油砂SAGD开发后期转火驱数值模拟

王泰超 ，朱国金 ，田冀 ，王凯 ，吴昊

（1.中海油研究总院，北京100028；2.海洋石油高效开发国家重点实验室，北京100028）

油砂SAGD开发后期转火驱数值模拟

王泰超1，2，朱国金1，2，田冀1，2，王凯1，2，吴昊1，2

（1.中海油研究总院，北京100028；2.海洋石油高效开发国家重点实验室，北京100028）

当蒸汽辅助重力泄油（SAGD）开发进入平台期末时，日产油量降低，汽油比急剧升高，在蒸汽腔发育的楔形区域存在大量剩余油，造成热量的损失，并降低了开发的经济性。文中提出了SAGD开发后期转火驱的接替方式，基于加拿大某油砂区块储层、流体特征建立数值模拟机理模型，将蒸汽腔波及至油层顶部边缘位置时作为转火驱的开发时机，利用在SAGD井两侧添加的垂直注气井排与原水平生产井分别作为火驱开发的注、采井，对转驱开发进行油藏数值模拟研究。结果表明：转驱开发分为4个阶段，即气驱次生水期、火驱见效期、火驱稳产期以及产量递减期；转驱采出程度达到20.9%，平均空气油比仅为788m3/m3，最终采收率达到82.1%。该研究对于油砂高效开发具有积极的推动作用。

油砂；火驱；数值模拟；SAGD；平台期

0 引言

火烧油层又称火驱采油技术（简称火驱），是世界上最早开展的热力采油技术之一，自20世纪60年代以来，罗马尼亚、印度、前苏联以及美国等多个国家进行了大规模的矿场试验以及工业化应用［1-4］。在我国，火驱技术主要应用于注蒸汽后的油藏提高采收率，是稠油、特稠油开发重要且经济的接替技术［5-7］。然而，绝大多数火驱矿场试验采取直井井网，但采用该井网开采超稠油很难取得良好的经济效益。近年来，一些火驱开采超稠油的技术，例如 COSH［8］，THAI［9-10］，虽均为国内学者认可，但由于操作以及安全等因素，并未在矿场得到成功应用。

蒸汽辅助重力泄油（SAGD）是一种适用于开采油砂的技术［11-12］。L项目位于加拿大西南部阿尔伯塔省，自2003年开始进行SAGD开发矿场试验，2006年起扩大试验规模，截至2016年底，已有127对注、采井投产，采出程度达到28.6%。在SAGD开发过程中，当蒸汽腔扩展至油层顶部边缘位置时，生产特征逐渐表现为日产液量、日产油量降低，汽油比、产出液含水率升高［13］，这使得SAGD开发热利用率降低，经济效益变差，因此，需要有效的接替技术改善SAGD开发末期的生产状况［14-15］。本文提出了SAGD开发末期转火驱技术，分析了SAGD不同开发阶段油藏温度、含油饱和度的变化规律，确定了合理的转驱时机及井网井型。利用油藏数值模拟技术，总结了火驱开发的生产特征，对火驱开发效果进行了评价。

1 双水平井SAGD开发生产特征分析

为了分析油砂SAGD开发不同阶段生产特征，本文根据L项目某油砂区块油藏参数（见表1），建立数值模拟机理模型。数值模拟器选择加拿大商业软件CMG（版本 2015.10）的STARS模块，模型网格数为49×100×25=122500个，网格步长为2 m×7 m×1 m。

表1 L油砂区块油藏参数

从模拟结果（见图1）看，SAGD开发可分为吞吐预热期、蒸汽腔上升期、平台期以及产量递减期4个阶段。

图1 SAGD开发生产特征曲线

阶段间转换与蒸汽腔的发育情况有关（见图2。IK方向即垂直于水平井轨迹方向）：在经过90 d吞吐预热后，注、采井间形成热连通，产出液含水率超过75%，表明吞吐预热过程中注入的蒸汽冷凝后流入生产井；在生产阶段，随着蒸汽的注入，蒸汽腔不断向油层顶部发育，被加热的原油通过重力作用不断流入生产井，产出液含水率、产油量逐渐升高；产量上升期持续480 d后，蒸汽腔发育至油层顶部，开发进入平台期，此时随着蒸汽的注入，日产油量、汽油比基本保持在一个定值。截至平台期结束，SAGD共生产2974 d，采出程度达到61.2%。当蒸汽腔发育至油层顶部边缘位置时，进入产量递减期，蒸汽热损失逐渐增加，表现为日产油量开始下降，产出液含水率及瞬时汽油比急剧上升。

图2 不同时期SAGD开发温度场及含油饱和度场（IK方向）

2 SAGD开发后期转火驱研究

2.1 可行性分析

超稠油在油层条件下流动性较差，这为火驱开发带来了很大的挑战。到目前为止，行之有效的方法主要有2种：一种是将火驱应用于注蒸汽开发后的油藏，注蒸汽后原油黏度成指数形式下降，为烟道气驱提供了有利的流动条件［16］；另一种方法是利用直垂组合（THAI）井网，使被加热的原油具有更短的泄油通道。但是对于THAI技术井网而言，最大的问题是水平生产井氧气含量难以控制，一旦氧气随着高温可动油进入生产井，会在地层中形成大范围的原始油区并且烧毁水平井，这给工程实施带来了很大风险［17］。

根据前文研究结论，当SAGD开发进入平台期末时，日产油量降低，产出液含水率以及瞬时汽油比升高，SAGD开发经济性变差，而火驱开发具有高原油采收率、低能耗等优势，在燃烧前缘推进的过程中日产油量以及含水率保持在较稳定的水平，适用于注蒸汽后的油藏提高采收率。然而，若在蒸汽腔尚未波及至油藏边缘位置时转驱，SAGD井对间热连通尚未建立，原油流动性较差，不利于火驱开发长距离泄油。

从图2可以看出，SAGD开发进入平台期末，即蒸汽波及至油藏顶部边缘位置时，蒸汽已波及区域温度达到210℃，蒸汽腔前缘温度大于110℃。从图3a可以看出，绝大部分原油黏度已经低于1000 mPa·s，原油具有一定的流动性；从图3b可以看出，蒸汽扫过的区域含油饱和度依然大于0.2，考虑到火驱燃料消耗量通常为原始含油饱和度的5%～10%，剩余油可以满足燃料的供应需求。

图3 平台期末原油黏度场及含油饱和度场（IK方向）

此外，蒸汽腔楔形位置边缘富含剩余油，在此位置部署注气井有利于燃烧前缘的启动，并且可以利用原SAGD开发的垂直观测井作为注气井，节省了钻井成本；与此同时，利用原水平生产井作为转驱开发的生产井，可以增大火驱过程中原油的泄油面积。因此，平台期末——即蒸汽腔发育至油层顶部边缘位置时，是转火驱开发的最佳时机，采用垂直注气井排与水平生产井组合的井网是火驱开发有效的井网模式。

2.2 生产特征

根据以上研究结果，利用原水平生产井作为火驱开发生产井，在生产井两侧分别部署垂直注气井7口，注气井间距100 m，注、采井距49 m（见图4）。数值模拟控制注气井最大注气压力3MPa。为最大程度地降低空气超覆影响，注气井在油层的中部及底部射开。

图4 转驱开发井位部署示意

将SAGD平台期末油藏温度场、含油饱和度场、油藏压力场作为火驱开发的初始属性场。根据流体特征，建立包括水、重质油、轻质油、二氧化碳、溶解气、氮气、氧气以及焦炭共3相8个组分的数值模拟模型。火驱数值模拟过程中，燃烧主要由4个反应控制——重质油裂解、重质油燃烧、轻质油燃烧、焦炭燃烧。

从火驱数值模拟结果（见图5）可以看出，转驱开发可以分为4个阶段：第1阶段为气驱次生水期。由于SAGD开发末期油藏含水率较高，油藏压力较大，随着空气的注入，原蒸汽波及区域冷凝的次生水逐渐沉降，注、采井间形成泄水通道，残存在地层中的次生水不断被空气及燃烧产生的烟道气挤占孔隙位置而驱出，产出液含水率逐渐增大。第2阶段为火驱见效阶段。在经过约100 d的“气驱水”过程后，产出液含水率达到峰值，进入火驱见效阶段。在这个阶段，由于大部分SAGD开发产生的次生水已经被驱出，因此日产油量开始逐渐升高，产出液含水率也从56.8%下降至23.0%。第3个阶段为稳产期。这个阶段表现出了火驱的高温燃烧特征，产出液含水率以及日产油量保持在一个稳定的水平。产出液含水率稳定在22%～24%，平均日产油量约为92.0m3，峰值日产油量可以达到93.8m3，与SAGD开发平台期平均日产油量基本持平，是转驱前日产油量的1.5倍。第4阶段为产量递减期。稳产期持续425 d后进入产量递减期。在这个阶段日产油量逐渐下降，产出液含水率逐渐增大，这是由于燃烧前缘逐渐推进至生产井或者氧气从生产井突破所导致。同时为了降低油藏压力，保证安全生产，模型中降低了注气井的注气速率。当氧气从生产井突破时（产出端氧气质量分数大于3%），模型停止运算。整个火驱过程持续1000 d，采收率可以达到20.9%，累计空气油比为788m3/m3，加之SAGD平台期末61.2%的采收率，最终采收率可以达到82.1%。

图5 转驱开发生产特征曲线

3 结论

1）根据对SAGD开发典型生产特征研究后得出结论：蒸汽腔发育至油层顶部边缘位置时，水平注、采井两侧形成热连通，超稠油黏度明显下降，是转火驱的最佳时机。推荐采用原水平井两侧部署的垂直注气井排与原水平生产井作为火驱开发的注、采井。

2）火驱数值模拟结果表明，转驱开发分为4个阶段，即气驱次生水期、火驱见效期、火驱稳产期以及产量递减期。截至关井时，转驱采出程度可以达到20.9%，空气油比仅为788m3/m3，最终采收率可以达到82.1%。

3）本研究结果对提高油砂开发采收率以及水平井火驱的合理利用开辟了新思路、新方法。SAGD开发后期转火驱技术以及水平井火驱的注采工艺研究可能是油砂开发的主要攻关方向。

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（编辑 李宗华）

Numerical simulation of fire flooding for later SAGD development of oil sand

WANG Taichao1，2,ZHU Guojin1，2,TIAN Ji1，2,WANG Kai1，2,WU Hao1，2
(1.CNOOC Research Institute,Beijing 100028,China;2.State Key Laboratory of Offshore Oil Exploitation,Beijing 100028,China)

The daily oil production decreases and the steam oil ratio increases sharply when the steam assisted gravity drainage(SAGD)comes into its later stage with great residual oil existing in the wedge zone,resulting in the loss of heat and the reduction of the economic gain.This paper proposes a new method,turning to in-situ combustion(ISC)in the later SAGD.Firstly,a numerical model was established on the basis of reservoir and fluid parameters from a block in Canada,and the time when the steam chamber spreads to the edge of the SAGD well pair pattern is determined to be the optimum time to turn to ISC for the typical reservoir.Taking the adding vertical wells as air injection on both sides of the SAGD well and horizontal well as production well,the numerical simulation was studied.The results show that the development of in-situ combustion is divided into 4 stages:the period of gas driving,the response period of battle line,the period of stabilized production and the production decline period.Another 20.9%of the OOIP can be obtained in the ISC stage,with the air oil ratio of 788m3/m3,and the ultimate oil recovery of the reservoir is 82.1%.The study of in-situ combustion has a positive effect on the development of oil sand.

oil sand;in-situ combustion;numerical simulation;SAGD;platform period

国家科技重大专项课题“海上稠油热采技术”（2016ZX05025-004）；国家科技重大专项专题“油砂SAGD开发地质油藏评价及方案优化技术”（2016ZX05031-003-004）

TE345

A

10.6056/dkyqt201706022

2017-04-28；改回日期：2017-09-12。

王泰超，男，1989年生，工程师，硕士，2015年毕业于中国石油大学（北京）油气田开发工程专业，现从事稠油热采科研与生产工作。E-mail：wangtch3@cnooc.com.cn。

王泰超，朱国金，田冀，等.油砂 SAGD 开发后期转火驱数值模拟［J］.断块油气田，2017，24（6）：836-839.

WANG Taichao，ZHU Guojin，TIAN Ji，et al.Numerical simulation of fire flooding for later SAGD development of oil sand ［J］.Fault-Block Oilamp;Gas Field，2017，24（6）：836-839.