海上深层块状特稠油SAGD开发三维物理模拟实验研究
2019-05-17张风义廖辉杨东东吴婷婷葛涛涛杜春晓耿志刚
张风义 廖辉 杨东东 吴婷婷 葛涛涛 杜春晓 耿志刚
中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海石油研究院
LD油田位于渤海北部海域,含油层段为明化镇及馆陶,油藏埋藏深(900~1000 m),油层厚度大(30~50 m),地层压力高(原始油藏压力10.4 MPa),地层条件下原油黏度大(47 ℃时黏度为50 000 mPa·s),且隔夹层发育,带有底水,油藏模式复杂,是典型的深层块状特稠油油藏。对于这一类型油藏,国内外无开发先例借鉴。稠油油田开发常用的蒸汽辅助重力泄油技术(steam assisted gravity drainage,SAGD)适用于埋深较浅的油藏,国内应用该技术的埋深不超过600 m,加拿大一般也仅为200~300 m[1-6]。LD油田埋深远超过该技术的应用埋深,目前工艺技术在原始油藏条件下难形成高干度的蒸汽腔,无法直接采用SAGD开发。因此,该油藏如何开发意义重大。针对这一问题,根据LD深层特稠油油田地质油藏条件,利用物理模拟实验手段,建立了三维物理模型,对该块状稠油油藏热采模式进行了探索,研究了流体与油藏岩石在高温高压下的相互作用,不同SAGD热采条件下蒸汽腔发育规律,找出了适合海上深层厚层特稠油油藏热采开发技术,为LD油田的开发提供了决策依据,同时也为海上同类油田的开发提供了借鉴。
1 实验设计
1.1 物理模型建立
相似比例模化物理模型是研究稠油热采的有效手段。为更好地研究流体与油藏岩石在高温高压下的相互作用,以及蒸汽腔在油藏作用下的发育规律[8],通过相似准则,利用几何相似、物理相似、时间相似[4],将现场尺度油藏原型转化成实验室尺度油藏模型,建立如图1所示的高温高压双水平井三维比例物理模型[7-11],模型与原型的相似比为1∶250(见表1)。实验使用露头砂填制模型,模型采用正方形比例模型,内尺寸为400 mm×400 mm×400 mm(长×宽×高),模拟长200 m,厚40 m的油藏单元,填砂后孔隙度为32.6%,渗透率为3000 μm2。实验所用油样为LD矿场原油。实验装置主要包括填砂模型、恒温箱、温度和压力采集系统、蒸汽发生器、N2气瓶、CO2气瓶、柱塞泵、活塞容器等。
1.2 实验条件
设计了2种开发模式的评价实验,通过两组实验的对比来优选适合深层块状稠油油藏的开发模式。第1种开发评价实验采用加拿大SAGD模式,设计了循环预热后直接SAGD开发方案;第2种开发评价实验考虑该油田原始油藏压力较高,为充分利用低压下蒸汽的优势,降低对海上注热工艺技术要求,设计了先期蒸汽吞吐降压后期转SAGD开发方案。
方案(1):直接SAGD开发模式(即高压SAGD):循环预热阶段蒸汽注入温度300 ℃,蒸汽干度高于70%,蒸汽流量30 mL/min,井间温度超过80 ℃转SAGD生产;SAGD生产阶段蒸汽注入温度300 ℃,蒸汽干度高于70%,生产井出口压力控制为10 MPa,略小于原始油藏压力。
方案(2):蒸汽吞吐降压后转SAGD开发模式(即低压SAGD):吞吐阶段蒸汽注入温度300 ℃,蒸汽干度高于40%;第1轮次出口压力控制为8 MPa;第2轮次出口压力控制为6 MPa;第3轮次出口压力控制为3 MPa;SAGD生产阶段蒸汽注入温度250 ℃,蒸汽干度高于70%;生产井出口压力控制为3 MPa。
2 实验结果分析
2.1 生产特征对比
实验结果(见图2 )表明,蒸汽吞吐后转SAGD(低压条件)产油量变化特征明显分为上升、平稳、下降3个阶段,对应开发过程为:汽腔上升、汽腔水平扩展、汽腔侧向扩展,最终采出程度为54.7%;但循环预热后直接SAGD(高压条件),开发过程阶段不明显,同时产量平稳期较低压SAGD模式短,迅速进入递减阶段,最终采出程度仅为34.9%,比低压SAGD开发模式低19.8%。主要是因为蒸汽在低压下体积大、热焓值高,利于蒸汽腔发育,而在压力较高条件下,蒸汽的比容降低,影响了蒸汽腔发育范围。此外,饱和热水热焓增大,采出热量增多,热效率降低,开发效果变差。
2.2 蒸汽腔发育规律对比
图3和图4分别为低压条件与高压条件下SAGD的生产阶段对应的蒸汽腔发育状态图。由图3和图4可知:产量上升阶段、持续稳产阶段、产量下降阶段分别于与蒸汽腔向上发育阶段、横向扩展阶段、蒸汽腔下降阶段对应;高压条件下,相同阶段SAGD蒸汽腔的发育范围较小,汽腔的横向发育慢,即蒸汽腔的水平发育阶段时间少,呈现峰值产油量很快下降的现象。
2.3 累积油汽比对比
图5为吞吐转SAGD及直接SAGD的累积油汽比(OSR)与注入孔隙体积倍数对数值(ln(PV))的对比关系曲线,为将预热阶段的油汽比变化特征考虑在内,将蒸汽吞吐阶段的相应数据添加至统计关系中。
由图5可知,两种开发模式下累积油气比曲线均表现出明显的3段式分布规律,即:上升阶段、缓慢下降阶段、快速下降阶段,且吞吐转SAGD累油气比明显高于循环预热SAGD,说明低压条件下更有利于蒸汽腔发育,提高蒸汽利用率,增加原油产量,改善块状稠油油藏开发效果。
2.4 累产油量对比
图6和图7为吞吐降压转SAGD与循环预热直接SAGD两种开发模式下累积注入量、累积产液量与累积产油量的变化关系。由图6可知,曲线的后半段呈现明显的直线关系。相同注入量下,直接SAGD开发,最终采收率达到34.9%,而吞吐转SAGD,最终采收率为54.7%。主要是因为直接SAGD开发时,蒸汽比容降低,相同阶段SAGD蒸汽腔的发育范围较小,汽腔的横向发育慢,即蒸汽腔的水平发育阶段少,影响了波及范围,开发效果变差。此外,通过对比两曲线趋势可知,纯油藏循环预热SAGD的曲线斜率明显高于纯油藏吞吐转SAGD的曲线斜率,说明蒸汽腔发育到一定程度后,相同采出程度时,高压SAGD需消耗更多的注入蒸汽,同时产出更多的液体(见图7),而产出液温度也较高,需要投入更大规模产出液处理设施,同时对设施耐温级别要求也更高,经济性差,相反低压SAGD蒸汽耗费量则更小。综合分析,该油田选用蒸汽吞吐降压后转SAGD模式开发效果更好。
3 结论
(1) 采用先期蒸汽吞吐降压再转为SAGD接替的热采方式可有效利用蒸汽在低压下体积大、热焓值高的物理特点,充分发挥SAGD热采优势,其最终采收率最高,比直接在原始油藏压力下采用SAGD开发模式采收率提高19.8%。
(2) 油藏埋深大(>600 m),地层压力高的油藏不宜直接SAGD开发,宜采用先期蒸汽吞吐降压再转为SAGD的开发方式。
(3) 研究认为,海上深层块状特稠油油藏LD油田适合采用先蒸汽吞吐降压,再适时转SAGD的开发模式。