使用雙井口水平井的新型地層處理熱采技術

2010-10-13 08:03:18編譯侯秀蘭中國石油大學北京石油天然氣工程學院

石油石化節能 2010年6期

編譯:侯秀蘭 (中國石油大學 (北京)石油天然氣工程學院)

侯冠中 (中國海洋石油監督監理技術公司)

審校:康云 (勝利油田臨盤采油廠地質所)

使用雙井口水平井的新型地層處理熱采技術

編譯:侯秀蘭 (中國石油大學 (北京)石油天然氣工程學院)

侯冠中 (中國海洋石油監督監理技術公司)

審校:康云 (勝利油田臨盤采油廠地質所)

塔塔爾斯坦共和國擁有巨大的稠油和瀝青儲量,首次使用垂直井進行稠油開采的試驗區方案可以追溯到1970年。試驗了許多熱采方法,包括火燒油層、蒸汽吞吐和氣-汽混合注入方法,然而這些方法都有其不適用之處。2006年提出了一個新的試驗區方案,即使用一對U型水平井的改進的蒸汽吞吐技術。目前已經鉆了3對U型水平井,水平井筒長度從200 m至400 m不等,這些井有垂直和傾斜的2個井口,2口平行水平井鉆在產油層,一個井筒在上一個在下,它們之間的垂直距離是5 m,雙井口設計有助于較大地增加產油量。基于STARS模塊的模擬,提出了不同的操作方案。通過改變產液量和蒸汽注入體積等完成了流動管理,這些操作避免了蒸汽突破,形成了均勻的蒸汽腔。試驗水平井的平均產量是垂直井的10倍。

稠油熱采蒸汽輔助重力泄油U型水平井雙井口

1 引言

在加拿大的亞伯達有許多處使用蒸汽輔助重力泄油 (SAGD)方法。SAGD方法的效率主要取決于油層部分水飽和泥巖夾層的存在。

2006年在Ashalchinskoye油田開始實施一個新的試驗區方案,使用一對獨特的 U型水平井(雙井口井)來測定一個改進的低壓 SAGD技術(圖1)。這項技術可以克服許多傳統SAGD技術的不利因素。

沉積物出現在較淺的深度 (78 m)并且結構復雜。在儲層頂部和高含油地帶發現了飽含水夾層,同時在層序的中部發現了泥巖夾層。含水層和致密的石灰質低滲透砂巖或一個低飽和油藏能夠充當地層的底部。由于油層性質在地層中的變化,油水界面是不規則的,油藏參數如表1所示。

表1 Ashalchinskoye油田的油藏參數

2 新的方法

目前,在這個地區已經鉆了3對U型水平井,水平井筒的長度從200 m到400 m不等。

使用一臺垂直鉆進鉆機進行鉆井,并以一定角度撞擊地面,因此這些井有垂直的和傾斜的2個井口,其剖面圖如圖1所示。

圖1 在生產試驗區鉆的井號為232、233的第一對U型水平井的剖面圖

這些井通過抽汲來完成,抽汲到泥漿和固體時停止生產,然后把蒸汽注入到2口井中,隨后通過較低井中的泵進行生產;同時沿著井筒長度監測溫度以確定循環漏失層,并且控制井筒加熱的剖面。

雙井口設計有助于較大地增加產油量。基于STARS模塊的模擬,提出了不同的操作方案 (圖2)。

必須分析水平井特征對井動態的影響來研究一種稠油開發過程的控制方法。通過光纖電纜獲得的井口溫度和熱譜圖的分析,可以獲得沿水平井筒的溫度,分析顯示井水平段上面的蒸汽腔在增大。這些數據用于控制井間加熱帶的均勻性和溫度峰值。

圖2 U型水平井可能的操作方案

3 試驗結果

基于所得到的相互關系,研發出一項新技術來確定U型水平井開采稠油的有效操作條件。該技術是基于井筒內的溫度動力學和2個生產井井口水的質量和礦化度。這項技術的原則如下:

(1)分析了水平井筒的溫度動力學。假如熱譜圖顯示井間加熱帶是非均勻的 (例如,在一個特定的地帶溫度比其他地帶的溫度低很多),或者急劇出現峰值,或者井口溫度有變化,就要做出決定來改變流體的移動方向 (注蒸汽和產液的方式)以實現蒸汽腔的均勻增加。

(2)對2個井口的流體進行抽樣和分析。除了稠油和冷凝水之外,在產出液中還發現了含鹽地層水。當地層水混合了凝析液時,它的礦化度將降低。在穩定注蒸汽和產液時,采出水的礦化度也是穩定的。可以確定采出的水與凝析液的比值和井間地帶加熱的程度,并且使用這些數據進行產液和注蒸汽的控制。

(3)增加或減少注入井注入的蒸汽體積或生產井的產液量,直到采出水的礦化度相同。

表2給出了操作U型水平井的一般控制原則,其中T:井口溫度;Vp:產液體積;Vi:注入蒸汽體積;↑:增加;↓:減少。

用研發的過程監控和管理技術對第一對井232、233進行了實際應用。

圖3顯示了在第一個操作方案中沿著水平井筒的溫度和產出水礦化度的分布。

為了提高井筒加熱的均勻性和消除垂直井口地層水的影響,對操作方案進行了改進,計劃從傾斜井口進行產液。基于產出水礦化度的測定和沿水平井筒的溫度分布對產率進行了修正。水平井的操作分析顯示,改進作業后整個井筒加熱均勻,產出水礦化度降低,同時產油量增加到6 t/d(圖4)。

表2 通過2個井口產液和注蒸汽時操作U型水平井的一般控制原則 (井號為230、231)

圖3 在第一個操作方案中沿著水平井筒溫度和產出水礦化度的分布

熱譜圖呈現了另一個操作方案:蒸汽通過2個井口注入,從垂直井口產出流體。這使得溫度峰值分布在生產井周圍。地層水礦化度是5.88 g/L,產出水礦化度是4.6 g/L(圖3),這意味著地層水在產出水中占有較大部分。地層水也滲入垂直井口,稠油產量是2～3 t/d。

圖4 在第二個操作方案中沿著水平井筒溫度和產出水礦化度的分布

然而,進一步的操作顯示井間加熱帶的溫度繼續增長。在分析了熱譜圖和產出水礦化度之后,推薦通過2個井口注蒸汽和產液。注入蒸汽的體積應當為:垂直井口20 t/d(36%),傾斜井口35 t/d (64%)。產液:垂直井口40 t/d(38%),傾斜井口65 t/d(62%)。作業顯示這個操作方案對泄油面積提供了均勻加熱,溫度為120℃ (圖5),而產液僅通過傾斜的井口 (圖4)。

傾斜井口產出水的礦化度是2.8 g/L,垂直井口產出水的礦化度為5.5 g/L,與地層水的礦化度相對應 (圖5),這意味著稠油主要產自傾斜井口,水主要產自垂直井口。

因此,井號為232井的產量增加到17 t/d。第三個操作方案是最佳方案。

圖5 第三個操作方案中沿著水平井筒的溫度和產出水礦化度的分布

這項使用U型水平井的技術使得生產層段排液均勻成為可能,當使用最小的蒸汽-油比得到最大的產油量時操作最有效。

每一對U型水平井的操作性能如下:

2006年第一對U型水平井投入生產。在油藏中鉆2個水平井筒,其垂直距離是5 m。井的特征:井號為233的注入井的長度是491 m,它的水平段長度是200 m。井號為232的井長度是543 m,水平段長度是200 m(圖1)。

通過上部注入井的2個井口注入蒸汽,并且熱流體從下部生產井產出。生產井的水平井筒的一段處在低含油飽和度區域。為了降低地層水的負面影響,改變注入蒸汽的體積,并且根據產出水礦化度變化和沿生產井井筒溫度變化的分析控制2個井口的開采速度。已經測試了通過2個井口注入和產出的不同方案。初始產油量是0.5 t/d,當前產油量是16 t/d。當前的蒸汽-油比 (SOR)(質量比)大約是3.0,累計蒸汽-油比是4.6。

2007年6月,鉆了第二對U型水平井,井號為230、231,用來測試較長水平井筒的效率。井號為231的注蒸汽井的長度是712 m,其水平段長度大約是400 m;井號為230的生產井長度是753米,其水平段長度是410 m。井筒長度與垂直深度的比值為1∶7.5。

2007年9月,第二對井完成注蒸汽和產液,初始產油量是7.5 t/d。與第一對井相比,由于低的熱損失(高的飽含水地帶),產油量增加較快 (圖6)。

目前產量范圍在16 t/d和17 t/d之間,當前的SOR大約是3.5,累計SOR是4.1。