王大為，吳婷婷，耿志剛，杜春曉，高振南

(中海石油(中國)天津分公司渤海石油研究院，天津 300459)

中深層厚層塊狀特稠油油藏蒸汽輔助重力泄油物理模擬

王大為，吳婷婷，耿志剛，杜春曉，高振南

(中海石油(中國)天津分公司渤海石油研究院，天津 300459)

渤海LD油田為中深層厚層塊狀特稠油油藏，是國內(nèi)海上迄今為止發(fā)現(xiàn)的原油粘度最大的稠油油田，蒸汽輔助重力泄油(SAGD)技術(shù)是開發(fā)此類油田的有效手段。通過三維物理模擬分析了LD油田SAGD開發(fā)的可行性，認(rèn)為該油田先吞吐降壓，再轉(zhuǎn)SAGD的開發(fā)方式能夠取得較好的開發(fā)效果。經(jīng)過3個吞吐輪次，油藏壓力由6 MPa降至3 MPa，井間溫度升至85 ℃，達(dá)到轉(zhuǎn)SAGD時機(jī)。蒸汽吞吐降壓階段采出程度5.75%，SAGD過程中汽腔上升到頂層時采出程度13.5%，汽腔水平擴(kuò)展階段結(jié)束時采出程度30.5%，至瞬時油汽比降至0.1時采收率達(dá)到54.7%。通過數(shù)值模擬反演，進(jìn)行了現(xiàn)場注采參數(shù)優(yōu)化設(shè)計，現(xiàn)場瞬時注汽量363.7 m3/d，采注比1.2以上，吞吐3輪次后轉(zhuǎn)入SAGD生產(chǎn)，注采井間距離6.5 m。

中深層 厚層塊狀 稠油 SAGD 物理模擬

蒸汽輔助重力泄油(SAGD)是目前應(yīng)用較為成功的一項稠油熱采技術(shù)，對于特超稠油能夠取得較好的開發(fā)效果，該技術(shù)在加拿大已經(jīng)得到了很好的應(yīng)用和驗證，國內(nèi)的遼河和風(fēng)城油田也已經(jīng)進(jìn)行了SAGD的先導(dǎo)試驗，并取得了較好的效果[1-2]。加拿大特超稠油油藏埋深普遍較淺，而對于中深層特超稠油油藏，由于原始油藏壓力較高，先期需要通過蒸汽吞吐預(yù)熱地層，實現(xiàn)注采井之間的熱連通，待油層壓力降低后再轉(zhuǎn)入SAGD生產(chǎn)。在SAGD階段，注入的蒸汽向上超覆，在地層中形成蒸汽腔，蒸汽腔向上及側(cè)面移動，與油層中的原油發(fā)生熱交換，加熱的原油和蒸汽冷凝水靠重力作用泄到下面的生產(chǎn)井中產(chǎn)出[3-10]。渤海LD油田屬于中深層厚層塊狀特稠油油藏，通過室內(nèi)三維物理模擬，研究了該油田SAGD開發(fā)各生產(chǎn)階段的生產(chǎn)特征，為開發(fā)方式優(yōu)選和注采參數(shù)優(yōu)化等提供了理論依據(jù)，指導(dǎo)了開發(fā)方案設(shè)計，為油田的高效開發(fā)奠定了基礎(chǔ)。

1 實驗設(shè)計

1.1 油藏參數(shù)

與陸地同等埋深油藏相比，海上油田由于平臺位置的限制，一般井長會有所增加，井筒熱損失增大，對熱采井底蒸汽干度會產(chǎn)生一定影響。除此之外，海上油田SAGD篩選標(biāo)準(zhǔn)與陸地油田基本相同，通過篩選可知該油藏基本符合SAGD開發(fā)的標(biāo)準(zhǔn)(表1)[11]。LD油田油藏埋深845～1 060 m，儲層厚度40～50 m，儲層平均滲透率3 000×10-3μm2，原油粘度30 000～50 000 mPa·s，屬特稠油范圍；原始油藏溫度47 ℃，原始油藏壓力10.4 MPa，無邊底水。SAGD注采井間垂直距離7.0 m，生產(chǎn)井至底部距離3.0 m，水平井段長度500 m，兩水平井對間距離200 m；實施SAGD時，注汽速率選擇300 m3/d，汽腔操作壓力選擇3.0 MPa。

表1 SAGD篩選標(biāo)準(zhǔn)與LD油田主要油藏參數(shù)對比

1.2 實驗參數(shù)

以油藏巖石和流體條件為基礎(chǔ)，利用相似比例將地質(zhì)模型轉(zhuǎn)化為實驗室模型，研究不同方式的熱采開發(fā)效果。由于注蒸汽實驗是在高壓模型上進(jìn)行，因此選擇高壓模型的相似準(zhǔn)則對實驗?zāi)Ｐ秃蛯嶒灢僮鲄?shù)進(jìn)行設(shè)計。對于三維物理模擬狀況，假定實驗室模型中所使用砂的熱物理性質(zhì)也與油藏一致，則可以根據(jù)相似準(zhǔn)則得出主要模型參數(shù)，SAGD開發(fā)的相似準(zhǔn)則如表2所示。

在計算中，SAGD階段按射孔段的注汽速率為300 m3/d。實驗選用現(xiàn)場原油，操作溫度和壓力也與現(xiàn)場保持一致。模型采用上水平井注入井，下水平井為生產(chǎn)的水平井SAGD形式，模擬水平段長度為實際長度的1/6(圖1)。

表2 SAGD相似準(zhǔn)則參數(shù)

圖1 SAGD注采井示意

1.3 實驗裝置

實驗裝置主要由注入系統(tǒng)、模型主體、產(chǎn)出系統(tǒng)、采集系統(tǒng)和輔助部分等5部分組成。其中注入系統(tǒng)包括平流泵、蒸汽發(fā)生器、氮氣瓶及氣體質(zhì)量流量控制儀、加熱帶、中間容器等裝置；模型主體包括高溫高壓三維熱采模型和恒溫箱；產(chǎn)出系統(tǒng)主要由量筒和控制閥門組成；采集系統(tǒng)主要包括壓力傳感器、溫度傳感器、數(shù)據(jù)采集箱和計算機(jī)；輔助部分主要包括干燥箱、粘度計、天車及天平等。高溫高壓三維熱采模型內(nèi)腔寬度為40 cm，深度為40 cm；耐壓達(dá)到20 MPa，耐溫達(dá)到350 ℃；模擬頂?shù)讓涌煞馓畈粷B透的陶泥。蒸汽注入井與沿程管線安裝了電加熱裝置，實驗過程中該裝置的加熱溫度與蒸汽發(fā)生器的溫度保持一致，使蒸汽進(jìn)入到油藏中仍保持蒸汽狀態(tài)。

2 實驗條件及流程

2.1 實驗條件

(1)蒸汽吞吐階段：蒸汽注入溫度250 ℃；蒸汽干度高于70%；第1輪次時，井的出口壓力控制為8 MPa，第2輪次時，井的出口壓力控制為6 MPa，每口井瞬時注入量為11 mL/min，連續(xù)注入6 min，燜井2 min；第3輪次時，井的出口壓力控制為3 MPa，每口井瞬時注入量為11 mL/min，連續(xù)注入7 min，燜井2 min；每輪次生產(chǎn)至吞吐井不再產(chǎn)液為止。

(2)SAGD階段：蒸汽注入溫度250 ℃；蒸汽干度高于70%；生產(chǎn)井出口壓力控制為3 MPa；注入井瞬時注入量30 mL/min；SAGD生產(chǎn)至瞬時油汽比低于0.1為止；而后轉(zhuǎn)入一注兩采方式。

2.2 實驗流程

(1)實驗準(zhǔn)備。準(zhǔn)備好實驗所需的石英砂、油樣等，確保溫度和壓差傳感器狀態(tài)良好。

(2)模型裝填。對于原油粘度大于2 000 mPa·s的油樣，采取事先按比例混合油砂再裝填的方式。

(3)封裝模型。模型封裝好以后，用氮氣向模型的上、下蓋層和油層打壓。實驗過程中，將壓力穩(wěn)定在3 MPa(或?qū)嶒炓笾?。

(4)建立初始溫度場。封裝模型完成后，利用恒溫箱對模型本體加熱，使模型內(nèi)部各個測溫點溫度達(dá)到地層溫度。

(5)注入流體調(diào)試。按試驗方案要求設(shè)置一定質(zhì)量流速和干度的蒸汽，待注汽參數(shù)穩(wěn)定后，接入注汽井。

(6)采出系統(tǒng)維壓設(shè)置。模擬生產(chǎn)井出口維壓裝置使用大口徑快開閥，通過測控系統(tǒng)設(shè)定開啟壓力，實現(xiàn)開井、關(guān)井、恒定壓力下生產(chǎn)等油藏管理。

(7)實驗運(yùn)行。計算機(jī)啟動測控系統(tǒng)對模型本體、蒸汽發(fā)生器出口、恒溫箱等處的溫度、壓力進(jìn)行實時監(jiān)測。采出系統(tǒng)對產(chǎn)出液進(jìn)行分時段收集，實時計量油水總量。

(8)SAGD階段的瞬時油汽比低于0.1時，轉(zhuǎn)成一注兩采方式，出口端壓力控制為3 MPa；不斷計量產(chǎn)出端的瞬時產(chǎn)液量、瞬時產(chǎn)油量和含水率；用數(shù)據(jù)采集裝置實時計量溫度場的變化特征；至瞬時油汽比再次低于0.1時，結(jié)束實驗。

3 實驗結(jié)果及分析

3.1 蒸汽吞吐生產(chǎn)過程

如圖2和圖3所示，每吞吐輪次生產(chǎn)過程中，排水期快速完成后，瞬時產(chǎn)油量達(dá)到最大值，而后迅速遞減；3個輪次對應(yīng)的采出程度為：1.49%，3.32%和5.75%。3個吞吐輪次對應(yīng)的壓力降分別為：①10 MPa降至8 MPa；②8 MPa降至6 MPa；③6 MPa降至3 MPa。吞吐結(jié)束時井間溫度升至85 ℃，達(dá)到轉(zhuǎn)SAGD時機(jī)。

圖2 蒸汽吞吐階段瞬時產(chǎn)油量及含水率隨時間變化曲線

圖3 蒸汽吞吐階段采出程度及周期油汽比隨時間變化曲線

如圖4所示，第1輪次蒸汽吞吐的加熱范圍較小，主要集中于水平井附近及SAGD井對之間；最高溫度約105 ℃。

第3輪次蒸汽吞吐的加熱范圍明顯增加，且出現(xiàn)上浮現(xiàn)象，主要集中于上水平井附近及井對之間；最高溫度約180 ℃。

圖4 不同輪次注汽結(jié)束后溫度剖面分布

圖5 蒸汽吞吐轉(zhuǎn)SAGD階段劃分

3.2 SAGD生產(chǎn)過程

如圖5,6所示，厚層塊狀稠油油藏蒸汽吞吐降壓后轉(zhuǎn)SAGD的生產(chǎn)過程劃分為3個階段：瞬時產(chǎn)油量逐漸增加階段、瞬時產(chǎn)油量穩(wěn)定階段和瞬時產(chǎn)油量遞減階段，對應(yīng)SAGD汽腔剖面的3個擴(kuò)展階段，即汽腔上升階段、汽腔側(cè)面水平擴(kuò)展階段和汽腔側(cè)面下移階段。蒸汽的溫度、干度和注入速度是影響蒸汽腔擴(kuò)展速度的主要因素，根據(jù)不同生產(chǎn)階段溫度場分布可以觀察蒸汽腔的變化(圖7～9)。

圖6 蒸汽吞吐轉(zhuǎn)SAGD油汽比及采出程度變化曲線

3.2.1 汽腔上升階段

蒸汽吞吐結(jié)束后轉(zhuǎn)SAGD，蒸汽腔沿垂直方向逐漸往上發(fā)育，該階段瞬時產(chǎn)油量和油汽比逐漸增加，至SAGD生產(chǎn)103 min時達(dá)到最大值，含水率呈現(xiàn)逐漸降低趨勢；自SAGD開始至蒸汽腔達(dá)到油藏頂部時，采出程度由吞吐時的5.75%增加至13.5%，提高了7.75%。

3.2.2 汽腔側(cè)面水平擴(kuò)展階段

SAGD生產(chǎn)103 min時汽腔到達(dá)頂部，而后汽腔沿橫向逐漸擴(kuò)展，該階段瞬時產(chǎn)油量和油汽比基本穩(wěn)定，呈略有降低趨勢，波及范圍大幅增加，至SAGD生產(chǎn)323 min時汽腔前緣到達(dá)油藏邊界。汽腔擴(kuò)展階段，瞬時產(chǎn)油量、含水率及油汽比基本穩(wěn)定，瞬時產(chǎn)油量和油汽比略有降低；含水率略有增加，從71.9%增至最高的78.7%，而后瞬時產(chǎn)油量出現(xiàn)較大波動，增至9.3 mL/min后出現(xiàn)大幅度降低，此時對應(yīng)的蒸汽腔達(dá)到油藏邊界處。該階段采出程度呈線性增加趨勢，由13.5%增至30.5%，提高了17.0%。

3.2.3 汽腔側(cè)面向下擴(kuò)展階段

SAGD生產(chǎn)323 min時汽腔到達(dá)邊界，而后汽腔達(dá)到下移階段，該階段瞬時產(chǎn)油量和油汽比大幅降低，含水率明顯增加，波及范圍的增加主要體現(xiàn)在邊界處汽腔向下擴(kuò)展方面。汽腔下移階段，瞬時產(chǎn)油量和油汽比大幅度降低，從最高的9.3 mL/min降至瞬時1.9 mL/min；含水率大幅增加，從75.5%增至93.9%，對應(yīng)油汽比僅0.05(797 min)(油汽比0.1時對應(yīng)2.0 PV、758 min)。該階段采出程度由30.5%增至最終的54.7%(油汽比0.1)，提高了24.2%。

圖7 汽腔向上擴(kuò)展階段溫場變化

圖8 汽腔水平擴(kuò)展階段溫場變化

圖9 汽腔側(cè)下擴(kuò)展階段溫場變化

4 數(shù)值模擬反演

4.1 數(shù)值模型的建立

考慮到物理模擬費用昂貴，在室內(nèi)三維比例物理模型的基礎(chǔ)上，通過數(shù)值模擬反演技術(shù)開展了SAGD開發(fā)注采參數(shù)優(yōu)化研究。應(yīng)用SAGD的相似準(zhǔn)則，選取SAGD油藏地質(zhì)和流體參數(shù)，建立蒸汽吞吐轉(zhuǎn)SAGD均質(zhì)物理模型的數(shù)值模型。按實際實驗?zāi)Ｐ徒?shù)字化模型，外圍為不滲透網(wǎng)格，熱物性參數(shù)按鋼鐵設(shè)計；內(nèi)部為油層，按實驗參數(shù)設(shè)計；中間為泥質(zhì)蓋層、底層和隔熱層，按陶泥熱物性參數(shù)設(shè)計。建立25×25×23的三維網(wǎng)格模型，其中鋼鐵外殼網(wǎng)格平面步長為5 cm，隔熱層網(wǎng)格平面步長為1.5 cm，油層模型網(wǎng)格平面步長為1.9 cm；鋼鐵外殼網(wǎng)格縱向步長為5 cm，泥巖蓋層網(wǎng)格縱向步長為10 cm，油層模型網(wǎng)格縱向步長為0.875 cm，泥巖底層網(wǎng)格縱向步長為13 cm。

4.2 注采參數(shù)優(yōu)化

應(yīng)用CMG-STARS數(shù)值模擬軟件開展了注采工藝參數(shù)優(yōu)化設(shè)計。

4.2.1 瞬時注汽量優(yōu)化

隨著瞬時注汽量的增加，累積產(chǎn)油量和采出程度大幅度增加；當(dāng)注汽速度超過80 mL/min后，采出程度增幅不大。以瞬時油汽比0.1為界限，采收率隨注入速度的增加，先增加而后降低，當(dāng)注入速度取70 mL/min時，采出程度達(dá)到最大值，為51.83%。最佳注汽速度取70 mL/min，折算為現(xiàn)場單位為363.7 m3/d。

4.2.2 采注比優(yōu)化

隨著時間的增加，累積產(chǎn)油量和采出程度逐漸增加，超過800 min后，采出程度增幅不大。以瞬時油汽比0.1為界限，隨著采注比的增加，采出程度先增加后降低，采注比大于1.2以后，采出程度總體變化不大；當(dāng)采注比取1.6時，采收率最高；最優(yōu)采注比選擇1.2～1.6，現(xiàn)場可考慮取1.2以上。

4.2.3 吞吐轉(zhuǎn)SAGD時機(jī)優(yōu)化

以瞬時油汽比0.1為界限，不同蒸汽吞吐周期轉(zhuǎn)SAGD生產(chǎn)，采收率存在明顯差異，當(dāng)吞吐周期達(dá)到4輪次時再轉(zhuǎn)SAGD生產(chǎn)的采收率呈現(xiàn)明顯降低。因此，最佳轉(zhuǎn)SAGD的吞吐輪次為3周期，現(xiàn)場可取3個輪次，并且監(jiān)測井間溫度超過80 ℃以上。

4.2.4 注采井位置優(yōu)化

以瞬時油汽比0.1為界限，不同注采井間距離時SAGD生產(chǎn)，采收率存在明顯差異，當(dāng)注采井間距為2.50～2.82 cm時，對應(yīng)采收率最高，可取2.60 cm。因此，最佳蒸汽吞吐轉(zhuǎn)SAGD的注采井間距為2.60 cm，折算為現(xiàn)場單位為6.5 m。

5 結(jié)論

(1)通過三維物理模擬實驗和數(shù)值模擬反演研究，認(rèn)為渤海LD油田采用先吞吐降壓，再轉(zhuǎn)SAGD的開發(fā)方式能夠取得較好的開發(fā)效果。

(2)物理模擬實驗中，經(jīng)過3個吞吐輪次，油藏壓力由6 MPa降至3 MPa，井間溫度升至85 ℃，達(dá)到轉(zhuǎn)SAGD時機(jī)。蒸汽吞吐降壓階段的采出程度達(dá)到5.75%；SAGD過程中汽腔上升達(dá)到頂層時的采出程度為13.5%，汽腔水平擴(kuò)展階段結(jié)束時對應(yīng)的采出程度為30.5%，至瞬時油汽比降至0.1時的采收率達(dá)到54.7%，汽腔側(cè)面向下擴(kuò)展階段采出程度最大。

(3)通過數(shù)值模擬反演，優(yōu)化現(xiàn)場瞬時注汽量363.7 m3/d，采注比1.2以上，吞吐3輪次后轉(zhuǎn)入SAGD生產(chǎn)，注采井間距離6.5 m。

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Physical simulation of SAGD of thick massive extra heavy oil reservoir in mid-deep strata

Wang Dawei,Wu Tingting,Geng Zhigang,Du Chunxiao,Gao Zhennan

(BohaiPetroleumResearchInstitute,TianjinBranchofCNOOC,Tianjin300459,China)

Bohai LD Oilfield is a thick massive extra heavy oil reservoir in mid-deep strata.So far it is the largest viscosity of the oil field found in the domestic offshore,and the steam assisted gravity drainage (SAGD) technology is an effective way to develop this kind of oilfield.The feasibility of SAGD development in LD Oilfield is analyzed by means of three-dimensional physical simulation.It is concluded that the oilfield can obtain better development effect by the first step of steam huff and puff to reduce formation pressure and the next step of SAGD development.After 3 rounds of stimulation,the reservoir pressure was decreased from 6 MPa to 3 MPa,the temperature between the wells was increased to 85 degrees,reaching the timing of SAGD production.The recovery rate of the steam stimulation stage was 5.75%.During SAGD,when the steam chamber rose to the top of the reservoir,the recovery rate was 13.5%.By the end of horizontal expansion stage of the steam chamber,the recovery rate was 30.5%.When the instantaneous oil steam ratio was reduced to 0.1,the final recovery rate was 54.7%.Through numerical simulation and inversion,the injection and production parameters were optimized.The optimization of instantaneous steam injection volume was 363.7 m3/d,the production-injection ratio was more than 1.2,it was changed to SAGD production after 3 rounds of steam stimulation,and the distance between injection and production well was 6.5 m.

mid-deep strata;thick massive;heavy oil;SAGD;physical simulation

TE345

A

10.16181/j.cnki.fzyqc.2017.02.012

2017-02-22；改回日期：2017-04-12。

王大為(1982—)，博士，高級工程師，從事海上稠油熱采研究工作。E-mail:wdwswpu@126.com。

“十三五”國家科技重大專項“渤海油田高效開發(fā)示范工程”(2016ZX05058)。

(編輯 謝 葵)