长湖油田油砂SAGD数值模拟及应用

吴 昊, 刘新光, 田 冀, 郑 强, 卢 川, 王泰超

(1. 中国海洋石油国际有限公司,北京 100028；2. 中海油研究总院有限责任公司,北京 100028)

0 引言

蒸汽辅助重力泄油(Steam Assisted Gravity Drainage,简称SAGD)技术自20世纪90年代商业化以来,已经成为开采超稠油、特别是浅层超稠油的最有效技术[1]。SAGD开发方式通过一对上下间隔约5 m的水平井实现固体沥青的开采,上部水平井注水蒸汽,下部水平井采油。蒸汽将地层温度增加到200 ℃以上,沥青黏度可从1×106mPa·s级别降低至约10 mPa·s,大大增加了沥青的流动性。为了研究SAGD井对的开发规律和实际生产中遇到的复杂问题,很多学者进行了油砂SAGD数值模拟研究。Chow等[2]采用了10×1×8的网格系统研究蒸汽腔的垂向上升和横向扩展；Ito等[3]对Burnt Lake油田的Pair 1井对进行了历史拟合,通过模拟蒸汽腔的发育和蒸汽腔上部储层的产量贡献解释实际产油量的变化；Doan等[4]对Clearwater-FM的一个SAGD井对进行了2组历史拟合,第1组模型较好地拟合了实际产量数据(第1级拟合),但拟合不上蒸汽腔的发育过程(第2级拟合),第2组模型同时较好地拟合了产量曲线和蒸汽腔发育过程,指出第2级拟合比第1级拟合更有意义,也更难实现。Jin[5]等对MacKay River油田一期的25个SAGD井对9年的生产数据开展了历史拟合,通过生产数据质量控制、改变油藏边界条件、优化数值计算参数及调整模型全局参数得到了较好的拟合效果；Xu[6]等对长湖油田Pad1(卸油区1)进行了初步拟合,研究了水平井蒸汽吞吐后SAGD的开发效果；Feizabadi等[7]拟合了长湖油田Pad11生产数据,提出高含水饱和度层的应对策略主要为合理的压力控制和尽量多的采出层间水；其他学者[8-13]还对SAGD生产参数优化、非凝析气注入、后期衰竭生产及地质力学耦合、自动历史拟合等问题进行了研究。多数文献针对试验区或小范围SAGD井对进行数值模拟研究,而较大范围或全油田的生产历史拟合会暴露更多复杂问题。油砂储层平面变化快,而SAGD开发效果受储层物性影响大,部分井对实际生产曲线与模型差异较大。油砂SAGD各Pad之间往往存在蒸汽腔的连通,而由于数模运算能力和时间的限制,通常以Pad为单位分多个模型进行历史拟合,经常导致模型憋压或欠压,影响运算速度。单支水平加密井通常位于2个SAGD井对中间,其投产前的沿程温度直接影响该井的产量,这对模型的温度预测精度要求较高。该文结合敏感性分析认识和历史拟合经验对这些问题进行探讨,初步解决方案可供参考。随着国家能源需求的日益增加,超稠油热采规模不断增大,SAGD作为一种高效的热采开发方式与蒸汽吞吐技术形成互补,共同服务于陆地和海上的稠油开发。加拿大SAGD技术现场应用较早,其开发历史和开发经验对国内SAGD技术的推广和继续探索具有指导作用。因此,研究SAGD数值模拟和历史拟合,建立物性参数敏感性认识和优化数值模拟方法,对于指导稠油、超稠油的SAGD应用,提高数值模拟效率和精度具有重要意义。

1 长湖油田情况介绍

长湖油田位于加拿大阿尔伯塔省东北部的阿萨巴斯卡油砂生产区,在McMurray堡东南约40 km。油田主要的油砂储集层为McMurray组,为河口湾内受潮汐影响的曲流河沉积,埋深整体较浅,约150～250 m。McMurray组发育河道砂坝(Mid-Channel Bar)、下点砂坝(Lower Point Bar)及倾斜非均质层(Inclined Heterolithic Stratification),储层包括砂岩(Sand)、砂质倾斜非均质层(Sandy IHS)和砾岩(Breccia),非储层包括泥质倾斜非均质层(Muddy IHS)和泥岩(Mudstone)。

先导试验区Pad1的3个SAGD井对于2003年投产。2007—2008年Pad2～Pad10共79个井对投产,2009—2014年陆续投产了Pad11～Pad15共39个井对、Pad1的2个加密井对和Pad7N的4口单支水平加密井,井场布局如图1所示。2018—2020年又陆续在多个Pad实施了27口单支水平加密井,油田产量得到了有效补充。截止2021年3月动用储量采出程度已达50%,累积汽油比4.63 m3/m3。

图1 长湖油田井场布局Fig.1 Well layout of Long Lake Oilfield

长湖油田储层厚度约为22 m,平均孔隙度约为31%,平均水平渗透率约为5 500 mD,平均垂向渗透率约为4 500 mD。油藏温度6～9 ℃,属于正常压力系统。油藏条件下沥青密度为1.017 g/cm3,黏度为(175～300)×104mPa·s。SAGD生产井井长800～1 100 m,井距50～100 m。

2 机理模型敏感性分析

机理模型设计为二维模型,沿着井筒方向设置1个长度为1 000 m的网格,为典型SAGD水平井长度,垂直于井筒的水平方向网格长度为2 m,垂向网格长度为 1 m。设置3个井对,井距75 m,生产井与注汽井相隔5 m。图2为机理模型温度场分布。

图2 机理模型温度场分布Fig.2 Synthetic model temperature field distribution

长湖油田储层为河口湾内受潮汐影响的曲流河沉积,在垂直于古河道方向的物性变化很快。一些井或多或少钻遇了物性较差的储层,影响开发效果。油砂最初成藏时是可流动的,后期由于盖层封闭性差,轻质组分流失,逐渐形成不可流动的沥青。而盖层的封闭性是存在差异的,不同位置的沥青性质也可能存在差异,因此流体性质在平面分布上存在一定不确定性。相渗的不确定性更大,沥青的相渗实验对压力和流量的计量都是很大的挑战。

因此,需要对储层物性参数、流体黏温曲线、相渗曲线及岩石流体热物性参数和生产操作参数进行敏感性分析来评价其影响程度。

储层物性参数包括有效厚度、孔隙度、渗透率和初始含油饱和度。据统计,加拿大采用SAGD开发方式开采的油砂资产常见的储层厚度为10～30 m,平均孔隙度为0.25～0.40,平均渗透率为(2～7)×103mD,油层的初始含油饱和度为0.50～0.85。以累产油为衡量指标,单变量敏感性分析结果显示,在合理取值范围内,储层物性参数敏感程度排序为初始含油饱和度、有效厚度、孔隙度、渗透率和Kv/Kh。

SAGD开发的典型蒸汽腔发育过程包括蒸汽腔向上发育阶段、横向扩展阶段及接触储层边界后向下扩展阶段,分别对应生产曲线的上升期、平台期和递减期。有效厚度、孔隙度和初始含油饱和度直接决定沥青的储量从而影响累产油,但它们对生产曲线形态的影响有明显的差异。有效厚度是蒸汽腔发育到储层顶部的距离,影响上升期的长短。有效厚度的大小决定了蒸汽腔的边界面积(也就是供油面积)大小,因此一定程度上决定高峰产量。孔隙度对产量上升时间和高峰影响较小,而孔隙度越大原油可采储量越大,平台期越长。初始含油饱和度反应孔隙中的油水比例,初始含油饱和度越大,平均热容越小,蒸汽腔发育越快,产油量上升速度和高峰都有所增加；同时,初始含油饱和度越大,可采储量越大,平台期越长。有效厚度、孔隙度和初始含油饱和度敏感性产量曲线如图3所示。

图3 有效厚度、孔隙度和初始含油饱和度敏感性产量曲线Fig.3 Sensitivity analysis of effective thickness, porosity, and initial oil saturation

有效厚度、孔隙度和初始含油饱和度的变化可导致生产曲线形态发生一定变化,但整体仍符合典型Butler生产曲线形态。而敏感性分析结果显示,储层平均渗透率在合理变化范围内可能偏离典型Butler蒸汽腔发育形态及相应的产量曲线形态特征。当渗透率降低时,蒸汽腔的扩展速度降低,高峰产油量也降低。根据机理模型参数设置,当水平渗透率降到2 000 mD时,蒸汽腔发育到储层顶部后的横向扩展由高渗透率时的稳定均匀扩展变为顶部快底部缓慢的不均匀横向扩展,产量曲线在短暂的上升期后达到相对稳定而较低的平台产量,但在很长一段时间内仍在缓慢地上升,生产多年达到一个高点后开始递减。这与实际生产中的一些现象非常相似。长湖油田LL-006-02,LL-006-05和LL-006-13的生产曲线都有类似的特征,如图4所示。根据地质认识,Pad6的优质储层比例较低,局部储层物性较差,平均渗透率较低,模型中显示平均渗透率为3 300 mD,局部储层平均渗透率低于2 000 mD,而其他Pad模型平均渗透率在4 000 mD以上。

图4 渗透率对蒸汽腔形态及产量曲线形态的影响Fig.4 Effect of permeability to steam chamber shape and production curve

当初始含油饱和度降低时,储量丰度降低,高峰产油量和累产油均降低。根据机理模型参数设置,当初始含油饱和度降到55%时,蒸汽腔发育到储层顶部后的横向扩展由向外凸的扩展边界变为向内凹,产量曲线基本没有平台期,到达高峰后马上开始递减。长湖油田LL-006-04的生产曲线有类似的特征,如图5所示。根据地质认识,该井处层间高含水饱和度层较厚,即平均初始含油饱和度较低。

图5 初始含油饱和度对蒸汽腔形态及产量曲线形态的影响Fig.5 Effect of initial oil saturation to steam chamber shape and production curve

敏感性分析结果显示,在合理取值范围内相对渗透率和黏温关系也非常敏感,相对渗透率较低时,生产曲线表现出与低渗透率相似的现象。对于较低的黏温曲线,高峰产量明显升高,平台期相对较短,递减期递减率加快。对于岩石流体热物性参数,顶底盖层热传导系数和储层岩石热容相对敏感。相渗端点值、储层岩石热传导系数、顶底盖层热容、储层岩石压缩系数及储层岩石热膨胀系数影响较小。原油、水和气体热传导系数几乎没有影响。

根据常用热物性参数和长湖油田经验,将数值模拟中用到的油砂储层流体热物性参数进行汇总,见表1。

表1 常见热物性参数取值范围

长湖油田生产操作压力为1.5～4.0 MPa,操作压力的敏感性结果显示,压力对生产曲线形态影响较大,高操作压力下高峰产油量高,平台期短,后期递减快。高操作压力可以更早的将沥青采出,累产油也有所提高。

3 实际模型历史拟合

长湖油田分东区和西区建立了2个地质模型,在地质模型基础上根据地下泄油区(Pad)范围切割粗化成20个模型用于数值模拟。模型沿井筒方向网格尺寸为50 m,垂直于井筒的水平方向网格为2 m,垂向网格为1 m。模型平均网格为60万,每个模型中有5～10个井对。

数值模拟开始之前需要对模型进行检查,去除渗透率为0 mD而孔隙度不为0的网格和边部与其他网格不连通的孤立网格。SAGD注入蒸汽温度在200 ℃以上,原油受热后体积膨胀,这些网格会因为无法泄压导致压力异常并影响模型运算的收敛性,运算速度缓慢,温度和压力场不正常。这也是导致很多SAGD模型计算时间长的原因之一。

模型历史拟合采用日度数据,生产井定产油量生产,注汽井间隔采用定注入压力和定注汽量的方式注入,如图6所示。这样既保证了蒸汽腔压力与实际情况相符,不会出现憋压欠压的情况,同时间隔控制注汽井的注入量可以有效防止全定压注汽方式下井与井之间注汽量差异过大。将定压注汽井的模型注汽量和实际注汽量进行对比,可以用来评价相邻Pad之间的注汽窜流现象。

图6 SAGD井对历史拟合条件设置Fig.6 SAGD well settings in history match

历史拟合中的参数调整包括静态参数调整、流体相渗曲线调整和操作参数调整等。

在Pad6的历史拟合中,初始模拟产油量仅为实际产油量的一半,且其中2个井对的采出程度已经达到80%左右,高于正常油砂采收率水平。分析认为,蒸汽腔已经突破了原来认识的稳定隔层,动用了隔层上部的沥青储量,因此通过提升原始储层顶界,增加了动用储量,同时数值模拟的产量与实际产量更接近,拟合效果更好。在井对3P02的拟合中,该井实际累产油23.1×104m3,初始模拟累产油仅为8.4×104m3。从模型上看在生产井和注汽井之间存在一个低渗层。而实际生产中这个低渗层可能已经被蒸汽绕过,不影响生产,因此在模型中将此区域的渗透率适当提高,注采井间建立了有效连通,该井模型累产油增加至合理产油量。

沥青在达到一定温度后才会流动,SAGD历史拟合中经常会遇到井对初始产油量与实际初始产油量差异较大的现象,除了地质因素也有可能是操作参数的原因。在1P01井的拟合中,通过对比四维地震解释成果图、温度监测数据和模型温度场图可知,部分井段模拟温度低于监测温度,导致模型中初期产油量较低。各生产井之间循环预热的传热效率存在差异,热量的注入速率存在不确定性。初始产油量偏低是因为数值模拟中的电加热速率偏低,导致部分井段井筒周围没有得到充分的预热,初期产油量偏低。可适当增大电加热速率,改善模型预热效果。

经过反复的静动态参数调整后,如果拟合效果仍不理想,根据之前敏感性分析的经验,通过适当调整黏温曲线、相渗曲线和热物性参数通常可以较好地拟合Pad生产数据。

将拟合后的20个含油饱和度场拼接在一起,得到长湖油田的剩余油分布图如图7所示,用于支持单支水平加密井的设计。图中剩余油较富集的Pad已实施了3个期次的加密井,据加拿大行业分析机构RS Energy Group统计结果,长湖油田加密井产能与母井高峰产能的比例为91%,居行业第一。

图7 长湖油田剩余油分布图Fig.7 Residual oil distribution of Long Lake Oilfield

4 单支水平井加密时机

长湖油田于2014年在Pad7N进行了4口单支水平加密井的先导试验,历史拟合工作包含了这批加密井。由于蒸汽腔沿井筒方向发育不均,单支水平加密井钻遇的储层温度延程变化较大,从拟合结果看,加密井离蒸汽腔越近,钻遇储层温度越高,生产后期效果越差,累产油越低。对比加密井延程钻遇温度和延程的产量贡献可知,针对长湖油田,当加密井段钻遇温度高于30 ℃时,经过1个月的循环预热,该加密井可与周围注汽井建立有效注采关系并贡献产量,而任何钻遇温度低于30 ℃的井段在投产前3年均没有产量贡献。数值模拟中LL-010-17井井筒延程温度及延程产油量曲线如图8所示。因此,当预测加密井钻遇温度整体达到30 ℃以上时,加密井井筒延程可以较均匀地贡献产量。

图8 数值模拟中LL-010-17井井筒延程温度及延程产油量曲线Fig.8 Temperature and production along the well of LL-010-17 from simulation

Pad13的单支水平加密井13P08INF井筒主体延程钻遇温度为30～60 ℃,为长湖油田加密井中延程钻遇平均温度最低的井,其转SAGD前的温度测井曲线如图9所示。13P08INF井高峰产油量在31口加密井中排第5名,产量较高。

图9 13P08INF井转SAGD前温度测井曲线Fig.9 Temperature log of 13P08INF before converting to SAGD production

5 结论

该文阐述了长湖油田油砂SAGD开发数值模拟认识及其应用,在研究中得到了以下认识：

1)通过敏感性分析,确定油砂数值模拟中储层物性参数敏感程度排序为初始含油饱和度、有效厚度、孔隙度、渗透率和Kv/Kh,并分析了主要参数对生产曲线的影响机理；

2)根据采用实际油田参数的机理模型结果,渗透率和初始含油饱和度过低时会导致蒸汽腔发育形态偏离典型Butler蒸汽腔形态,从而表现出不同的生产曲线形态特征；

3)通过静态参数、流体相渗曲线和操作参数的调整可以较好地拟合Pad生产数据；通过注汽井注入条件优化可以有效避免模型局部憋压；历史拟合剩余油分布可支持加密井井位筛选和优化；

4)提出了适合长湖油田的合理加密时机,最低单支水平加密井钻遇温度为30 ℃。