編譯:侯秀蘭 (中國石油大學(xué) (北京)石油天然氣工程學(xué)院)

侯冠中 (中國海洋石油監(jiān)督監(jiān)理技術(shù)公司)

審校:康云 (勝利油田臨盤采油廠地質(zhì)所)

使用雙井口水平井的新型地層處理熱采技術(shù)

編譯:侯秀蘭 (中國石油大學(xué) (北京)石油天然氣工程學(xué)院)

侯冠中 (中國海洋石油監(jiān)督監(jiān)理技術(shù)公司)

審校:康云 (勝利油田臨盤采油廠地質(zhì)所)

塔塔爾斯坦共和國擁有巨大的稠油和瀝青儲量,首次使用垂直井進(jìn)行稠油開采的試驗(yàn)區(qū)方案可以追溯到1970年。試驗(yàn)了許多熱采方法,包括火燒油層、蒸汽吞吐和氣-汽混合注入方法,然而這些方法都有其不適用之處。2006年提出了一個(gè)新的試驗(yàn)區(qū)方案,即使用一對U型水平井的改進(jìn)的蒸汽吞吐技術(shù)。目前已經(jīng)鉆了3對U型水平井,水平井筒長度從200 m至400 m不等,這些井有垂直和傾斜的2個(gè)井口,2口平行水平井鉆在產(chǎn)油層,一個(gè)井筒在上一個(gè)在下,它們之間的垂直距離是5 m,雙井口設(shè)計(jì)有助于較大地增加產(chǎn)油量?；赟TARS模塊的模擬,提出了不同的操作方案。通過改變產(chǎn)液量和蒸汽注入體積等完成了流動管理,這些操作避免了蒸汽突破,形成了均勻的蒸汽腔。試驗(yàn)水平井的平均產(chǎn)量是垂直井的10倍。

稠油熱采 蒸汽輔助重力泄油U型水平井 雙井口

1 引言

在加拿大的亞伯達(dá)有許多處使用蒸汽輔助重力泄油 (SAGD)方法。SAGD方法的效率主要取決于油層部分水飽和泥巖夾層的存在。

2006年在Ashalchinskoye油田開始實(shí)施一個(gè)新的試驗(yàn)區(qū)方案,使用一對獨(dú)特的 U型水平井(雙井口井)來測定一個(gè)改進(jìn)的低壓 SAGD技術(shù)(圖1)。這項(xiàng)技術(shù)可以克服許多傳統(tǒng)SAGD技術(shù)的不利因素。

沉積物出現(xiàn)在較淺的深度 (78 m)并且結(jié)構(gòu)復(fù)雜。在儲層頂部和高含油地帶發(fā)現(xiàn)了飽含水夾層,同時(shí)在層序的中部發(fā)現(xiàn)了泥巖夾層。含水層和致密的石灰質(zhì)低滲透砂巖或一個(gè)低飽和油藏能夠充當(dāng)?shù)貙拥牡撞俊Ｓ捎谟蛯有再|(zhì)在地層中的變化,油水界面是不規(guī)則的,油藏參數(shù)如表1所示。

表1 Ashalchinskoye油田的油藏參數(shù)

2 新的方法

目前,在這個(gè)地區(qū)已經(jīng)鉆了3對U型水平井,水平井筒的長度從200 m到400 m不等。

使用一臺垂直鉆進(jìn)鉆機(jī)進(jìn)行鉆井,并以一定角度撞擊地面,因此這些井有垂直的和傾斜的2個(gè)井口,其剖面圖如圖1所示。

圖1 在生產(chǎn)試驗(yàn)區(qū)鉆的井號為232、233的第一對U型水平井的剖面圖

這些井通過抽汲來完成,抽汲到泥漿和固體時(shí)停止生產(chǎn),然后把蒸汽注入到2口井中,隨后通過較低井中的泵進(jìn)行生產(chǎn);同時(shí)沿著井筒長度監(jiān)測溫度以確定循環(huán)漏失層,并且控制井筒加熱的剖面。

雙井口設(shè)計(jì)有助于較大地增加產(chǎn)油量。基于STARS模塊的模擬,提出了不同的操作方案 (圖2)。

必須分析水平井特征對井動態(tài)的影響來研究一種稠油開發(fā)過程的控制方法。通過光纖電纜獲得的井口溫度和熱譜圖的分析,可以獲得沿水平井筒的溫度,分析顯示井水平段上面的蒸汽腔在增大。這些數(shù)據(jù)用于控制井間加熱帶的均勻性和溫度峰值。

圖2 U型水平井可能的操作方案

3 試驗(yàn)結(jié)果

基于所得到的相互關(guān)系,研發(fā)出一項(xiàng)新技術(shù)來確定U型水平井開采稠油的有效操作條件。該技術(shù)是基于井筒內(nèi)的溫度動力學(xué)和2個(gè)生產(chǎn)井井口水的質(zhì)量和礦化度。這項(xiàng)技術(shù)的原則如下:

(1)分析了水平井筒的溫度動力學(xué)。假如熱譜圖顯示井間加熱帶是非均勻的 (例如,在一個(gè)特定的地帶溫度比其他地帶的溫度低很多),或者急劇出現(xiàn)峰值,或者井口溫度有變化,就要做出決定來改變流體的移動方向 (注蒸汽和產(chǎn)液的方式)以實(shí)現(xiàn)蒸汽腔的均勻增加。

(2)對2個(gè)井口的流體進(jìn)行抽樣和分析。除了稠油和冷凝水之外,在產(chǎn)出液中還發(fā)現(xiàn)了含鹽地層水。當(dāng)?shù)貙铀旌狭四鲆簳r(shí),它的礦化度將降低。在穩(wěn)定注蒸汽和產(chǎn)液時(shí),采出水的礦化度也是穩(wěn)定的?？梢源_定采出的水與凝析液的比值和井間地帶加熱的程度,并且使用這些數(shù)據(jù)進(jìn)行產(chǎn)液和注蒸汽的控制。

(3)增加或減少注入井注入的蒸汽體積或生產(chǎn)井的產(chǎn)液量,直到采出水的礦化度相同。

表2給出了操作U型水平井的一般控制原則,其中T:井口溫度;Vp:產(chǎn)液體積;Vi:注入蒸汽體積;↑:增加;↓:減少。

用研發(fā)的過程監(jiān)控和管理技術(shù)對第一對井232、233進(jìn)行了實(shí)際應(yīng)用。

圖3顯示了在第一個(gè)操作方案中沿著水平井筒的溫度和產(chǎn)出水礦化度的分布。

為了提高井筒加熱的均勻性和消除垂直井口地層水的影響,對操作方案進(jìn)行了改進(jìn),計(jì)劃從傾斜井口進(jìn)行產(chǎn)液?；诋a(chǎn)出水礦化度的測定和沿水平井筒的溫度分布對產(chǎn)率進(jìn)行了修正。水平井的操作分析顯示,改進(jìn)作業(yè)后整個(gè)井筒加熱均勻,產(chǎn)出水礦化度降低,同時(shí)產(chǎn)油量增加到6 t/d(圖4)。

表2 通過2個(gè)井口產(chǎn)液和注蒸汽時(shí)操作U型水平井的一般控制原則 (井號為230、231)

圖3 在第一個(gè)操作方案中沿著水平井筒溫度和產(chǎn)出水礦化度的分布

熱譜圖呈現(xiàn)了另一個(gè)操作方案:蒸汽通過2個(gè)井口注入,從垂直井口產(chǎn)出流體。這使得溫度峰值分布在生產(chǎn)井周圍。地層水礦化度是5.88 g/L,產(chǎn)出水礦化度是4.6 g/L(圖3),這意味著地層水在產(chǎn)出水中占有較大部分。地層水也滲入垂直井口,稠油產(chǎn)量是2～3 t/d。

圖4 在第二個(gè)操作方案中沿著水平井筒溫度和產(chǎn)出水礦化度的分布

然而,進(jìn)一步的操作顯示井間加熱帶的溫度繼續(xù)增長。在分析了熱譜圖和產(chǎn)出水礦化度之后,推薦通過2個(gè)井口注蒸汽和產(chǎn)液。注入蒸汽的體積應(yīng)當(dāng)為:垂直井口20 t/d(36%),傾斜井口35 t/d (64%)。產(chǎn)液:垂直井口40 t/d(38%),傾斜井口65 t/d(62%)。作業(yè)顯示這個(gè)操作方案對泄油面積提供了均勻加熱,溫度為120℃ (圖5),而產(chǎn)液僅通過傾斜的井口 (圖4)。

傾斜井口產(chǎn)出水的礦化度是2.8 g/L,垂直井口產(chǎn)出水的礦化度為5.5 g/L,與地層水的礦化度相對應(yīng) (圖5),這意味著稠油主要產(chǎn)自傾斜井口,水主要產(chǎn)自垂直井口。

因此,井號為232井的產(chǎn)量增加到17 t/d。第三個(gè)操作方案是最佳方案。

圖5 第三個(gè)操作方案中沿著水平井筒的溫度和產(chǎn)出水礦化度的分布

這項(xiàng)使用U型水平井的技術(shù)使得生產(chǎn)層段排液均勻成為可能,當(dāng)使用最小的蒸汽-油比得到最大的產(chǎn)油量時(shí)操作最有效。

每一對U型水平井的操作性能如下:

2006年第一對U型水平井投入生產(chǎn)。在油藏中鉆2個(gè)水平井筒,其垂直距離是5 m。井的特征:井號為233的注入井的長度是491 m,它的水平段長度是200 m。井號為232的井長度是543 m,水平段長度是200 m(圖1)。

通過上部注入井的2個(gè)井口注入蒸汽,并且熱流體從下部生產(chǎn)井產(chǎn)出。生產(chǎn)井的水平井筒的一段處在低含油飽和度區(qū)域。為了降低地層水的負(fù)面影響,改變注入蒸汽的體積,并且根據(jù)產(chǎn)出水礦化度變化和沿生產(chǎn)井井筒溫度變化的分析控制2個(gè)井口的開采速度。已經(jīng)測試了通過2個(gè)井口注入和產(chǎn)出的不同方案。初始產(chǎn)油量是0.5 t/d,當(dāng)前產(chǎn)油量是16 t/d。當(dāng)前的蒸汽-油比 (SOR)(質(zhì)量比)大約是3.0,累計(jì)蒸汽-油比是4.6。

2007年6月,鉆了第二對U型水平井,井號為230、231,用來測試較長水平井筒的效率。井號為231的注蒸汽井的長度是712 m,其水平段長度大約是400 m;井號為230的生產(chǎn)井長度是753米,其水平段長度是410 m。井筒長度與垂直深度的比值為1∶7.5。

2007年9月,第二對井完成注蒸汽和產(chǎn)液,初始產(chǎn)油量是7.5 t/d。與第一對井相比,由于低的熱損失(高的飽含水地帶),產(chǎn)油量增加較快 (圖6)。

目前產(chǎn)量范圍在16 t/d和17 t/d之間,當(dāng)前的SOR大約是3.5,累計(jì)SOR是4.1。

圖6 生產(chǎn)試驗(yàn)區(qū)井的平均日操作指標(biāo)

到2008年12月1日,生產(chǎn)試驗(yàn)區(qū)總的產(chǎn)油量為1.8×104t,產(chǎn)液量為14.1×104t,累計(jì)SOR是4.3。每口井的平均日產(chǎn)油和日產(chǎn)液分別是17 t和95 t,蒸汽注入量為53 t/d,井內(nèi)產(chǎn)出液體的平均含水率為82%,總的產(chǎn)量是32～33 t/d。

水平井的平均產(chǎn)量是垂直井的10倍 (圖7)。

2007年11月鉆了第三對井。井號為241的注蒸汽井的長度為712 m,其水平段長度為366 m;井號為240的生產(chǎn)井的長度為757 m,其水平段長度為415 m。在生產(chǎn)井中,安裝了7 in(1 in=

25.4 mm)濾砂篩管,代替了在第一和第二對井中安裝的6 in濾砂篩管?，F(xiàn)在這對井正在使用2個(gè)井口注蒸汽加熱。

圖7 Ashalchinskoye油田井的操作指標(biāo)

4 結(jié)論

◇對在頂部存在飽含水夾層與在層序中部存在泥巖夾層的非均質(zhì)油藏,使用一對U型井開發(fā)了一項(xiàng)新的SAGD技術(shù);

◇油田實(shí)踐證實(shí),新技術(shù)能實(shí)現(xiàn)作業(yè)控制和在復(fù)雜的環(huán)境中提供有效的驅(qū)油;

◇生產(chǎn)試驗(yàn)區(qū)的累計(jì)稠油產(chǎn)量超過1.8×104t;

◇最大的平均日產(chǎn)量是22 t,SOR是3.2;

◇U型水平井的平均日產(chǎn)量是先前鉆的垂直井的8～10倍。

資料來源于美國《SPE 120413》

10.3969/j.issn.1002-641X.2010.6.005

2009-03-20)