过热蒸汽SAGD循环预热模拟及方案优化

2021-07-16林日亿李轩宇王新伟张建亮

中国石油大学学报（自然科学版） 2021年3期

林日亿, 郭彬, 李轩宇, 杨勇, 韩飞, 王新伟, 张建亮

(1.中国石油大学(华东)新能源学院,山东青岛 266580; 2.中国石油集团渤海石油装备制造有限公司辽河热采机械制造分公司, 辽宁盘锦 124209; 3.中国石化集团胜利石油管理局有限公司新能源开发中心,山东东营 257000)

国内外研究结果表明,过热蒸汽在SAGD开发的过程中效果要明显优于湿饱和蒸汽[1-4]。注入过热蒸汽可以明显地缩短预热时间,同时过热蒸汽可以携带更高的焓进入油层中[5-6]。因此采用过热蒸汽预热SAGD井时,注采参数的设计、预热时间以及转入SAGD开采时机等方面与注饱和湿蒸汽均有明显不同[7]。循环预热是指在开采之前利用高温蒸汽对油层进行加热,其中长油管和短油管分别下入到水平段趾端B点和水平跟端A点,长油管负责注入蒸汽,短油管负责采液,两口水平井同时工作,完成预热循环,热量主要靠热传导的方式加热油层,在此过程中,高温蒸汽几乎不进入油层。目前针对循环预热的研究多数集中在参数优化方面。霍进[8]、Guindon[9]和Vanegas等[10]研究了循环预热时注汽温度、压差等注汽参数的影响,未研究蒸汽干度影响。Yuan[11]、Kaiser[12]、席长丰等[13]虽然考虑了蒸汽干度影响,但未研究过热蒸汽对预热效果的影响。Liang[1]和Wu等[14]研究了过热蒸汽在生产阶段提高采收率机制,未研究预热阶段过热蒸汽的效果。目前,过热蒸汽SAGD预热应用于中深层超稠油油藏开采的研究很少。笔者以馆陶H71区块为例,经历史拟合验证模型的准确性之后,通过优化循环预热参数对SAGD的生产进行预测。

1 馆陶组目标区块模型

1.1 馆陶组H71区块开发现状及目标储层特性

馆陶区块的原始油藏压力系数为0.98,为正常压力系统。原始油藏的压力与油藏深度呈正相关,模拟过程中选用馆H71区块进行探究,馆H71于2015年底投产,采用循环预热的方式,馆H71-2为注汽井,馆H71-1为生产井。自1997年10月开采至2016年3月,馆H71区块共投产3口水平井和10口直井,累积产液量为7.59×105m3,累积产水量为5.49×105m3,累积产油量为2.10×105m3[15]。

1.2 馆陶组H71区块地质模型

对馆H71区块共13口井进行数值模拟,模拟过程中精度受网格大小影响。在划分网格过程中,综合考量了准确度和计算速度,最终采用角点网格。x、y和z方向分别划分80、27、310个网格,总计669 600个网格。按照馆H71区块地质结构的特点,深度方向共分为4层,分别为NG4-1 、NG4-2、NG5-1和NG5-2,其模拟网格分别为1～58、59～130、131～226和227～310。

2 油藏数值模型建立

2.1 网格模型

图1为馆H71区块三维网格模型,模拟过程中将现场提供的馆陶组地质模型通过Petrel2016软件进行切割,得到了局部区块网格模型,进而将其导入CMG2012软件中进行模拟计算。

图1 馆H71区块三维网格模型(CMG)

2.2 油藏流体模型

图2为所用模型的具体参数,包括油藏含水饱和度、含油饱和度、地层压力以及模拟某天的温度场。由图2可知，油藏的平均含油饱和度较高，地层非均质性明显；地层底部的压力约为7 MPa。图2(d)展现了馆H71区块模拟某天的温度分布，在模拟过程中地层已充分预热，温度场形成了良好的热连通，对H71井组影响较大的杜84-馆H50周围注汽井热连通比较明显。

图2 馆H71区块油藏初始情况

2.3 物理性质

杜84馆陶区地表原油密度为0.993 1 g/cm3,原油黏度为302 943 mPa·s(50 ℃),凝固点为28.4 ℃,含蜡2.1%,胶质沥青质57.1%,初馏点为264.9 ℃,黏温曲线如图3所示。

图3 原油黏-温曲线

储层岩石的物性主要包括相对渗透率和岩石压缩系数[16]。在计算过程中水和油的相对渗透率分布规律如图4所示。图5、 6分别为模拟过程中地层的动态孔隙度和渗透率分布。

图4 相对渗透率曲线

图5 馆H71区块孔隙度分布

图6 馆H71区块渗透率分布

3 馆陶组开发历史拟合

油藏地质模型建立完成后,需要对比实际的现场数据进行历史拟合,从而对所建立的模型进行修正和优化,使其预测结果更准确,更有效地预测井下流体的分布与生产动态[17]。

3.1 拟合指标

数值模拟的拟合过程中,注入井保持固定注汽量,生产井保持固定产液量[18-19],拟合过程以馆H71区块内杜84-馆H71-1井为例,拟合全区指标。杜84-馆H71-1的日产量和累积产量历史拟合情况见图7、8。

图7 杜84-馆H71-1日产量历史拟合情况

图8 杜84-馆H71累积产量历史拟合情况

3.2 历史拟合质量评价

表1为历史拟合结果,与油田实际数据相比,模型累积产油量、产水量的拟合精度分别达到97.77%、99.15%,证明该模型的准确度较高,具有较强的预测能力。

表1 馆陶H71全区历史拟合结果

4 历史拟合模拟结果

4.1 剩余油分布

杜84馆陶H71区块在历史拟合结束时间点全区剩余油分布情况如下:原始储量、剩余储量和累积产油量分别为196.15×104、175.61×104和20.54×104t,累积产水量和累积注汽量分别为55.38×104和110.20×104m3,综合含水率为72.94%,采出程度为10.47%。平均含油饱和度约为0.54,还有巨大的开发空间。和历史拟合结束时,杜84-馆H71-1和杜84-馆H71-2两口水平井刚投产不久,馆H71双水平井组周围的剩余油分布较高。区块边缘未布置生产井组,边缘剩余油富集,层间的剩余油存在差异,如图9所示。

图9 拟合结束时的含油饱和度

4.2 温度场分布

由本区块馆H71双水平井组周围温度场(图10(a))及全区温度场分布(图10(b))可以看出,蒸汽腔扩展面积随着开发时间增加[20],在历史拟合结束时,温度场已基本形成热连通。其中对H71井组影响较大的杜84-馆H50周围注汽井热连通比较明显,温度场对目标井组有一定的影响, SAGD循环预热计算就是以拟合结束时的温度场为基础,进行馆陶H71区块双水平井的SAGD循环预热研究。

图10 馆陶H71区块温度场分布

5 循环预热参数优化方案

5.1 循环预热方案设计

循环预热的理想状态是蒸汽从水平井趾端进入井筒,蒸汽的潜热通过热传导传递给油藏,冷凝后的水被采出,该过程在两口水平井之间实现热连通,达到SAGD生产的预热要求。

通过结合国内外普通湿蒸汽注汽循环预热模型建立了过热蒸汽SAGD双水平井循环预热模型[11,21],并对辽河油田杜84-馆H71水平井循环预热进行计算。模拟过程采用参数如下:油管内、外径分别为50和89 mm,采油管柱内、外径分别为100.50和114.00 mm,套管内径为313.58 mm,地层热扩散系数为0.086 4 m2/d,地层导热系数为1.73 W/(m·K),水泥环和隔热油管导热系数分别为1.75和0.08 W/(m·K),水泥环外径为444.5 mm。

循环预热井底压力控制在不高于油藏压力0.5 MPa为宜[21],故选取井底A点压力为5.5 MPa。模型中计算了不同注汽流速、干度条件下,水平井段干度损失情况。循环模拟中主要考虑因素为:①所注入蒸汽与地层充分换热;②循环返回流体入泵前转变为液态。模型计算结果如表2所示。

由表2可知,在相同注汽速度条件下,随井底干度增加,环空返液发生相变点逐渐延后,当注汽速度为80 t/d,井底干度为0.7时环空返液在A点干度刚好大于0,为较理想状态。

表2 馆陶H71循环预热模拟水平段结果

当井底A点干度相同时,随着注汽速度增加,环空返液相变点逐渐延后,综合考虑井口注汽状态,优选注汽速率80 t/d,注汽井底干度0.7、0.8、0.9三组数据进行进一步模拟。同时结合现场实际及返回A点干度反算至井口。

SAGD蒸汽循环预热优化的参数主要包括蒸汽干度(过热度)、注汽速率以及注汽压力等。根据油藏工程方案的要求以及馆陶H71区块的油藏参数,分别进行了等注汽量和等注汽焓值2种情况下的注采参数设计,如表3所示,且注采比为1∶1。

表3 馆陶H71循环预热注采参数方案设计

5.2 模拟结果与分析

结合表3对馆陶H71区块进行了循环预热方式的数值模拟,预测模拟从2016年3月12日开始,针对井底蒸汽干度分别为0.7、0.8、0.9三种情况进行对比。经过数值模拟计算,在进行循环预热9个月(不包含历史生产的3个月)之后,杜84-馆H71-1和杜84-馆H71-2两口水平井之间的有效热连通已经建立,油藏温度场上升明显,基本控制在80～100 ℃,储层的压力降低至约3 MPa,基本进入SAGD的开采阶段。

图11为SAGD蒸汽循环预热结束时的剩余油分布。由图11可见,3种不同注汽情况下剩余油饱和度相差不大,这主要是因为在循环预热阶段,采收液几乎都为冷凝水。当注汽焓值相等时,结果相差不大[13]。

图11 馆陶H71区块循环预热(等注汽量)结束时剩余油分布

图12为馆陶H71区块循环预热(等注汽量)结束第18层JK截面温度分布。可以看出,随着井底蒸汽干度增大,蒸汽腔温度升高且蒸汽腔扩展面积明显增大,说明过热蒸汽对油藏的加热效果更为显著。

图12 馆陶H71区块循环预热(等注汽量)结束时第18层JK截面温度分布

在等注汽量和等注汽热焓情况下,注过热蒸汽和高干度蒸汽的日产液量(注采比1∶1)都相等,日产油量、含水率相差不大,但注过热蒸汽(指地面参数)的日产油量一般偏高,含水率一般偏低,注过热蒸汽的累积采油量稍有增加。等注汽热焓下干度影响的差距缩小。不同蒸汽品质注入之后的模拟结果如表4所示,其中最终含水率给出的是杜84-馆H71-1的最终含水率,其余参数均为两口水平井之和,对比判断给出较优的注采参数组合。

表4 馆陶组循环预热开发效果评价

由表4可知,经过相同的循环预热时间,等注汽量情况下,注入过热蒸汽时,两水平井之间的平均温度以及累积采油量均明显提高。等注汽焓值的情况下,过热蒸汽采油效果反而没有湿蒸汽好,但井间温度仍然更高,累积采油量相差不大,杜84-馆H71-1的最终含水率相差无几,这是因为SAGD循环预热阶段以蒸汽腔扩展为主,采油量很少。

另外,循环预热过程中,井间温度随着开发时间上升,以井间平均温度达到90 ℃为例,对比注入不同蒸汽品质使井间温度达到90℃所需时间(不包含历史生产的3个月)及相应的注汽量和燃料消耗,如表5所示。

由表5可知,以井间平均温度场达到90 ℃时为准,等注汽量和等注汽焓值(日注汽)两种情况下,过热蒸汽比高干度蒸汽所需时间更短,且两种情况下皆是过热度15 ℃的过热蒸汽燃料费用最高。过热度61 ℃的过热蒸汽燃料消耗费用最低,分别是1 312.12和1 339.5万元。