中深层厚层块状特稠油油藏蒸汽辅助重力泄油物理模拟

王大为，吴婷婷，耿志刚，杜春晓，高振南

(中海石油(中国)天津分公司渤海石油研究院，天津 300459)

中深层厚层块状特稠油油藏蒸汽辅助重力泄油物理模拟

王大为，吴婷婷，耿志刚，杜春晓，高振南

(中海石油(中国)天津分公司渤海石油研究院，天津 300459)

渤海LD油田为中深层厚层块状特稠油油藏，是国内海上迄今为止发现的原油粘度最大的稠油油田，蒸汽辅助重力泄油(SAGD)技术是开发此类油田的有效手段。通过三维物理模拟分析了LD油田SAGD开发的可行性，认为该油田先吞吐降压，再转SAGD的开发方式能够取得较好的开发效果。经过3个吞吐轮次，油藏压力由6 MPa降至3 MPa，井间温度升至85 ℃，达到转SAGD时机。蒸汽吞吐降压阶段采出程度5.75%，SAGD过程中汽腔上升到顶层时采出程度13.5%，汽腔水平扩展阶段结束时采出程度30.5%，至瞬时油汽比降至0.1时采收率达到54.7%。通过数值模拟反演，进行了现场注采参数优化设计，现场瞬时注汽量363.7 m3/d，采注比1.2以上，吞吐3轮次后转入SAGD生产，注采井间距离6.5 m。

中深层 厚层块状 稠油 SAGD 物理模拟

蒸汽辅助重力泄油(SAGD)是目前应用较为成功的一项稠油热采技术，对于特超稠油能够取得较好的开发效果，该技术在加拿大已经得到了很好的应用和验证，国内的辽河和风城油田也已经进行了SAGD的先导试验，并取得了较好的效果[1-2]。加拿大特超稠油油藏埋深普遍较浅，而对于中深层特超稠油油藏，由于原始油藏压力较高，先期需要通过蒸汽吞吐预热地层，实现注采井之间的热连通，待油层压力降低后再转入SAGD生产。在SAGD阶段，注入的蒸汽向上超覆，在地层中形成蒸汽腔，蒸汽腔向上及侧面移动，与油层中的原油发生热交换，加热的原油和蒸汽冷凝水靠重力作用泄到下面的生产井中产出[3-10]。渤海LD油田属于中深层厚层块状特稠油油藏，通过室内三维物理模拟，研究了该油田SAGD开发各生产阶段的生产特征，为开发方式优选和注采参数优化等提供了理论依据，指导了开发方案设计，为油田的高效开发奠定了基础。

1 实验设计

1.1 油藏参数

与陆地同等埋深油藏相比，海上油田由于平台位置的限制，一般井长会有所增加，井筒热损失增大，对热采井底蒸汽干度会产生一定影响。除此之外，海上油田SAGD筛选标准与陆地油田基本相同，通过筛选可知该油藏基本符合SAGD开发的标准(表1)[11]。LD油田油藏埋深845～1 060 m，储层厚度40～50 m，储层平均渗透率3 000×10-3μm2，原油粘度30 000～50 000 mPa·s，属特稠油范围；原始油藏温度47 ℃，原始油藏压力10.4 MPa，无边底水。SAGD注采井间垂直距离7.0 m，生产井至底部距离3.0 m，水平井段长度500 m，两水平井对间距离200 m；实施SAGD时，注汽速率选择300 m3/d，汽腔操作压力选择3.0 MPa。

表1 SAGD筛选标准与LD油田主要油藏参数对比

1.2 实验参数

以油藏岩石和流体条件为基础，利用相似比例将地质模型转化为实验室模型，研究不同方式的热采开发效果。由于注蒸汽实验是在高压模型上进行，因此选择高压模型的相似准则对实验模型和实验操作参数进行设计。对于三维物理模拟状况，假定实验室模型中所使用砂的热物理性质也与油藏一致，则可以根据相似准则得出主要模型参数，SAGD开发的相似准则如表2所示。

在计算中，SAGD阶段按射孔段的注汽速率为300 m3/d。实验选用现场原油，操作温度和压力也与现场保持一致。模型采用上水平井注入井，下水平井为生产的水平井SAGD形式，模拟水平段长度为实际长度的1/6(图1)。

表2 SAGD相似准则参数

图1 SAGD注采井示意

1.3 实验装置

实验装置主要由注入系统、模型主体、产出系统、采集系统和辅助部分等5部分组成。其中注入系统包括平流泵、蒸汽发生器、氮气瓶及气体质量流量控制仪、加热带、中间容器等装置；模型主体包括高温高压三维热采模型和恒温箱；产出系统主要由量筒和控制阀门组成；采集系统主要包括压力传感器、温度传感器、数据采集箱和计算机；辅助部分主要包括干燥箱、粘度计、天车及天平等。高温高压三维热采模型内腔宽度为40 cm，深度为40 cm；耐压达到20 MPa，耐温达到350 ℃；模拟顶底层可封填不渗透的陶泥。蒸汽注入井与沿程管线安装了电加热装置，实验过程中该装置的加热温度与蒸汽发生器的温度保持一致，使蒸汽进入到油藏中仍保持蒸汽状态。

2 实验条件及流程

2.1 实验条件

(1)蒸汽吞吐阶段：蒸汽注入温度250 ℃；蒸汽干度高于70%；第1轮次时，井的出口压力控制为8 MPa，第2轮次时，井的出口压力控制为6 MPa，每口井瞬时注入量为11 mL/min，连续注入6 min，焖井2 min；第3轮次时，井的出口压力控制为3 MPa，每口井瞬时注入量为11 mL/min，连续注入7 min，焖井2 min；每轮次生产至吞吐井不再产液为止。

(2)SAGD阶段：蒸汽注入温度250 ℃；蒸汽干度高于70%；生产井出口压力控制为3 MPa；注入井瞬时注入量30 mL/min；SAGD生产至瞬时油汽比低于0.1为止；而后转入一注两采方式。

2.2 实验流程

(1)实验准备。准备好实验所需的石英砂、油样等，确保温度和压差传感器状态良好。

(2)模型装填。对于原油粘度大于2 000 mPa·s的油样，采取事先按比例混合油砂再装填的方式。

(3)封装模型。模型封装好以后，用氮气向模型的上、下盖层和油层打压。实验过程中，将压力稳定在3 MPa(或实验要求值)。

(4)建立初始温度场。封装模型完成后，利用恒温箱对模型本体加热，使模型内部各个测温点温度达到地层温度。

(5)注入流体调试。按试验方案要求设置一定质量流速和干度的蒸汽，待注汽参数稳定后，接入注汽井。

(6)采出系统维压设置。模拟生产井出口维压装置使用大口径快开阀，通过测控系统设定开启压力，实现开井、关井、恒定压力下生产等油藏管理。

(7)实验运行。计算机启动测控系统对模型本体、蒸汽发生器出口、恒温箱等处的温度、压力进行实时监测。采出系统对产出液进行分时段收集，实时计量油水总量。

(8)SAGD阶段的瞬时油汽比低于0.1时，转成一注两采方式，出口端压力控制为3 MPa；不断计量产出端的瞬时产液量、瞬时产油量和含水率；用数据采集装置实时计量温度场的变化特征；至瞬时油汽比再次低于0.1时，结束实验。

3 实验结果及分析

3.1 蒸汽吞吐生产过程

如图2和图3所示，每吞吐轮次生产过程中，排水期快速完成后，瞬时产油量达到最大值，而后迅速递减；3个轮次对应的采出程度为：1.49%，3.32%和5.75%。3个吞吐轮次对应的压力降分别为：①10 MPa降至8 MPa；②8 MPa降至6 MPa；③6 MPa降至3 MPa。吞吐结束时井间温度升至85 ℃，达到转SAGD时机。

图2 蒸汽吞吐阶段瞬时产油量及含水率随时间变化曲线

图3 蒸汽吞吐阶段采出程度及周期油汽比随时间变化曲线

如图4所示，第1轮次蒸汽吞吐的加热范围较小，主要集中于水平井附近及SAGD井对之间；最高温度约105 ℃。

第3轮次蒸汽吞吐的加热范围明显增加，且出现上浮现象，主要集中于上水平井附近及井对之间；最高温度约180 ℃。

图4 不同轮次注汽结束后温度剖面分布

图5 蒸汽吞吐转SAGD阶段划分

3.2 SAGD生产过程

如图5,6所示，厚层块状稠油油藏蒸汽吞吐降压后转SAGD的生产过程划分为3个阶段：瞬时产油量逐渐增加阶段、瞬时产油量稳定阶段和瞬时产油量递减阶段，对应SAGD汽腔剖面的3个扩展阶段，即汽腔上升阶段、汽腔侧面水平扩展阶段和汽腔侧面下移阶段。蒸汽的温度、干度和注入速度是影响蒸汽腔扩展速度的主要因素，根据不同生产阶段温度场分布可以观察蒸汽腔的变化(图7～9)。

图6 蒸汽吞吐转SAGD油汽比及采出程度变化曲线

3.2.1 汽腔上升阶段

蒸汽吞吐结束后转SAGD，蒸汽腔沿垂直方向逐渐往上发育，该阶段瞬时产油量和油汽比逐渐增加，至SAGD生产103 min时达到最大值，含水率呈现逐渐降低趋势；自SAGD开始至蒸汽腔达到油藏顶部时，采出程度由吞吐时的5.75%增加至13.5%，提高了7.75%。

3.2.2 汽腔侧面水平扩展阶段

SAGD生产103 min时汽腔到达顶部，而后汽腔沿横向逐渐扩展，该阶段瞬时产油量和油汽比基本稳定，呈略有降低趋势，波及范围大幅增加，至SAGD生产323 min时汽腔前缘到达油藏边界。汽腔扩展阶段，瞬时产油量、含水率及油汽比基本稳定，瞬时产油量和油汽比略有降低；含水率略有增加，从71.9%增至最高的78.7%，而后瞬时产油量出现较大波动，增至9.3 mL/min后出现大幅度降低，此时对应的蒸汽腔达到油藏边界处。该阶段采出程度呈线性增加趋势，由13.5%增至30.5%，提高了17.0%。

3.2.3 汽腔侧面向下扩展阶段

SAGD生产323 min时汽腔到达边界，而后汽腔达到下移阶段，该阶段瞬时产油量和油汽比大幅降低，含水率明显增加，波及范围的增加主要体现在边界处汽腔向下扩展方面。汽腔下移阶段，瞬时产油量和油汽比大幅度降低，从最高的9.3 mL/min降至瞬时1.9 mL/min；含水率大幅增加，从75.5%增至93.9%，对应油汽比仅0.05(797 min)(油汽比0.1时对应2.0 PV、758 min)。该阶段采出程度由30.5%增至最终的54.7%(油汽比0.1)，提高了24.2%。

图7 汽腔向上扩展阶段温场变化

图8 汽腔水平扩展阶段温场变化

图9 汽腔侧下扩展阶段温场变化

4 数值模拟反演

4.1 数值模型的建立

考虑到物理模拟费用昂贵，在室内三维比例物理模型的基础上，通过数值模拟反演技术开展了SAGD开发注采参数优化研究。应用SAGD的相似准则，选取SAGD油藏地质和流体参数，建立蒸汽吞吐转SAGD均质物理模型的数值模型。按实际实验模型建立数字化模型，外围为不渗透网格，热物性参数按钢铁设计；内部为油层，按实验参数设计；中间为泥质盖层、底层和隔热层，按陶泥热物性参数设计。建立25×25×23的三维网格模型，其中钢铁外壳网格平面步长为5 cm，隔热层网格平面步长为1.5 cm，油层模型网格平面步长为1.9 cm；钢铁外壳网格纵向步长为5 cm，泥岩盖层网格纵向步长为10 cm，油层模型网格纵向步长为0.875 cm，泥岩底层网格纵向步长为13 cm。

4.2 注采参数优化

应用CMG-STARS数值模拟软件开展了注采工艺参数优化设计。

4.2.1 瞬时注汽量优化

随着瞬时注汽量的增加，累积产油量和采出程度大幅度增加；当注汽速度超过80 mL/min后，采出程度增幅不大。以瞬时油汽比0.1为界限，采收率随注入速度的增加，先增加而后降低，当注入速度取70 mL/min时，采出程度达到最大值，为51.83%。最佳注汽速度取70 mL/min，折算为现场单位为363.7 m3/d。

4.2.2 采注比优化

随着时间的增加，累积产油量和采出程度逐渐增加，超过800 min后，采出程度增幅不大。以瞬时油汽比0.1为界限，随着采注比的增加，采出程度先增加后降低，采注比大于1.2以后，采出程度总体变化不大；当采注比取1.6时，采收率最高；最优采注比选择1.2～1.6，现场可考虑取1.2以上。

4.2.3 吞吐转SAGD时机优化

以瞬时油汽比0.1为界限，不同蒸汽吞吐周期转SAGD生产，采收率存在明显差异，当吞吐周期达到4轮次时再转SAGD生产的采收率呈现明显降低。因此，最佳转SAGD的吞吐轮次为3周期，现场可取3个轮次，并且监测井间温度超过80 ℃以上。

4.2.4 注采井位置优化

以瞬时油汽比0.1为界限，不同注采井间距离时SAGD生产，采收率存在明显差异，当注采井间距为2.50～2.82 cm时，对应采收率最高，可取2.60 cm。因此，最佳蒸汽吞吐转SAGD的注采井间距为2.60 cm，折算为现场单位为6.5 m。

5 结论

(1)通过三维物理模拟实验和数值模拟反演研究，认为渤海LD油田采用先吞吐降压，再转SAGD的开发方式能够取得较好的开发效果。

(2)物理模拟实验中，经过3个吞吐轮次，油藏压力由6 MPa降至3 MPa，井间温度升至85 ℃，达到转SAGD时机。蒸汽吞吐降压阶段的采出程度达到5.75%；SAGD过程中汽腔上升达到顶层时的采出程度为13.5%，汽腔水平扩展阶段结束时对应的采出程度为30.5%，至瞬时油汽比降至0.1时的采收率达到54.7%，汽腔侧面向下扩展阶段采出程度最大。

(3)通过数值模拟反演，优化现场瞬时注汽量363.7 m3/d，采注比1.2以上，吞吐3轮次后转入SAGD生产，注采井间距离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。

王大为(1982—)，博士，高级工程师，从事海上稠油热采研究工作。E-mail:wdwswpu@126.com。

“十三五”国家科技重大专项“渤海油田高效开发示范工程”(2016ZX05058)。

(编辑 谢 葵)