蒸汽辅助重力驱油

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蒸汽辅助重力驱SAGD技术王健

1主要内容SAGD简介SAGD布井方式SAGD注采工艺分析SAGD开发效果的影响因素SAGD的泄油率与采收率SAGD应用实例

2SAGD简介SAGD概念及机理SAGD的基本特点

3SAGD概念及机理从水平井上方一口或几口垂直井中注蒸汽。加热后,可流动的沥青在重力作用下流向位于其下方的水平井中,这称为蒸汽辅助重力驱油(SAGD)。其机理是在注汽井中注入高干度蒸汽，蒸汽向上超覆在地层中形成蒸汽腔，蒸汽腔向上及侧面蒸汽腔向上及侧面扩展与油层中的原油发生热交换。被加热的原油降低粘度和蒸汽冷凝水在重力作用下向下流动从水平生产井中来出。蒸汽腔持续扩展，占据原油的体积。

4SAGD的基本特点由于重力不足以将受热沥青以经济产量驱入常规井，SAGD有利于水平井作为生产井来进行生产。帝国石油公司于1978年在冷湖的先导试验中所应用的水平生产井(HWPI)是第一口现代意义上的水平井。自那以后，水平井在非热力领域中已得到了广泛的应用。在SAGD应用中，尽管也可以使用多口垂直注人井，但更常见的还是选择水平井做为注入井和生产井。要成功地实施SAGD技术，能否满足充足的举升能力是很关键的。如果举升系统难以满足需要，蒸汽室变不会向下扩展至生产井附近，重力驱动力（取决于

5SAGD的基本特点下落液体与蒸汽两者间的密度差)就会减小。图2显示，在安装泵之后，HWPI的运行动态得到了明显的改善。因举升能力不足而在数个SAGD项目中都引起了初期运行差的问题。近期的SAGD技术大多数是推荐利用图2帝国石油公司的SAGD试验情况气举辅助自然流动进行举升，对于这类系统要对举升机理仔细斟酌，并需在操作过程中确保充足的举升能力，同时避免汽窜和出砂引起地层破坏。

6SAGD的基本特点大多数重油油藏下方都是含水层，在SAGD方法中含水层常造成能量散失。如果蒸汽腔与含水层连通的话，那其中一部分注入蒸汽将因对水有相对较高的渗透率而散失掉。比例化模型试验也显示，如果蒸汽室压力足以阻止水侵，即使带有底水的油藏也可以达到良好的运行状态.水侵造成的影响非常严重—1m3水流入蒸汽室内会冷凝0.5m3蒸汽。

7SAGD布井方式双水平井SAGD技术直井与水平井组合技术单水平井SAGD技术

8SAGD布井方式双水平井SAGD技术双水平井SAGD技术在加拿大等国重油开采中已经得到广泛应用,在我国尚处于研究阶段,其原理就是在靠近油藏底部位置钻一对上下平行的水平井,经油层预热形成热连通后,上部水平井注汽,注入的蒸汽向上超覆在地层中形成蒸汽腔并不断向上及侧面扩展,与原油发生热交换,加热的原油和蒸汽冷凝水靠重力作用泄流到下部的生产井中产出(图2、图3)，其生产特点是利用蒸汽的汽化潜热加热油藏,以重力作为驱动原油的主要动力,可以使水平井生产获得相当高的采油速度,阶段采收率高,油汽比高,除了大面积的页岩夹层,对油藏非均质性不敏感。

9SAGD布井方式图3双水平井SAGD工艺

10SAGD布井方式直井与水平井组合技术直井与水平井组合方式是水平井作为生产井（见图4）在其正上方或侧上方钻几口垂直注汽井,国外广泛使用双水平井方式针对原始的超稠油油藏进行开发,油藏埋深普遍较浅,多小于500m,国内已开发的超稠油油藏一般埋藏较深,多大于600,采用直井蒸汽吞吐开发,但采收率仅为为20%～25%。实施这种方式的蒸汽驱之前,各口直井应有若干周期的蒸汽吞吐,以减小与水平井之间的阻力,预热周围油层。然后直井注汽,被加热后的沥青和热水,在重力作用下流入下方不加热的水平井。水平井可以钻在有底水的油水界面上方,通过控制

11SAGD布井方式图4直井注汽水平井采油示意图井底温度低于水的饱和温度来防止大量底水的产出。若利用原先钻成的直井,只在直井下方加钻水平井,将使这一方案投资降低,使直井和水平井各自特点都得到发挥。

12SAGD布井方式单水平井SAGD技术单水平井蒸汽辅助重力泄油，该工艺采用单水平井布井方式,水平井位于油层的底部，即用一口水平井，把注入的蒸汽释放在绝缘管道的下端，蒸汽升起来凝结在石油界面；于是低粘度热石油就流进油井的环状空间里。这些流动的石油和冷凝水通过另一条油管柱被泵送到地面。而单井蒸汽辅助重力泄油虽然在成本上有所降低,但其产量也较低,且在现场操作中很难控制,所以这种开发方式也很难推广。

13SAGD注采工艺分析SAGD的工艺过程SAGD操作工艺参数的影响注采井参数影响

14SAGD的工艺过程预热阶段和降压生产阶段首先是上部直井或水平井与下部水平井同时吞吐生产，各自形成独立的蒸汽腔(循环预热阶段)；随着被加热原油和冷凝水的不断采出以及吞吐轮次的增加,蒸汽腔不断扩大,直至相互连通(降压生产阶段)；之后进入SAGD生产阶段。通过预热方式使注采井间形成热连通，一般有三种预热方式:蒸汽吞吐、压裂形成裂缝、蒸汽热循环。

15SAGD的工艺过程SAGD生产阶段上方的直井或水平井转为注汽井,持续向油藏内注入蒸汽,蒸汽向上，向下及四周流动,最终形成一个连通的、完整的蒸汽腔,蒸汽在蒸汽腔内表面冷凝，通过传导，对流及潜热形式向周围油藏释放热量,加热油藏中的原油,原油和冷凝水在重力作用下被驱向水平生产井.随着受热原油的流走加热前缘向油藏内部推进,这样,既可保持油藏的压力及驱动力,又可提高蒸汽波及范围,因此,SAGD比蒸汽吞吐的采收率要高.生产过程的后期,蒸汽腔会逐渐到达油层的顶部,此时热扩散则在上覆岩层下面的四周进行。

16SAGD的工艺过程SAGD的操作:注汽井连续注汽，生产井连续采油，生产井井底温度低于水的沸点温度5℃-10℃。一般注采压差0.2一0.5MPa。用示踪剂监测吸汽剖面和产液剖面。对注采井进行压力温度监测，以了解蒸汽腔室的形成与扩展。对产出流体进行矿化度监测，以封断边底水。

17SAGD工艺操作参数的影响水平井SAGD成功的关键取决于蒸汽腔的形成与良好扩展,并保证液体最大程度地泄流到生产井筒,该阶段注汽干度、注汽速度、排液速度等参数的选取是SAGD操作成功与否的关键因素。蒸汽干度影响（图5）：蒸汽的干度是指单位体积饱和蒸汽中干蒸汽所占的百分数，以“x”表示。对于超稠油油藏，高温，高干度是关键蒸汽干度控制蒸汽腔的形成与扩展，通过水平井或垂直井向油藏注入蒸汽，在油藏中形成蒸汽腔室。

18SAGD工艺操作参数的影响随着蒸汽的不断注入，蒸汽腔室逐渐扩大，采出的原油体积与蒸汽腔室的体积密切相关。SAGD阶段，注入蒸汽中只有潜热部分用于原油加热，而凝积水则以几乎相同的温度从生产井中采出，对原油的加热不起任何作用,反而增加饱和水占据地层孔隙体积分量，致使油井含水上升，原油产量降低，因此,SAGD操作阶段必须保证注入较高干度的蒸汽。

19SAGD工艺操作参数的影响图5蒸汽干度对产油量及油汽比的影响（杜84块超稠油油藏）

20SAGD工艺操作参数的影响采注比的影响（图6）采注比指采出物（油、气、水）的地下体积与注入剂（水或气）与的地下体积之比。它是反映衡量阶段注采状况的一个指标。注汽速度取决于注入井的注入压力、吸汽能力、生产井排液能力和油层中蒸汽腔的大小,在SAGD阶段,注入蒸汽中除一小部分用于填充地层,大部分将以凝积水的形式被采出,为保证蒸汽腔扩展和汽液界面平稳，要有一个适当的采注比。当产量太高时,热液体面向下靠近生产井,因为重力驱的油不能补偿产量,如果这种情况得不到控制，就会发生蒸汽

21SAGD工艺操作参数的影响蒸汽穿透,导致成对井停产,并可能造成完井伤害；当产量太低时,液面上升，来自腔室壁的重力驱油不能停留在腔室的低部,腔室的形状受到影响总的驱油能力降低，产量控制至关重要,它不仅影响即时产量还影响到成对井的长期驱油潜力。

22SAGD工艺操作参数的影响图6采注比对产油量及油汽比的影响（杜84块超稠油油藏）

23SAGD工艺操作参数的影响排液速度的影响生产井排液能力对SAGD影响很大，排液能力太小,就会导致冷凝液体在生产井上方聚集,汽液界面逐渐上升,蒸汽腔压力也随之上升;排液能力太大(大于重力泄油速度),汽液界面随之下降,蒸汽被直接采出,一方面蒸汽进入抽油泵闪蒸后会严重降低泵效,另一方面大量蒸汽的产出会降低热利用率。合理的排液速度应该与蒸汽腔的泄油速度相匹配,使汽液界面恰好在生产井上方,这时洗油效率和热效率可以达到最高。

24SAGD工艺操作参数的影响汽液界面的控制可以通过调节排液量及注汽速度控制水平生产井内流体温度和压力来实现，为防止蒸汽突破到水平生产井，需要保持生产井井底的流体温度低于该压力下的饱和蒸汽温度20～40℃。注入压力注汽压力维持较高的操作压力可提高注气温度，使沥青粘度降低；但太高压力,会使注入的蒸汽突破到生产井,影响产油量。此外，还有周期注汽量，焖井时间等操作参数的影响。

25注采井参数影响注采井距注采井间的垂向距离太小，汽液界面很难控制蒸汽容易直接产出；但若井距太大，注采井间很难形成热连通，重力泄油速度慢,生产时间长，油汽质量比低，采油速度低。水平段长度优选水平井段长度除受制于油井的排液能力外，还由于水平井筒内沿井长方向存在压力降，且原油粘度越大，压力降越大，因此，水平段长度存在一临界值。

26注采井参数影响水平井纵向位置优选随水平井段距油水界面距离增加，重力泄油阶段生产时间逐渐增长，阶段采出程度逐渐增加；当水平井段距油水界面距离再增加时，水平段下部损失储量较大，采收率降低。

27SAGD开发效果的影响因素蒸汽辅助重力泄油开发效果的影响因素主要有:油层厚度、原油粘度、油藏深度、油层水平渗透率及垂向与水平渗透率比值、孔隙度、初始含油饱和度、油层压力与温度、原始热特性等。但最主要的因素是前4个。国内外对SAGD对油藏及流体的适应性研究也很多，但是多为针对某一油藏的定性描述。

28SAGD的泄油率与采收率SAGD方法的采收率取决于蒸汽腔体积大小。另一方面，石油产量取决于流动油是否能够流畅地排泄出来。这两个方面反过来又取决于开采项目的油藏描述和设计特点。重力影响越大，产量就越高。因此，连续性厚油藏项目就具有更大的经济优势。一个具有33ft以上厚度的连续产层最适合获得经济产量。重油油藏的渗透率在几达因范围内。这就会提高产量和采收率。在碳酸盐低渗油藏里，除非存在竖直短裂缝，否则采收率会很低。

29SAGD的泄油率与采收率SAGD的泄油率石油排泄速率取决于蒸汽腔内及周围地下石油粘度。然而，产量的降低量远小于粘度的增加量。在SAGD里流动油凭借重力泄漏。静压头取决于蒸汽腔的高度，即取决于厚度和油藏内的非均质性(包括渗透阻挡层)。产量与蒸汽腔高度的立方根成正比。在热扩散率或分子扩散率与石油提取率之间也存在着复杂的关系。然而，产量却随着相关扩散率的增加而增长。从微观上讲，对流和涡流可进行热传送和质量传递，促成较高的提取率。在添加了溶剂的蒸汽里，稀释后的

30SAGD的泄油率与采收率油/蒸汽表面张力就大大降低了。油藏非均质性控制着蒸汽腔的形状，大大改变了这些方法的性能。影响这些方法的一些因素还有油砂厚度、相变化、页岩阻挡层、断层、裂缝和漏失层。因为溶剂蒸汽不能渗过难渗透的阻挡层，所以这些方法将受到页岩阻挡层的影响，这主要取决于阻挡层的特征和长度。蒸汽在把蒸汽腔完全封闭在内的小阻挡层的周围向上运移，但这将会受到横跨整个蒸汽腔的难渗透阻挡层的严重阻碍。

31SAGD应用实例水平井开发杜84块馆陶超稠油藏方案优化及应用油藏地质基础蒸汽辅助重力泄油试验方案设计要点SAGD现场试验及效果评价

32油藏地质基础曙一区杜84块构造位于辽河盆地西部凹陷西斜坡中段(如图7),馆陶油藏位于该块南部,共投产各类井503口,观察井20口,单井平均吞吐7.9轮次,累积产油280×104t，杜84块油层厚度大,平面分布稳定,整体连通度85%以上,具有近物源，快速沉积的特点,其储层非均质性较强,物性好属中深层超稠油油藏,埋藏较浅,具有四高一低的特点:高粘度，高凝固点、高胶质沥青质含量!高初馏点、低馏量;原始地温低,边、底、顶水活跃,油水关系复杂,适合于钻水平井和直井。馆陶油层粒度中值平均为0.42mm，平均单层解释厚度为107m，

33油藏地质基础油层有效厚度为60～90m,为巨厚块状油藏。平均孔隙度为36.3%,平均渗透率为5.54um2。地面原油密度平均1.001g/cm3,50℃地面脱气原油粘度231910mPa.S胶质和沥青质含量为52.9%，馆陶油藏是一个水包围的边顶底水油藏,试验区内无底水,单井效厚度在88～94m之间,平均为91.7m。原始层温度为28～32℃,原始油层压力为6.0～6.5MPa。

34油藏地质基础图7曙一区杜84块构造位置图

35蒸汽辅助重力泄油试验方案设计要点(1)井组4个。(2)井距:直井与水平井的侧向水平距离为30～40m,直井射孔底界距水平井段的垂直距离为3～7m。(3)水平段长度为368～418m。(4)水平段垂深为64810～66113m。(5)转SAGD时机:直井平均吞吐716个周期,水平井平均吞吐2个周期,直井与水平井之间已形成热连通,地层压力降至3～4MPa。（6）蒸汽干度:井口大于97%,井底大于80%

36蒸汽辅助重力泄油试验方案设计要点(7)注汽压力为4～6MPa(8)注汽速度:单直井为120～200t/d(9)产出液温度为115～140e(10)生产井排液速度为注汽速度的0.8～1.0倍

37SAGD现场试验及效果评价实施情况根据生产特征及监测资料分析,试验区经历了3个开发阶段:第1阶段为注采井间温度、压力连通阶段,第2阶段为弥补地下亏空和蒸汽驱阶段,第3阶段为蒸汽腔形成及向上扩展阶段。2005年2月24日～2005年5月中旬为热连通阶段。水平生产井井底压力较低,只有110MPa;注汽井井底压力相对较高,为4～5MPa;注采井间温度为100℃左右。该阶段以蒸汽吞吐生产为主,生产特征表现为产液量下降，含水及动液面下降，水平井井底温度下降。

38SAGD现场试验及效果评价2005年5月下旬～2006年3月初为弥补地下亏空和蒸汽驱阶段，蒸汽吞吐造成单井平均地下亏空0.95×104m3,注入的蒸汽及冷凝水用于弥补地下亏空,水平井产油主要以蒸汽驱方式为主,生产特征表现为产液量、动液面、水平段温度及压力稳定。2006年3月至今为蒸汽腔形成及向上扩展阶段；馆平11、馆平12两个井组形成了蒸汽腔,由蒸汽驱替为主开发逐渐转向重力泄油为主开发。生产井井底

39SAGD现场试验及效果评价压力回升至3.0MPa,注汽井的井底压力为3.5～4.0MPa。该阶段生产特征表现为产液量，产油量明显提高,相对稳定,含水率下降较为突出,由80%左右下降到70%左右,与蒸汽驱明显不同。实施情况油井产量明显提高转入SAGD初期,注入蒸汽用于祢补地下亏空,连续注汽0.5a后,注采井间的压力趋于平衡基本稳定在3.5MPa,生产井日产液量由140t/d上升为300～400t/d日产油量30t/d上升为70t/d左右（图9）。

40SAGD现场试验及效果评价蒸汽腔向上扩展阶段油井含水率稳定转入SAGD初期,油井含水率较高,达到了95%以上，当蒸汽腔开始形成还不发育时,以蒸汽驱替为主,含水率逐渐上升至80%左右。随着蒸汽腔的不断扩大,逐渐转为以重力泄油为主,蒸汽驱替作用逐渐减弱,含水逐渐下降,并趋于稳定,随着蒸汽腔的向上扩展,含水率将进一步下降并稳定在65%～70%。

41SAGD现场试验及效果评价图9馆平12井SAGD阶段产量变化曲线

42SAGD现场试验及效果评价SAGD开发初期蒸汽腔以单井点形式存在数值模拟跟踪表明,垂直水平井段方向蒸汽腔发育较好,而沿水平段方向,蒸汽腔只是在注汽井与水平段最近处形成,形成多个独立的蒸汽腔,相互之间没有连通。目前,馆平12井发育4个蒸汽腔,位于水平井中段的3个蒸汽腔的上部出现逐渐联通的趋势;馆平11井主要发育3个蒸汽腔,3个腔相距较远,短期内很难连通“根据数值模拟研究并结合动态资料可知,蒸汽腔数量的多少决定产量的高低。初步计算馆陶油层每个蒸汽腔日产油量30t左右。馆平12井目前日产油为128t/d。馆平11

43SAGD现场试验及效果评价11井日产油为84.5t/d。试验方案达到设计要求目前,馆平11，馆平12井单井日产液水平达到300t以上,日产油为70～100t左右,含水率稳定在65%～70%,井底压力上升至310MPa,温度上升至180~220℃,采注比达到110,各项生产指标均达到方案设计要求，从泄油状况看,馆平11井有3个泄油点,馆平12井有4个泄油点,且均进入稳定泄油阶段,随着蒸汽腔的扩展和泄油通道的扩大,各项指标会继续朝着更好的方向发展。

44SAGD现场试验及效果评价最终采收率得到有效提高物理模拟SAGD阶段采收率接近60%,最终采收率达到75%以上;数值模拟研究表明,馆陶油层蒸汽吞吐后转SAGD阶段采出程度为36.1%,最终采收率为56.1%;馆观4井取心资料证实,SAGD开发蒸汽驱扫带内驱油效率达到83%,计算最终采收率可达58%。截至2007年4月,试验区有9口注汽井,4口水平井和4口直井采油，日注汽量为1255t/d,日产液为1013t/d,日产油为2489t/d,含水率为75.4%。SAGD阶段累计注汽45.11×104t，累计产量9.16×104t，累计产水29.92×

45应用实例SAGD10t,累计产水29.92×10t,累计油汽比为0.20,累计采注比为0.87,采出程度为3.7%。