中深层稠油油藏sagd开采技术

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中深层稠油油藏SAGD开采技术摘要：针对辽河油田曙一区中深层稠油油藏开发现状及存在问题，通过多年的室内研究与实验、联合攻关和不断创新，形成了较为完善的SAGD注汽、举升和动态监测等一系列工艺技术，为保证辽河油田持续稳产提供了强大的技术支持。关键词：SAGD；注汽；举升；监测1曙一区杜84块基本情况1.1油藏概况曙一区构造上位于辽河盆地西部凹陷西部斜坡带中段，东邻曙二、三区，西部为欢喜岭油田齐108块，南部为齐家潜山油田，北靠西部突起，为倾向南东的单斜构造，油藏埋深530m-1100m。主要有杜84块和杜229块两个SAGD开发区块，总探明含油面积8.7km2，已动用3.5km2；总探明地质储量7708×104t，已动用3561×104t。该块主要具有以下地质特征：1)断块整装，构造形态简单；2)受沉积环境影响，各层组油层发育差异大；3)储层胶结松散、物性好，为中-高孔、高渗-特高渗储层。；4)边、底、顶水活跃，油水关系复杂；5)油层埋深浅，原始地温低；6)原油性质差，属超稠油。地面脱气原油20℃时密度一般大于1.0g/cm3，50℃时粘度一般在16～23×104mPa•s，地层温度为38～45℃，原始地层条件下不能流动。表1-1曙一区超稠油油藏基本参数指标杜229块杜84块兴隆台油层馆陶油层兴Ⅵ组油层深度，m840-1100530～640660～810连续油层厚度，m10～2011250～70孔隙度，%32.236.327渗透率，μm21.485.541.92含油饱和度，%>60>60>60地层温度下原油粘度，104mPa•s5～723.216.81.2开发现状目前，辽河油田杜84块超稠油SAGD已开发26个井组，其中先导试验区8个井组，扩大18个井组。其中，直井与水平井组合22个井组，双水平井组合4个井组。26个井组SAGD阶段累积注汽505.42万吨，累积产液478.91万吨，累积产油100.76万吨，累计油汽比0.199，累计采注比0.948。截止到2010年6月17日，SAGD开发日注汽5850吨，日产液8242吨，日产油1510吨，含水81.7%，瞬时油汽比0.26，瞬时采注比1.41。年注汽119.7万吨，年产液141.8万吨，年产油26.5万吨，年油汽比0.22，年采注比1.18（见图1-1）。6 图11曙一区超稠油综合开采曲线2SAGD开采基本原理及过程蒸汽辅助重力泄油是以蒸汽作为热源，依靠沥青及凝析液的重力作用开采稠油。蒸汽从上面的注入井注入油层，注入的蒸汽向上及侧面移动。向上扩展速度比向侧面扩展快，最后向上的扩展受到了油藏顶部的限制，于是向侧向扩展。SAGD开发分为预热阶段和SAGD操作阶段，在进入SAGD操作阶段前，为了在注汽和采油井之间建立一个统一的热连通，缩小井间压差。从而花费最短的时间转入SAGD生产，一般要采取预热的方式建立热连通。预热的方式有两种：蒸汽吞吐预热和循环预热。循环预热是指高温蒸汽在不进入油层（或极少量进入油层）的情况下加热油层，蒸汽仅在水平井内循环一圈，故称循环预热。对于浅层超稠油油藏，由于油层埋藏较浅（一般200-300m），油藏具有一定的能量，国外SAGD水平井循环预热方式一般采用真空隔热管或油管下至水平井脚尖处进行注汽，油套环形空间返液，这种方式工艺比较简单，实现循环预热工艺难度较小。而辽河油田SAGD预热阶段最先采用的是蒸汽吞吐预热方式，即在转SAGD前，对水平井进行2～3轮次的蒸汽吞吐预热，在注采间形成连通。由于蒸汽吞吐水平井段油层受热不均，易造成水平段油层动用不均、单点突进、双水平井井间连通均匀程度差等问题。针对这些问题，辽河油田选择在杜229块开展了双水平井循环预热试验（见图2-1），并取得了较好的试验效果。图2-1双水平井SAGD循环预热示意图6 循环预热与吞吐预热方式相比具有以下优点：一是利于水平段沿程受热比较均匀；二是循环预热较吞吐预热地层存水量少；三是循环预热较吞吐预热更有利于均匀加热双水平井井间冷油区；四是循环预热与吞吐预热相比，能够使水平段温度持续保持在200℃以上。63SAGD开采工艺及配套技术图3-1球形汽水分离器3.1注汽工艺技术3.1.1高效汽水分离技术针对高干度注汽难的问题，研发了高温高压球形汽水分离器（见图3-1），采用旋风分离筒分离汽水，分离效率高，实现了出口蒸汽干度从75%提高到99%（见表3-1），使中深层稠油注汽工艺技术取得重大突破。表3-1不同测试方法所测蒸汽干度值序号测试方法监测内容蒸汽流量，t/h锅炉出口干度，%分离后蒸汽干度，%1钠度计法（PNa电极法）Na+1776～78〉992光谱分析法Na+、K+1774～80100图3-2间歇注汽管柱3.1.2间歇注汽技术该注汽管柱采用改进的蒸汽驱注汽管柱（见图3-2），即：隔热管接箍密封器+真空隔热管+压力补偿式隔热型伸缩管+热敏封隔器+Y441卡瓦封隔器+喇叭口。现场应用表明,该管柱密封性能和隔热效果良好，经测试注汽井套压基本保持为零，井底干度可达70%以上。该管柱具有以下特点：（1）隔热效果好，在先导试验注汽井中，测试的井下600m处蒸汽干度可以达到79%左右。6（2）实现了间歇注汽，间歇注汽管柱耐温350℃，耐压17MPa，实现间歇10轮次、间隔2个月以上的长效密封；直井间歇管柱使用寿命可达3年以上。（3）配套工具寿命长，伸缩管压力密封补偿、长效密封器防回弹、金属包裹密封件、Y441封隔器弹性密封补偿的设计保证变温变压状态下的反复密封。3.1.3提高水平段动用程度注汽技术目前辽河油田稠油水平井均采用筛管完井，注汽过程中采用笼统方式注汽，由于水平井的水平井段比较长，受油层非均质及周边油井生产的影响，造成蒸汽局部突进、水平段动用不均。根据监测资料，水平井水平段动用不均的井约占80%，脚跟部分动用较好，温度上升较大，但脚尖部分动用较差。为此，先后开展了提高水平段动用程度注汽技术：水平井分段注汽和双管注汽技术的研究与试验。目前，6 国外主要采取同心双管和平行双管注汽的方式来缓解水平段吸汽不均的问题，而辽河油田主要采用同心双管注汽管柱（见图3-3）来解决水平段吸汽不均匀的问题，这主要是因为平行双管注汽管柱需要的套管尺寸大，需要配套相应的井口，成本高、作业程序繁琐。6图3-3同心双管注汽管柱示意图63.2举升工艺技术针对高温大排量举升难的问题，研发了机、杆、泵系列化新型产品。3.2.1新型塔架式抽油机与国外对比，冲程从6米增加到8米，冲次为0.1～4r/min，载荷由16吨提高到22吨，系统最大理论排量可达709吨/天。3.2.2耐高温大排量抽油泵针对进口大泵脱接器性能不稳定和成本高的问题，研制了符API规范要求的φ95、φ108、φ120、φ140系列耐高温大泵，泵径从70毫米增加到140毫米，耐温从150℃提高到300℃。现场施工10井次(SAGD高温井2井次），泵效达60%以上。重点对脱接器进行了改进，设计了剪切力释放缩径，解决了大载荷下反复脱接时发生的破坏性变形问题，实现杆柱脱接技术可靠性高，稳定性优于进口技术。6图3-4塔架式抽油机图3-5SAGD大排量泵`6 表3-2大泵理论排量表冲程×冲次Φ120mm理论排量Φ140mm理论排量8×1130.24177.288×2260.48354.568×3390.72531.848×4520.96709.1263.3动态监测工艺SAGD开采过程中监测系统的建立和完善是保证开采效果和成功的关键。现场监测的关键参数包括：（1）注入井井口蒸汽干度、温度、压力，井底温度、压力、干度、吸汽剖面；（2）生产井井下温度和压力实时监测、生产井动液面监测、生产井井口温度和压力、入泵处温度和压力；（3）观察井温度剖面、压力监测；3.3.1水平生产井井底温度、压力动态监测技术水平生产井井底温度、压力动态监测技术，通过对SAGD水平生产井多点温度、压力实时监测，及时了解泵入口流体的状态以及蒸汽腔的形成情况，为及时调整注汽参数和生产参数提供可靠依据。水平生产井井底温度、压力动态监测技术，应用毛细管传压、热电偶测温原理，将多组毛细管和多组热电偶电缆按照测试设计方案预制在Φ25mm连续油管内，利用连续油管车将连续油管下在Φ48mm导管内，以保证起下抽油泵时不会损坏连续油管，连接地面数据采集系统，可直接准确了解井下个监测区域的温度、压力的动态，为随时调整生产参数提供依据。该技术目前可对入泵处和脚尖两处温度－压力、水平段六处温度进行实时监测。6图3-6水平生产井井底温度、压力实时监测原理图63.3.2光纤测温、测压技术光纤是一种新型传感材料，具有耐高温、无迟滞、精度高、长期使用稳定、传输为光信号（无电信号）安全、防爆等特点，非常适合稠油高温测试条件，适合高温观察井、注汽井、生产井监测的光纤温度压力永久式监测技术及配套工艺。通过光纤对SAGD开采区块温度场、压力场实时监测，能够及时了解蒸汽腔形成过程、纵向上动用程度以及平面上蒸汽前缘、热连通情况，为注采参数的调整提供有力的依据。6 该技术即利用脉冲激光在光纤中传播时产生的Raman背向散射光与测点温度相关的原理实现分布式温度测量。利用F-P腔光纤压力传感器腔长变化量正比于压强的特性，通过地面解调仪测量井下F-P腔光纤压力传感器的反射干涉光谱，经处理得到井下压力。可采用套管外下入、环空下入、管内直接或捆绑下入等多种监测工艺，通过管外、管内监测工艺结合实现同井温压一体化监测。6图3-7观察井套管外预埋空心杆光纤测温示意图毛细管封隔器测压短接空心抽油杆测温光纤asdfs监测系统图3-8管外光纤温管内光纤分层测压示意图4结论（1）形成了高效注汽隔热管柱及改善水平段吸汽效果技术，实现了有效隔热和均匀动用。该管柱密封性能和隔热效果良好，井底干度可达70％以上；耐温350℃，耐压17MPa，可实现间歇10轮次、间隔2个月以上的长效密封；伸缩管压力密封补偿、长效密封器防回弹、金属包裹密封件、Y441封隔器弹性密封补偿的设计保证变温变压状态下的反复密封，直井间歇管柱使用寿命可达3年以上。同时双管注汽工艺技术的应用有效的解决了水平段动用不均匀的问题。（2）形成了高效汽水分离技术。高温高压球形汽水分离器，可实现注汽系统出口干度从75%提高到99%以上、耐压17MPa，在油田已成功应用5年，现场运行平稳。研发了可同时进行蒸汽干度、蒸汽流量的计量系统，计量误差均在5%以内。（3）形成了SAGD耐高温大排量举升系统。研制了耐高温大排量深井泵、新型塔架22吨载荷大型抽油机，形成了井口、机、杆、泵系列化新型产品；最大抽吸参数为8m冲程、4冲次/分，Φ140mm泵径，耐温300℃、最大理论排量709吨/天。实际泵效大于60%，最大单井日产液达到480吨/天，实现了国内外最高有杆泵举升能力，创造了有杆泵最高单井产液、最高耐温、最大泵径、最大载荷等多项记录。（4）形成了比较完善的SAGD动态监测技术。形成了井下温压实时监测、观察井套管外分布式光纤测温，实现了耐温250℃、压力20MPa条件下的井下实时监测。参考文献：[1]刘文章.稠油注蒸汽热采工程[M].北京：石油工业出版社，1997：135～166[2]ButlerRM著.见：王秉章，等译。重油和沥青的热力开采工艺[M].北京：石油工业出版社，1994：214～276[3]Butler,R.M.Steam-assistedgravitydrainageconcept,development,performanceandfuture.JCPT，1994,（2）：44-506