蒸汽腔內(nèi)及周?chē)叵率驼扯取?然而，產(chǎn)量的降低量遠(yuǎn)小于

15、粘度的增加量。在SAGD里 流動(dòng)油憑借重力泄漏。靜壓頭取決于蒸汽腔的高度， 即取決于厚度和油藏內(nèi)的非均質(zhì)性（包括滲透阻擋層）。 產(chǎn)量與蒸汽腔高度的立方根成正比。在熱擴(kuò)散率或分 子擴(kuò)散率與石油提取率之間也存在著復(fù)雜的關(guān)系。然 而，產(chǎn)量卻隨著相關(guān)擴(kuò)散率的增加而增長(zhǎng)。從微觀(guān)上 講，對(duì)流和渦流可進(jìn)行熱傳送和質(zhì)量傳遞，促成較高 的提取率。在添加了溶劑的蒸汽里，稀釋后的油/蒸汽表面張力就大大降低了。油藏非均質(zhì)性控制著蒸汽腔的形狀，大大改變了這些方法的性能。影響這些方法的一些因素還有油砂厚度、相變化、頁(yè)巖阻 擋層、斷層、裂縫和漏失層。因?yàn)槿軇┱羝荒軡B過(guò) 難滲透的阻擋層，所以這些方法將受到頁(yè)巖阻擋層的影響，

16、這主要取決于阻擋層的特征和長(zhǎng)度。蒸汽在把蒸汽腔完全封閉在內(nèi)的小阻擋層的周?chē)蛏线\(yùn)移，但這將會(huì)受到橫跨整個(gè)蒸汽腔的難滲透阻擋層的嚴(yán)重阻礙。SAGD應(yīng)用實(shí)例水平井開(kāi)發(fā)杜84塊館陶超稠油藏方案優(yōu)化及應(yīng)用蒸汽輔助重力泄油試驗(yàn)方案設(shè)計(jì)要點(diǎn)油藏地質(zhì)基礎(chǔ)曙一區(qū)杜84塊構(gòu)造位于遼河盆地西部凹陷西斜坡中 段（如圖7）,館陶油藏位于該塊南部,共投產(chǎn)各類(lèi)井503 口，觀(guān)察井20口，單井平均吞吐7. 9輪次，累積產(chǎn)油 280 x 104t,杜84塊油層厚度大，平面分布穩(wěn)定,整體連 通度85%以上，具有近物源，快速沉積的特點(diǎn)，其儲(chǔ)層非 均質(zhì)性較強(qiáng)，物性好屬中深層超稠油油藏，埋藏較淺，具 有四高一低的特點(diǎn)：高粘度，高凝固

17、點(diǎn)、高膠質(zhì)瀝青質(zhì) 含量！高初餡點(diǎn)、低餡量;原始地溫低，邊、底、頂水活 躍,油水關(guān)系復(fù)雜，適合于鉆水平井和直井。彳官陶油層 粒度中值平均為0.42mm,平均單層解釋厚度為107m,油藏地質(zhì)基礎(chǔ)油層有效厚度為60 90m,為巨厚塊狀油藏。平均孔隙 度為36. 3%,平均滲透率為5. 54um2o地面原油密度平均 1. 001g/cm3, 50°C地面脫氣原油粘度231910mPa. S膠質(zhì) 和瀝青質(zhì)含量為52. 9%,館陶油藏是一個(gè)水包圍的邊頂 底水油藏，試驗(yàn)區(qū)內(nèi)無(wú)底水,單井效厚度在8894m之間, 平均為91. 7mo原始層溫度為2832°C,原始油層壓力 為 6. 0-6.

18、 5MPao圖7曙一區(qū)杜84塊構(gòu)造位置圖蒸汽輔助重力泄油試驗(yàn)方案設(shè)計(jì)要點(diǎn)(1)井組4個(gè)。井距:直井與水平井的側(cè)向水平距離為3040m,直井 射孔底界距水平井段的垂直距離為37mo(3) 水平段長(zhǎng)度為368 418m。(4) 水平段垂深為64810 66113m。(5) 轉(zhuǎn)SAGD時(shí)機(jī):直井平均吞吐716個(gè)周期，水平井平均吞 吐2個(gè)周期，直井與水平井之間已形成熱連通，地層壓力 降至3 4MPao(6) 蒸汽干度:井口大于97%,井底大于80%蒸汽輔助重力泄油試驗(yàn)方案設(shè)計(jì)要點(diǎn)(7) 注汽壓力為46MPa(8) 注汽速度:單直井為120200t/d(9) 產(chǎn)出液溫度為115140e生產(chǎn)井排液速度為注

19、汽速度的0. 81. 0倍SAGD現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)及效果評(píng)價(jià)根據(jù)生產(chǎn)特征及監(jiān)測(cè)資料分析，試驗(yàn)區(qū)經(jīng)歷了 3個(gè)開(kāi) 發(fā)階段:第1階段為注采井間溫度、壓力連通階段，第2 階段為彌補(bǔ)地下虧空和蒸汽驅(qū)階段，第3階段為蒸汽腔 形成及向上擴(kuò)展階段。2005年2月24日2005年5月中 旬為熱連通階段。水平生產(chǎn)井井底壓力較低，只有 llOMPa;注汽井井底壓力相對(duì)較高，為4 5MPa;注采井 間溫度為100°C左右。該階段以蒸汽吞吐生產(chǎn)為主，生 產(chǎn)特征表現(xiàn)為產(chǎn)液量下降，含水及動(dòng)液面下降，水平 井井底溫度下降。2005年5月下旬 2006年3月初為彌補(bǔ)地下虧空和蒸汽 驅(qū)階段，蒸汽吞吐造成單井平均地下虧空095

20、x 104m注入的蒸汽及冷凝水用于彌補(bǔ)地下虧空，水平井產(chǎn)油主 要以蒸汽驅(qū)方式為主，生產(chǎn)特征表現(xiàn)為產(chǎn)液量、動(dòng)液面、水平段溫度及壓力穩(wěn)定。2006年3月至今為蒸汽腔形成及向上擴(kuò)展階段；館 平11、館平12兩個(gè)井組形成了蒸汽腔，由蒸汽驅(qū)替為主 開(kāi)發(fā)逐漸轉(zhuǎn)向重力泄油為主開(kāi)發(fā)。生產(chǎn)井井底壓力回升至3. OMPa，注汽井的井底壓力為3.5-4. 0MPao 該階段生產(chǎn)特征表現(xiàn)為產(chǎn)液量，產(chǎn)油量明顯提高，相對(duì) 穩(wěn)定,含水率下降較為突出，由8 0%左右下降到7 0%左右， 與蒸汽驅(qū)明顯不同。油井產(chǎn)量明顯提高轉(zhuǎn)入SAGD初期，注入蒸汽用于禰補(bǔ)地下虧空，連續(xù)注 汽0. 5a后，注采井間的壓力趨于平衡基本穩(wěn)定在3.

21、5MPa, 生產(chǎn)井日產(chǎn)液量由140t/d上升為300 400t/d 日產(chǎn)油量30t/d上升為70t/d左右（圖9）。S AG D現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)及效果評(píng)價(jià)蒸汽腔向上擴(kuò)展階段油井含水率穩(wěn)定轉(zhuǎn)入SAGD初期，油井含水率較高，達(dá)到了 95%以上，當(dāng) 蒸汽腔開(kāi)始形成還不發(fā)育時(shí)，以蒸汽驅(qū)替為主，含水率逐漸 上升至80%左右。隨著蒸汽腔的不斷擴(kuò)大，逐漸轉(zhuǎn)為以重力 泄油為主，蒸汽驅(qū)替作用逐漸減弱，含水逐漸下降,并趨于 穩(wěn)定，隨著蒸汽腔的向上擴(kuò)展,含水率將進(jìn)一步下降并穩(wěn)定 在65%70%。SAGD現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)及效果評(píng)價(jià)SAGD開(kāi)發(fā)初期蒸汽腔以單井點(diǎn)形式存在數(shù)值模擬跟蹤表明，垂直水平井段方向蒸汽腔發(fā)育 較好，而沿水平段方向，蒸汽腔只是在注汽井與水平段 最近處形成，形成多個(gè)獨(dú)立的蒸汽腔，相互之間沒(méi)有連 通。目前,館平12井發(fā)育4個(gè)蒸汽腔，位于