使用双井口水平井的新型地层处理热采技术

编译:侯秀兰 (中国石油大学 (北京)石油天然气工程学院)

侯冠中 (中国海洋石油监督监理技术公司)

审校:康云 (胜利油田临盘采油厂地质所)

使用双井口水平井的新型地层处理热采技术

编译:侯秀兰 (中国石油大学 (北京)石油天然气工程学院)

侯冠中 (中国海洋石油监督监理技术公司)

审校:康云 (胜利油田临盘采油厂地质所)

塔塔尔斯坦共和国拥有巨大的稠油和沥青储量,首次使用垂直井进行稠油开采的试验区方案可以追溯到1970年。试验了许多热采方法,包括火烧油层、蒸汽吞吐和气-汽混合注入方法,然而这些方法都有其不适用之处。2006年提出了一个新的试验区方案,即使用一对U型水平井的改进的蒸汽吞吐技术。目前已经钻了3对U型水平井,水平井筒长度从200 m至400 m不等,这些井有垂直和倾斜的2个井口,2口平行水平井钻在产油层,一个井筒在上一个在下,它们之间的垂直距离是5 m,双井口设计有助于较大地增加产油量。基于STARS模块的模拟,提出了不同的操作方案。通过改变产液量和蒸汽注入体积等完成了流动管理,这些操作避免了蒸汽突破,形成了均匀的蒸汽腔。试验水平井的平均产量是垂直井的10倍。

稠油热采 蒸汽辅助重力泄油U型水平井 双井口

1 引言

在加拿大的亚伯达有许多处使用蒸汽辅助重力泄油 (SAGD)方法。SAGD方法的效率主要取决于油层部分水饱和泥岩夹层的存在。

2006年在Ashalchinskoye油田开始实施一个新的试验区方案,使用一对独特的 U型水平井(双井口井)来测定一个改进的低压 SAGD技术(图1)。这项技术可以克服许多传统SAGD技术的不利因素。

沉积物出现在较浅的深度 (78 m)并且结构复杂。在储层顶部和高含油地带发现了饱含水夹层,同时在层序的中部发现了泥岩夹层。含水层和致密的石灰质低渗透砂岩或一个低饱和油藏能够充当地层的底部。由于油层性质在地层中的变化,油水界面是不规则的,油藏参数如表1所示。

表1 Ashalchinskoye油田的油藏参数

2 新的方法

目前,在这个地区已经钻了3对U型水平井,水平井筒的长度从200 m到400 m不等。

使用一台垂直钻进钻机进行钻井,并以一定角度撞击地面,因此这些井有垂直的和倾斜的2个井口,其剖面图如图1所示。

图1 在生产试验区钻的井号为232、233的第一对U型水平井的剖面图

这些井通过抽汲来完成,抽汲到泥浆和固体时停止生产,然后把蒸汽注入到2口井中,随后通过较低井中的泵进行生产;同时沿着井筒长度监测温度以确定循环漏失层,并且控制井筒加热的剖面。

双井口设计有助于较大地增加产油量。基于STARS模块的模拟,提出了不同的操作方案 (图2)。

必须分析水平井特征对井动态的影响来研究一种稠油开发过程的控制方法。通过光纤电缆获得的井口温度和热谱图的分析,可以获得沿水平井筒的温度,分析显示井水平段上面的蒸汽腔在增大。这些数据用于控制井间加热带的均匀性和温度峰值。

图2 U型水平井可能的操作方案

3 试验结果

基于所得到的相互关系,研发出一项新技术来确定U型水平井开采稠油的有效操作条件。该技术是基于井筒内的温度动力学和2个生产井井口水的质量和矿化度。这项技术的原则如下:

(1)分析了水平井筒的温度动力学。假如热谱图显示井间加热带是非均匀的 (例如,在一个特定的地带温度比其他地带的温度低很多),或者急剧出现峰值,或者井口温度有变化,就要做出决定来改变流体的移动方向 (注蒸汽和产液的方式)以实现蒸汽腔的均匀增加。

(2)对2个井口的流体进行抽样和分析。除了稠油和冷凝水之外,在产出液中还发现了含盐地层水。当地层水混合了凝析液时,它的矿化度将降低。在稳定注蒸汽和产液时,采出水的矿化度也是稳定的。可以确定采出的水与凝析液的比值和井间地带加热的程度,并且使用这些数据进行产液和注蒸汽的控制。

(3)增加或减少注入井注入的蒸汽体积或生产井的产液量,直到采出水的矿化度相同。

表2给出了操作U型水平井的一般控制原则,其中T:井口温度;Vp:产液体积;Vi:注入蒸汽体积;↑:增加;↓:减少。

用研发的过程监控和管理技术对第一对井232、233进行了实际应用。

图3显示了在第一个操作方案中沿着水平井筒的温度和产出水矿化度的分布。

为了提高井筒加热的均匀性和消除垂直井口地层水的影响,对操作方案进行了改进,计划从倾斜井口进行产液。基于产出水矿化度的测定和沿水平井筒的温度分布对产率进行了修正。水平井的操作分析显示,改进作业后整个井筒加热均匀,产出水矿化度降低,同时产油量增加到6 t/d(图4)。

表2 通过2个井口产液和注蒸汽时操作U型水平井的一般控制原则 (井号为230、231)

图3 在第一个操作方案中沿着水平井筒温度和产出水矿化度的分布

热谱图呈现了另一个操作方案:蒸汽通过2个井口注入,从垂直井口产出流体。这使得温度峰值分布在生产井周围。地层水矿化度是5.88 g/L,产出水矿化度是4.6 g/L(图3),这意味着地层水在产出水中占有较大部分。地层水也渗入垂直井口,稠油产量是2～3 t/d。

图4 在第二个操作方案中沿着水平井筒温度和产出水矿化度的分布

然而,进一步的操作显示井间加热带的温度继续增长。在分析了热谱图和产出水矿化度之后,推荐通过2个井口注蒸汽和产液。注入蒸汽的体积应当为:垂直井口20 t/d(36%),倾斜井口35 t/d (64%)。产液:垂直井口40 t/d(38%),倾斜井口65 t/d(62%)。作业显示这个操作方案对泄油面积提供了均匀加热,温度为120℃ (图5),而产液仅通过倾斜的井口 (图4)。

倾斜井口产出水的矿化度是2.8 g/L,垂直井口产出水的矿化度为5.5 g/L,与地层水的矿化度相对应 (图5),这意味着稠油主要产自倾斜井口,水主要产自垂直井口。

因此,井号为232井的产量增加到17 t/d。第三个操作方案是最佳方案。

图5 第三个操作方案中沿着水平井筒的温度和产出水矿化度的分布

这项使用U型水平井的技术使得生产层段排液均匀成为可能,当使用最小的蒸汽-油比得到最大的产油量时操作最有效。

每一对U型水平井的操作性能如下:

2006年第一对U型水平井投入生产。在油藏中钻2个水平井筒,其垂直距离是5 m。井的特征:井号为233的注入井的长度是491 m,它的水平段长度是200 m。井号为232的井长度是543 m,水平段长度是200 m(图1)。

通过上部注入井的2个井口注入蒸汽,并且热流体从下部生产井产出。生产井的水平井筒的一段处在低含油饱和度区域。为了降低地层水的负面影响,改变注入蒸汽的体积,并且根据产出水矿化度变化和沿生产井井筒温度变化的分析控制2个井口的开采速度。已经测试了通过2个井口注入和产出的不同方案。初始产油量是0.5 t/d,当前产油量是16 t/d。当前的蒸汽-油比 (SOR)(质量比)大约是3.0,累计蒸汽-油比是4.6。

2007年6月,钻了第二对U型水平井,井号为230、231,用来测试较长水平井筒的效率。井号为231的注蒸汽井的长度是712 m,其水平段长度大约是400 m;井号为230的生产井长度是753米,其水平段长度是410 m。井筒长度与垂直深度的比值为1∶7.5。

2007年9月,第二对井完成注蒸汽和产液,初始产油量是7.5 t/d。与第一对井相比,由于低的热损失(高的饱含水地带),产油量增加较快 (图6)。

目前产量范围在16 t/d和17 t/d之间,当前的SOR大约是3.5,累计SOR是4.1。

图6 生产试验区井的平均日操作指标

到2008年12月1日,生产试验区总的产油量为1.8×104t,产液量为14.1×104t,累计SOR是4.3。每口井的平均日产油和日产液分别是17 t和95 t,蒸汽注入量为53 t/d,井内产出液体的平均含水率为82%,总的产量是32～33 t/d。

水平井的平均产量是垂直井的10倍 (图7)。

2007年11月钻了第三对井。井号为241的注蒸汽井的长度为712 m,其水平段长度为366 m;井号为240的生产井的长度为757 m,其水平段长度为415 m。在生产井中,安装了7 in(1 in=

25.4 mm)滤砂筛管,代替了在第一和第二对井中安装的6 in滤砂筛管。现在这对井正在使用2个井口注蒸汽加热。

图7 Ashalchinskoye油田井的操作指标

4 结论

◇对在顶部存在饱含水夹层与在层序中部存在泥岩夹层的非均质油藏,使用一对U型井开发了一项新的SAGD技术;

◇油田实践证实,新技术能实现作业控制和在复杂的环境中提供有效的驱油;

◇生产试验区的累计稠油产量超过1.8×104t;

◇最大的平均日产量是22 t,SOR是3.2;

◇U型水平井的平均日产量是先前钻的垂直井的8～10倍。

资料来源于美国《SPE 120413》

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

2009-03-20)