CN107624141A - 用于油回收的单井气体辅助重力驱油工艺 - Google Patents

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Abstract

公开了用于增强的油回收的较便宜、更有效的工艺，该工艺特别可用于高成本环境比如离岸。该工艺被称为单井气体辅助重力驱油(SW‑GAGD)。该工艺包括以下步骤：从单个井眼在产油层底部附近钻探一个或更多个水平侧部，以及通过注入点注入流体驱替剂例如氮气或二氧化碳。注入剂将储层中的油和其他产出流体朝向单井中的其他产油穿孔清扫。

Description

用于油回收的单井气体辅助重力驱油工艺
版权声明
本专利文件的公开内容的一部分包含受版权保护的材料。版权所有人不反对任何人按照其在美国专利和商标局的专利文档或记录中出现的形式对本专利文件或专利公开内容进行复制，但无论如何以其他方式保留所有版权权益。
政府支持
无
相关申请
无
领域
所公开的单井气体辅助重力驱油工艺(SW-GAGD)涉及增强的油回收(oilrecovery)，特别是可用于高成本环境例如离岸的增强的油回收。
背景
目前使用的用于增强的油回收(EOR)的气体注入方案例如连续气体注入(CGI)和水气交替(WAG)注入在数十个油田项目(field project)中表现相当差，产生仅约5-10％的回收率。这些是大的油田项目(约70个WAG项目独自在德克萨斯州二叠纪盆地)，并已经示出商业盈利能力且被行业认为在技术上和经济上是成功的，即使具有低(5-10％)回收率。在据此通过引用以其整体并入的美国专利8,215,392中公开的气体辅助重力驱油工艺(GAGD或GAGD工艺)，在压力和温度的储层条件(reservoir condition)下进行的实验室实验中已经展示在65％至95％范围内的回收率。这种常规的GAGD工艺很适合于陆上地层(onshoreformation)，其中油生产通过许多直井(vertical well)已经存在多年。然而，每个离岸深水井(deepwater well)花费超过20亿美元。甚至主要的石油公司也不具有实施多井增强的离岸回收工艺所需的若干井的丰富的钻井模式。大多数研究成果(不仅在LSU的我们的实验室中，而且在外部世界中)和这些研究发现的油田实施仅仅发生在钻井成本少几个数量级的陆上储层中。因此，离岸的原油资源需要专门开发的EOR工艺，该工艺操作最少数目的钻井并且花费较小。需要的是适合于满足离岸储层的特定成本要求的GAGD工艺，而不损失GAGD工艺的优势。
概述
本文描述的单井GAGD工艺满足用于离岸储层的特定成本要求，并且保留由GAGD工艺提供的高的油回收率(65％-95％)的优势。单井GAGD工艺(SW-GAGD或SW-GAGD工艺)是GAGD工艺的成本有效的备选方案，以使用简化的井构造实现类似的回收系数，从而最小化井的数目并且因此最小化其实施的相关成本。最小化实施该工艺所需的井的数目增强了其在深水离岸储层中的适用性，在深水离岸储层中，每个井花费超过20亿美元用于钻探。SW-GAGD工艺通常涉及从陆上石油储层和离岸石油储层通过经由直井的套管(casing)中的穿孔将气体注入产油层(payzone)的顶部中增强油回收，以及通过位于穿过直井的产油层的底部处的井的若干水平位置或侧部(horizontal or laterals)中的一个产生油/水和气体。
SW-GAGD工艺适用于所有的离岸油储层，例如美国的墨西哥湾(Gulf of Mexico)和世界各地的离岸储层。墨西哥湾单独地所估计的油资源超过400亿桶，并且该资源的几乎三分之二(或几乎260亿桶)将在一次回收工艺实施和二次回收工艺实施结束时遗留，这是由于毛细管作用力(capillary force)引起的捕集。SW-GAGD工艺还适用于迄今为止尚未好好开发或开采用于生产并且本身可能不具有可用于实施常规的GAGD的直井的许多离岸储层。此外，SW-GAGD工艺可以与陆上储层中的GAGD结合使用，在陆上储层中，某些选定的出口直井可以被转换成适合于实施SW-GAGD。陆上EOR的捕获品单独在美国超过4000亿桶，并且全世界几乎2万亿桶(根据美国能源部和欧盟出版物(United States Department ofEnergy and European Alliance publications))。
附图简述
图1是用于增强的油回收的单井气体辅助重力驱油(SW-GAGD)工艺的实施方案的示意图。
图2A是设计为测试SW-GAGD工艺的实验室填砂模型的布局。
图2B示出SW-GAGD工艺的显示油气界面的进展。
图2C示出显示顶部处的去饱和区(De-saturated Zone)和接近底部的油气界面的SW-GAGD。
图3是竖直的SW-GAGD工艺的示意图。
图4示出穿过SW-GAGD块状模型的横截面图。
图5是水平SW-GAGD工艺的示意图。
图6A示出穿过SW-GAGD块状模型-水平变型的横截面图。
图6B示出SW-GAGD块状模型-水平变型的俯视图。
图7是竖直SW-GAGD回收系数相对于气体注入速率-块状模型。
图8是竖直SW-GAGD回收系数相对于采油速率(Oil Withdrawal rate)-块状模型。
图9是竖直SW-GAGD回收系数相对于流动屏障深度(Depth of Flow Barrier)-块状模型。
图10是水平SW-GAGD回收系数相对于气体注入速率-块状模型。
图11是水平SW-GAGD回收系数相对于采油速率-块状模型。
图12是水平SW-GAGD回收系数相对于流动屏障深度-块状模型。
图13示出竖直(左)和水平(右)SW-GAGD-块状模型的气体效率。
图14示出竖直(左)和水平(右)SW-GAGD回收-块状模型的等高线图。
图15示出SW-GAGD开始之前-从左到右：层1、层2和层3的油饱和度图。
图16是SW-GAGD开始之前-从左到右：层1、层2和层3的生产能力图。
图17示出与最大生产能力相一致的SW-GAGD井的位置(红色)。
图18是竖直SW-GAGD回收系数相对于气体注入速率-场模型。
图19是竖直SW-GAGD回收系数相对于油率(oil rate)-场模型。
图20是竖直SW-GAGD GUF相对于油气率(gas and oil rate)-场模型。
图21是竖直SW-GAGD RF和SW-GAGD GUF的柱形图-场模型。
图22是水平SW-GAGD回收系数相对于油率-场模型。
图23是水平SW-GAGD GUF相对于油气率-场模型。
图24是水平SW-GAGD GUF相对于油率-场模型。
图25是水平SW-GAGD RF和SW-GAGD GUF的柱形图-场模型。
图26是GAGD工艺的概念图(参考：Rao等人)。
图27是SW-GAGD工艺的概念图。
图28是填砂玻璃SW-GAGD模型。
图29是在气驱(gas-flood)开始时的SW-GAGD填砂模型，示出在其顶部处的重力稳定的平坦前缘(gravity stable flat front)的发展。
图30是具有充分发展的重力稳定的气前缘(gas-front)的SW-GAGD模型，示出模型的良好的竖直清扫(vertical sweep)。
图31是在顶部处具有注入井的SW-GAGD构造。
图32是在纯重力驱油(没有氮气注入)的情况下的回收率相对于时间。
图33是在2.5SCCM的注入速率的情况下的回收率相对于时间。
图34是在20SCCM的注入速率的情况下的回收率相对于时间。
图35是纯重力驱油相对于2.5SCCM的气体注入。
图36是所有速率的回收系数相对于时间。
图37是所有速率的回收系数相对于PV注入。
图38是以2.5SCCM的速率的回收系数相对于PV注入。
图39是以20SCCM的速率的回收系数相对于PV注入。
图40是正在进行的可混溶的SW-GAGD工艺(自上而下排序)。
图41是具有顶部注入井和底部注入井两者的SW-GAGD构造。
图42是具有顶部注入的驱替前缘的发展(自上而下排序)。
图43是具有底部注入的驱替前缘的发展(自上而下排序)。
图44是顶部注入相对于底部注入的回收率图。
图45是SW-GAGD井构造相对于GAGD井构造。
图46是具有SW-GAGD井构造的驱替前缘的发展(自上而下排序)。
图47是具有GAGD井构造的驱替前缘的发展(自上而下排序)。
图48是SW-GAGD注入相对于GAGD注入的回收率图。
图49是在THAI工艺中使用的趾部-跟部井构造(Toe-Heel Well Configuration)(Courtesy：Tor Bjornstad，IFE)。
图50是四(4)个不同的趾部-跟部构造(自上而下分别是a、b、c和d)。
图51是在具有高渗透率底层的分层短间隔趾部-跟部模型中的生产进展(自上而下排序分别是a、b和c)。
图52是趾部-跟部分层底部高渗透率、短间隔(TH-LBHP-SS)模型的回收率图。
图53是单层短间隔趾部-跟部模型的驱替前缘的发展(自上而下排序分别是a、b和c)。
图54是在具有高渗透率底层的分层短间隔趾部-跟部模型中的驱替前缘的发展(自上而下排序分别是a、b和c)。
图55是单层趾部-跟部模型的顶部(短间隔)和底部(长间隔)的突破后的驱替前缘(displacement front post breakthrough)。
详细描述
SW-GAGD工艺通常涉及从陆上石油储层和离岸石油储层通过经由直井的套管中的穿孔将气体(比如例如CO2、氮气、烟道气、酸性气体比如H2S和CO2的混合物和/或任何其它的气相)注入产油层的顶部中来增强油回收，以及通过贯穿相同的直井的产油层的底部处的若干水平井或侧井中的一个产生油/水和气体。在图1中附有SW-GAGD工艺的示意图。图2A、图2B和图2C示出实验室物理模型中的SW-GAGD工艺的逐步进展，该实验室物理模型具有带有间隙的两个平行板，该间隙填充有被红色染色油浸透的砂。如可以看到的，注入的气体(在实验室实验中的CO2)积聚在产油层的顶部处，使得能够朝向产油水平井(producinghorizontal well)向下进行重力驱油。该工艺的主要优点是其使用单个直井眼(verticalwellbore)和多个侧井来实现增强的油回收(EOR)。常规的GAGD工艺(其由本发明人在LSU开发，并且目前作为2012年7月10日的美国专利第8,215,392B2号被授予专利权)利用油田中现有的直井用于气体注入以及利用在产油层底部处钻探的水平井用于产生驱油。
在SW-GAGD工艺中，直井(现有的井或新钻的井)以这样的方式来完成，该方式使得最高的穿孔被用于注入驱替气体(displacing gas)，而较低的穿孔被用于产生储层流体。这背离GAGD工艺，在GAGD工艺中，多于一个井被用于将储层驱油。GAGD工艺至少包括竖直气体注入器和水平产油井，在优选的实施方案中，该水平产油井使其水平支柱尽可能靠近产油层的底部和/或油-水接触部。使用位于Tensas Parish,LA的Buckhorn油田的已知的储层条件，从事SW-GAGD工艺的研究以评估功效。多重完井单井(multiple completion singlewell)被用于通过在上部穿孔中注入CO2并且从下部完井(lower completion)中产生储层流体来从Buckhorn油田产生同样多的油。图3中描绘了单井GAGD工艺的图。该模拟研究阶段的目的是探究在使用具有多重完井的单井应用GAGD工艺(SW-GAGD工艺)时Buckhorn油田中的潜在的油回收。为此，使用组合的模拟器CMG’s GEM来进行油田-规模数值模拟。如本研究中提到的SW-GAGD油回收率被视为在油田开发的一次采油(primary depletion)和注水阶段期间超过原始油回收率的增量回收率(incremental recovery)，并且本身常常以原地中的残油的百分比来表示，％ROIP。
SW-GAGD工艺的数值研究
块状SW-GAGD模型-描述
作为目前模拟研究的起点，预先编制的储层和PVT模型被使用，而且最新相对渗透率曲线来源于使用储层岩芯样品(reservoir core sample)的岩芯驱替实验(coreflooding experiment)。然而，它们不是应用于全规模-油田模型，而是应用于更简单的块状储层模型来探究气体注入速率和产油速率、流动屏障的存在和严重性以及SW-GAGD井的构造对最终的油回收率的重要性。在范围广泛的值内研究了SW-GAGD油回收率对油气率的依赖性，如同流量限制的位置和量级一样(模拟油田范围的页岩层)。
为了能够隔离上述参数对SW-GAGD回收率的影响，决定编制非常简单的合成的、块状储层模型，该模型是非常均质的，但同时它并入与全油田数值模型相同的模型参数中的某些。共享参数中的某些是：储层流体模型、液-液和气-液相对渗透率曲线以及孔隙率和水平渗透率两者的代表值，即分别是23.5％和200mD。块状储层模型具有50英亩的面积和25英尺的厚度，具有6250的网格块总数。用合成块状模型进行的所有模拟跨越10年。图4示出其中竖直SW-GAGD井在模型中心中可见的合成块状模型的侧(横截面)视图。竖直SW-GAGD使其产油完井(production completion)在层8至层9中，而气体注入层1和层2中。
除了如上文描绘的SW-GAGD井的竖直轨迹之外，所探究的SW-GAGD工艺的另一个实施方案是其中从井的水平截面发生的产油如同图5中的示意图所描绘的实施方案。由于水平井的增加的井暴露，作出在SW-GAGD井的偏移(水平)截面中放置产油完井的选择以改进驱油模式。通过使用这种构造的井水位下降(well drawdown)的减少在一些实施方案中还导致较高的SW-GAGD回收率，以及可能提高的气体效率。这种交替构造的块状合成模型也以与之前且如图5A和图5B中所示类似的方式组成。在这种构造中，所有的产油完井都沿着井的完全包含在层9中的水平截面。
上述合成块状储层模型被用于探索和优化单井GAGD工艺的两种变型，如先前利用多井GAGD工艺进行的一样。
在SW-GAGD工艺(直井相对于水平井)的两种变型中，相同范围的值被用于如下的优化研究中：
CO2注入速率：气体注入速率被定义在0.5MMSCF/天至2MMSCF/天的范围内，总共等间隔的10个可能的值。
产油速率：油率从100BPD至3000BPD变化，分成10个等间隔。
流动阻塞深度：在这种情况下，流动阻塞再次被定义为具有原始水平渗透率值的10％的渗透率的层。层的位置在10个可能的层内变化，但限于层4至层8。这意味着注入井和产油完井均不在被定义为流动屏障的层中。该选择背后的逻辑是，大多数情况下，在页岩层或其它致密层(tight layer)/不渗透层中不执行完井，流动阻塞是其替代物。图4示出了作为层4的流动屏障的深度(Z-方向向下增加)。
块状SW-GAGD模型-结果
使用合成块状模型的竖直SW-GAGD工艺的优化结果总结在图7-9中。回收系数相对于每个后续图中的优化变量绘制在Y轴上。每个回收率值是改变三个优化结果的组合效果，并且就这一点而论，所描绘的结果的解释可能不一定是直接的。为了帮助解释结果，各种数据点已经通过气体注入速率或产油速率分组。
尽管三个不同变量对SW-GAGD回收系数的组合效果，但存在当回收系数相对于气体注入速率绘制时可见的非常清楚的、不一定线性的趋势：气体注入速率的增加导致SW-GAGD油回收率的增加，而无论产油速率的值或流动屏障的深度如何(图7)。数据中缺乏大量离散度指示，回收系数非常依赖于气体注入速率的选择(如所预期的)。
当查看绘制的回收系数相对于产油速率的图(图8)时，清楚的是，在数据中存在相当大的离散度，以及回收系数相对于油率的任何可辨别趋势的缺乏。然而，由于基于气体注入速率的数据的分组，相关性出现。在更仔细地检查绘图结果后，明显的是，随着气体速率增加，这导致RF的增加，仅留下流动屏障深度的效果待评估。
类似的图像在相对于流动屏障(具有储层的其余部分的10％的水平渗透率)的深度绘制回收系数时出现，因为再次存在优化结果的很多变化性(图9)。然而，看起来存在当查看流动屏障定位于层6(精确地在合成块状模型的中间中)中的最优情况的位置时可见的略微最大值。当流动屏障出现在储层的正中时，明显看起来对竖直SW-GAGD构造中的驱替具有稳定化效果。图的关键是，流动屏障的存在不阻碍SW-GAGD回收，而无论其相对位置如何。与气体注入速率的强相关性从该图再次是非常清楚的。
如上文描述的使用直井构造的SW-GAGD优化研究的相同趋势，在水平SW-GAGD变型的优化研究中也可以看到。图10至图12示出作为气体注入速率和产油速率以及流动阻塞层深度的函数的回收系数。
除了SW-GAGD回收系数和气体注入速率之间显示强的正关系(图10)的事实之外，还值得注意的是，当与竖直SW-GAGD结果相比时，油回收率值是较高的。这表明，使用一个水平井用于注入目的和产油目的两者确实导致如之前假设的更好的油回收率结果。最高的RF值中的一些利用较低的产油速率结合最高气体注入速率来获得。
使用合成块状模型的水平SW-GAGD工艺的优化再次示出，油回收率对油率(图11)或流动屏障的深度(图12)具有非常小的依赖性，这暗示着当使用全规模油田模型来模拟SW-GAGD工艺的效率时，气体注入速率将被证明是影响最终油回收率的主要因素。对于SW-GAGD工艺的两种变型之间的气体效率比较，从图13中可以看出，即使使用水平井确实导致更好的油回收率数值，但其带来了较不有效地利用注入气体的代价。这通过与竖直构造的产油气速率(producing gas-oil-ratio)相比的水平SW-GAGD工艺的较高的产油气速率来指示。这可能被水平SW-GAGD工艺的较高的获得的RF值抵消，如从图14中的SW-GAGD工艺的两种变型的RF等高线图中是明显的。
SW-GAGD工艺的油田规模模拟
如上文描述的优化研究扩展到全规模储层模型，以探究如利用合成块状模型看到的相同的趋势是否会转移到储层模型。为了完成此任务，评估块状模型RF作为气体注入速率和油率的函数的等高线图，以选择合适的值。因此，气体注入速率选自0.25MMSCF/天至3MMSCF/天的范围内，而产油速率在从500BPD至3000BPD的范围内。
GAGD井的位置
预计GAGD双完井的最终位置将是SW-GAGD油田应用的重要方面。确定这些井的未来位置的方式中的一种是将这些井放置成使得它们在一次产油和注水阶段之后将最有效地用于排出合适位置中剩余的油。油饱和度图可以有助于找到最优的井位置，但不幸地，在第一产油阶段结束时，Buckhorn油田的油饱和度分布图并未证明是有用的，如可以在图15中看到的。油饱和度高的区域太大，以致不利于决定在何处放置GAGD井。另一个选择将是检查所谓的生产能力的图，生产能力在本上下文中被认为是油饱和度、产层厚度(paythickness)、有效孔隙率和储层渗透率的乘积。图16指示，存在两个具有最高生产能力潜力的界定区域，该界定区域可能适合用于GAGD井放置。该选择在图17中被描绘。GAGD井在图中由红点指示。模拟以与先前讨论的常规的GAGD运行非常相似的方式设置，因为位于油田北部的井与Buckhorn油田的南部的井相比存在6个月的交错(6-month stagger)。
油田规模模拟结果-竖直SW-GAGD
如上文描述的优化研究扩展到全规模储层模型，以探究如利用合成块状模型看到的相同的趋势是否会转移到储层模型。为了完成此任务，气体注入速率选自0.25-3MMSCF/天的范围内，而产油速率在从500BPD至3000BPD的范围内。
来自优化研究的结果是非常令人惊讶的，因为该结果揭示了与利用合成块状模型观察到的图像非常不同的图像。在这种情况下，竖直SW-GAGD工艺的储层优化示出，当依据气体注入速率绘制时，回收率数据不存在明显的趋势(图16)。这也是通过存在相当大的离散度来调和。然而，数据示出，随着气体注入速率增加，回收系数通常看起来减小。这可能是早期突破发生的结果，早期突破发生导致次优的驱替。为了理解绘制结果，将数据作为产油速率的函数进行分组，并且可以看出，较低的产油速率导致最高的RF值。此外，存在可见的非常明显的负相关，即增加产油速率导致最终油回收率的降低。图19进一步证实了此现象。
与合成模型结果相反，竖直SW-GAGD的回收数据在产油速率方面示出非常明显的线性关系，但这一次大约降低趋势而不是增长趋势(见图19)。在模拟数据点中缺乏离散度指示，回收系数对最大允许油率的变化非常敏感。看起来在由采油速率造成的储层空隙和由注入气体造成的亏空补偿(void replacement)之间存在微妙的平衡，该注入气体需要被适当选择以便用于驱替，以产生最大的油回收率。
为了有利于选择竖直SW-GAGD工艺的油田规模模拟的气体注入率和采油速率的最优组合，将气体利用系数(GUF)优化结果相对于气体注入率和油率绘制成等高线图(见图20)。8MCF/STB的截止值(cut-off value)被用于GUF，这意味着低于3MMSCF/D的值的注入气体仍可能导致关于油回收系数的最优情况。以下值被选择用于CO2注入速率和产油速率：
·气体注入速率：0.25MMSCF/D、1MMSCF/D和2MMSCF/D，
·最大采油速率：500STB/D、1000STB/D、1500STB/D和2000STB/D。
4500psi的最大注入压力和500psi的最小底孔压力还被分别用于注入井和产油井。Buckhorn油田中竖直SW-GAGD应用的模拟结果总结在表1中，并且还描绘在图21中。后面的图还示出作为气体注入速率的函数的平均GUF。
表1：竖直SW-GAGD油回收模拟结果的总结
油田规模模拟结果-水平SW-GAGD
为了选择用于模拟水平SW-GAGD工艺的气体注入速率和产油速率的值的最优组合，也使用以如对于竖直构造进行的探究性方式进行优化。还使用相同类型的图来帮助选择。如之前进行的，数据点通过气体注入速率或产油速率进行分组，以有利于较容易地解释模拟结果。有趣的是，当检查回收系数作为气体注入速率(图22)和油率(图23)的函数的各种图时，出现与在竖直SW-GAGD油田规模应用的优化中所看到的相反的图像，但非常类似于使用合成块状模型的相同工艺的优化。在回收系数和气体注入速率之间存在强烈的正关系，而图23看起来指示的是，水平SW-GAGD工艺的性能看起来对产油速率是不敏感的。还清楚的是，得到的最终的回收率相当大地高于对于竖直SW-GAGD工艺所看到的回收率。
再次使用GUF的等高线图(图25)作为用于选择竖直SW-GAGD工艺的模拟参数值的指导；选择以下范围：
·气体注入速率：1MMSCF/D、2MMSCF/D和3MMSCF/D；
·最大采油速率：500STB/D、1000STB/D、1500STB/D和2000STB/D。
再次，4500psi的最大注入压力和500psi的最小底孔压力还被分别用于注入井和产油井。每种模拟的运行时间被设置为8年。油回收率结果在表2中制表并且在图25中示出。
表2：水平SW-GAGD油回收模拟结果的总结
结果表明，油回收率结果明显比当评估竖直SW-GAGD构造时平均高约8.5％ROIP。然而，如从探究性优化阶段所预期的，在相似的气体注入速率水平和产油速率水平下，注入气体有时不是如由较高的GUF值所指示(表3)那样被有效地使用。在使用水平井区段用于生产目的的情况下，它不仅通过增加驱油面积和暴露积极地影响油生产，而且还提供更多途径用于产生注入气体连同任何的储层油/水。这先前通过比较两种单井GAGD构造的累积GOR-值来指示。
表3：Buckhorn油田中水平SW-GAGD应用的气体利用系数
SW-GAGD的深水离岸环境应用
GAGD工艺是超过目前的产生5-10％回收率的工业标准WAG工艺的显著改进，其回收率在65-95％的范围内。GAGD工艺的这种高回收率是由于结合有与气体注入工艺相关的高微观清扫效率(microscopic sweep efficiency)的该工艺的优良的体积清扫效率(volumetric sweep efficiency)。以下事件发生在典型的GAGD工艺中(在图26中所示)：
使用现有(或新钻)的竖直注入井(injector)将气体注入产油层的顶部处。
扩展气体区将油向下推动。
驱油和油的膜态流动(film flow)发生在油流动到产层的底部处的水平产油井时。
为了效仿GAGD在其中单井花费超过20亿美元的深水离岸环境中的成功，单井GAGD(简称SW-GAGD)的概念已经被设想。在新颖的SW-GAGD工艺中，单井表现为以GAGD模式操作的注入井和产油井两者。单井包括竖直部分和一个或更多个水平侧部部分。将侧部部分远离竖直部分钻入产油储层或油层(formation)。
SW-GAGD概念的验证
SW-GAGD工艺的新概念的示意图在图27中示出。首先，使用填砂(50/70目砂尺寸)玻璃模型进行SW-GAGD工艺的概念的验证。其具有跨越模型的整个宽度的水平产油井和在模型的一个侧边缘上的顶部处的单个注入井(顶部穿孔)。图28示出实际的填砂SW-GAGD模型。
SW-GAGD工艺设计的主要关注中的一个是当气体通过注入井注入时气体前缘的行为。高度怀疑注入气体至水平产油井的短路。这会导致模型区域的较差的扫油，从而导致搁置概念本身。
如视觉观察到的(图29、图30)，当代替短路，看到注入的气体水平地铺展开以填充整个模型顶部之后开始模型区域的自上而下驱替(top-down displacement)时，这些担心被消除。
规模扩大的无量纲分析
我们此处的目标是能够将利用SW-GAGD物理模型所获得的结果从实验室转移到墨西哥深水湾储层。此步骤试图桥接在实验室和油田之间存在的差距(gap)。我们的方法涉及以下步骤：
无量纲缩放组的确定
量纲分析原则和缩放被应用以确定一组无量纲数，以将实验室物理模型的性能缩放到油田规模。在多孔介质中的任何重力驱油工艺中，影响流动的力是重力、毛细管作用和粘性。在文献中被广泛接受以表示这些力的相互作用的无量纲数是邦德数、毛细管数和重力数。作为重力与毛细管力的比率的邦德数，给出了重力相对于毛细管力的相对重要性的指示。类似地，毛细管数给出了粘性力相对于毛细管力的相对重要性。这些无量纲数可以用于将重力驱油工艺的动态行为定量，该动态行为对回收效率具有主要影响。因此，它们不仅有助于比较跨域不同规模的动态行为，还有助于比较跨域不同规模的重力驱油工艺的回收系数。
代表性墨西哥深水湾储层性质的选择
墨西哥深水湾储层代表变化的且复杂的地质状况、岩石和流体性质以及驱动机制。因此，没有单一的储层将代表墨西哥深水湾遇到的储层的整个范围。我们的任务，选择了墨西哥深水湾的丰富的储层中的一种，即Mars油田中的N/O储层。N/O(黄色)储层是中新世至上新世时期沙，其具有99英尺的厚度和4,917英亩的英亩数。基准初始储层压力是具有535MMSTB的OOIP的11,305磅/平方英寸。储层是高度过压的并且被有限的水侵量(aquiferinflux)高度致密化。储层还具有良好的竖直和水平渗透率以及良好的连通性。当注水开始时，储层压力下降至6800psi，以将储层产油(reservoir producing)保持高于泡点压力(6,306磅/平方英寸)，并且还避免储层致密化。储层的注水回收率估计为56％。对于我们假设的SW-GAGD应用，干预压力已经被选择为略高于6500磅/平方英寸的饱和压力。尽管基体性质是Mars油田的性质，但为了代表墨西哥深水湾储层的整个跨距，岩石和流体的性质已经铺展开以覆盖DGOM中遇到的全部范围的性质。
无量纲数的计算
在计算无量纲数时已经使用了以下定义。
由于Mars油田缺少岩石和液体性质数据中的一些，使用来自其它的墨西哥深水湾储层的类似物来获得那些性质。所使用的注入气体是氮气气体，并且驱替工艺的特征为不混溶到接近混溶。不混溶到接近混溶驱替的选择是以下事实所必需的：在混溶性条件下，气相和油相之间的IFT将变为零，并且将使这些无量纲数无穷大。因为此运用是用于比较跨域不同规模的工艺的动态性能，所以此假设将不限制比较的优点。使用氮气代替CO2是从经济角度考虑的，因为氮气可以在原地产生，而CO2将必须被运输跨越数百英里。如从等式(1)-等式(3)可以看到，用于计算无量纲数所需的参数和性质是：Δρog 2、L、σog 3、V4和μ1。对于v(达西速度)的计算，基准注入值被选择为来自墨西哥深水湾中的类似的深井(云母)的产气峰值(peak gas production rate)的一半。进行此计算是因为没有报道过墨西哥深水湾中的气体注入值，因为迄今为止不存在单井气体注入项目(sing gas injection project)。
无量纲数的值的范围
无量纲数的值的范围在以下呈现。
无量纲数 典型值 最小值 最大值
NB 3.42E-05 7.73E-06 7.52E-03
NC 5.36E-09 3.57E-10 3.06E-04
NG 6370.53 5.05 105228.61
此处，典型值表示对于基体性质观察到的值，并且范围通过最小值和最大值来描绘。
物理SW-GAGD模型的无量纲数
已经获得墨西哥深水湾油田的无量纲数的范围，下一个任务是构建SW-GAGD模型，并选择适当的流体，以获得由DGOM储层呈现出的在该范围内的无量纲数。利用以下规格计算典型的SW-GAGD模型的无量纲数：
尺寸：22”X10”X0.37”
砂尺寸：60目(0.251mm)
流体：癸烷和N2
气体注入速率：10cc/分钟
对于该模型，对于邦德数(NB)和毛细管数(NC)获得的计算值为1.92*10-5和3.11*10-5。这些值在墨西哥深水湾储层的值的范围内。因此，可以安全地宣称，我们利用SW-GAGD物理模型获得的结果可以转移到DGOM储层。
具有顶部注入点的SW-GAGD模型构造的性能
这是针对其性能进行测试的SW-GAGD模型的第一且最基本的构造。此处如标题所述的，SW-GAGD模型的注入点处于产油层的极顶部处。模型的示意图在图31中示出。
速率对SW-GAGD模型回收率的影响
最重要的操作参数中的一个是注入气体的注入速率。速率太高在注入气体的粘性不稳定性和早期突破方面是令人担忧的，从而导致较差的扫油，并且速率太低将意味着低的产油速率和低的最终回收率。在本研究中，氮气气体以5种不同的流速，即2.5SCCM、5SCCM、10SCCM、15SCCM和20SCCM注入。选择氮气气体，因为它与模型中的油相癸烷是不混溶的。当产油仅仅是由于重力而没有氮气气体的注入时，还对模型的回收率进行评估。图32示出当产油仅仅是由于重力的此基本情况。
如从图32可以看到，产油速率随着时间逐渐放缓，并且最终回收率是约61％。由于毛细管作用力和摩擦力，几乎39％的OOIP依然捕集在模型内。图33和图34示出2.5SCCM和20SCCM的两种注入速率的对应的回收率。将图32的纯重力驱油与图33和图34的纯重力驱油进行比较，明显的是，气体的注入不仅增加回收系数，而且使产油速率增加很多倍。
通过重力驱油的回收率被标榜为最有效的回收方法中的一种，并且自然重力驱油工艺的唯一缺点是这种工艺的速度。通过气体的注入，我们能够除去此固有的缺点，以及增加回收系数。查看图35，回收系数的增加是明显的。如从图35可以看到，通过仅仅具有2.5SCCM的注入速率，在1PV的气体注入时的回收率超过与纯重力驱油相关的最终回收率3％OOIP，并且在2PV的气体注入时多达5.5％。利用气体注入的附加回收率是因为通过注入的气体克服了毛细管作用力和摩擦力。
如早期所述的，回收的速率是决定与烃的产生相关的经济性的重要因素。没有足够高的产油速率，最有效的回收方法将没有意义。图36比较了以不同速率的回收系数，包括纯重力驱油的回收系数。
考虑到对于纯重力驱油达到61％的最终回收系数所需的时间量，可以看到的是，在强制重力驱油的情况下，花费短得多的时间量达到相同的回收系数。下表列出了用于实现61％回收系数的在纯重力驱油情况、2.5SCCM注入速率情况和20SCCM注入速率情况中的每一种情况下所花费的时间。
速率/模式 达到61％回收系数所花费的时间
纯重力驱油 1860分钟
注入速率＝2.5SCCM 80分钟
注入速率＝20SCCM 20分钟
如从表中可以看到，在2.5SCCM的情况下所花费的时间比纯重力驱油快23倍，并且在20SCCM注入速率的情况下所花费的时间比纯重力驱油快93倍。因此，气体注入赋予重力驱油工艺显著的速率提高。在这一点上，出现的问题是较高的注入速率是否优于较低的注入速率？不总是！当然，在较高注入速率的情况下，我们获得巨大的速率提高，但回收系数受到影响。如从图37可以看到，相比于较高速率，在较低速率的情况下以1PV注入的回收系数是较高的。尽管回收系数在较高PV注入时例如在5PV注入时确实赶上，但回收系数的差异几乎消失。在1PV气体注入时对于较高速率我们具有较低的回收系数的原因是由于油气驱替前缘在产油井处的早期到达。在油气驱替前缘到达产油井之前和之后的产油速率存在明显间断性(sharp discontinuity)。在油气前缘到达产油井之前，产油主要是由于油气界面处的驱替。在油气界面到达产油井之后，不存在明显的驱替前缘，并且产油通过重力、毛细管和惯性的相互作用继续。由于重力，油继续排出到产油层的底部。当油排出时，其尝试连接到排出的油(left out oil)的其它的聚集体，以便在已经扫出的区域中形成油的连续层。然而，产油井处的注入气体的突破不一定与产油速率的急剧下降相一致。这在较高速率的情况下更明显。图38和图39是2.5SCCM和20SCCM的两种注入速率的回收率图。
如从图38和图39中明显的是，在20SCCM的注入速率的情况下，产油速率不会在突破后如在2.5SCCM时迅速地达到平衡。因此，在产油速率急剧下降方面，油气驱替前缘达到产油井的点是更加重要的，而不是突破点。只要驱替前缘高于水平产油井，重力在使注入气体的突破无效方面就起到主要作用。
混溶性的效果
如在之前的情况中所看到的，对于SW-GAGD工艺，在5PV的注入气体时，不混溶氮气气体注入的回收系数达到约70-75％。由于毛细管作用力，剩余的25-30％的油依然捕集在模型内部。由于混溶性导致毛细管作用力的消失，因此使用混溶的注入剂，即使此剩余的油可以使用SW-GAGD工艺回收。然而，玻璃模型不能承受超过2psi的压力。因此，不可能使用玻璃模型来进行混溶的CO2注入。因此，我们试图通过使用石脑油(与癸烷混溶)作为注入剂来模拟混溶的CO2注入以驱替癸烷油。癸烷和石脑油的密度是可比较的，分别为0.73g/cc和0.72g/cc，并且这本质上代表了实际储层中混溶的CO2和原油的密度。图40示出储层中混溶SW-GAGD工艺的进展。
如从图40可以视觉地观察到，注入(flood)的微观驱替效率是100％，从而在扫油区域中给出完全清晰的颜色。因此，如早先提到的，使用混溶的SW-GAGD工艺，理论上100％的油应该是可回收的。
注入深度-SW-GAGD模型的顶部相对于底部注入点的影响
为了探究在SW-GAGD模型的情况下注入点的深度的影响，建立其中顶部注入井和底部注入井同时放置在相同模型内的模型。图41示出指示注入点位置的SW-GAGD构造。由于怀疑底部水平井短路，在底部注入井处的注入是令人担忧的，因为注入点更接近该井。但观察到的是，注入的气体并不是向下移动，而是朝上首先填充模型顶部，之后自上而下进行驱替。图42和图43分别示出其中注入在顶部注入点和底部注入点处的驱替前缘的发展。没有观察到在两种情况下的驱替前缘的发展的差异。然而，查看回收率图(图44)，在2种情况之间存在边际差异(marginal difference)。在底部注入的情况下，突破后的回收系数在1PV注入和2PV注入时分别提高了2％和1％。这种差异归因于其中发生大部分毛细管和摩擦捕集的产油层底部处惯性力的助推。
查看回收率图(图44)，即使利用底部注入看上去存在边际益处，但当储层的分层可能是问题时，其在油田应用中可能事实上不是有益的。关于分层对产油的影响的详细讨论被包括在关于趾部-跟部构造的讨论下。
SW-GAGD模型相对于GAGD模型
SW-GAGD井构造和GAGD井构造之间的比较对于SW-GAGD工艺的设计是至关重要的。预期的是，SW-GAGD可能不会如GAGD工艺那样进行，其中注入点相对于水平产油井对称地定位。即使在SW-GAGD井构造的情况下在启动自上而下驱替之前观察到注入气体在顶部铺展开，关于驱替前缘从注入开始到注入完成的进展也存在怀疑。此外，存在这样的忧虑，单单它们之间驱替特征(profile)的匹配可能不意味着相同的回收率效率。因此，为了平息这些怀疑，将模型建立成各自在SW-GAGD构造和GAGD构造中同时放置2个井。图45示出其中SW-GAGD井位置和GAGD井位置两者被确定的实际模型。
图46和图47分别示出在SW-GAGD和GAGD情况下的前缘的发展和进展。除初始部分之外，前缘的进展是几乎相同的，从而视觉上确立两种工艺的等效性。图48示出彼此并置的SW-GAGD和GAGD的回收率图。回收率图从开始直到最后恰好重叠，消除了SW-GAGD工艺与GAGD工艺相比关于表现不佳的任何怀疑。因此，我们不需要固定于将多个竖直注入井用于在产油层的顶部处建立气体区(gas zone)的思想。SW-GAGD构造中的单井应该也能够起作用，从而极大地节省成本。SW-GAGD工艺与GAGD工艺相比仅有的限制因素将是气体注入的速率，因为单井将需要注入同样多的气体。但现在随着水平井技术的进步，一旦发生，这不应该是约束。
趾部-至-跟部构造
趾部-至-跟部是用于原位燃烧(ISC)工艺中通过趾部-至-跟部空气注入(THAI)回收重油的非常受欢迎的构造。由于用于这种构造的完井技术已经是行业中可得的，因此其被认为是SW-GAGD工艺应用的合适的候选技术。图49示出在THAI工艺中使用的趾部-跟部井构造。为了SW-GAGD工艺的目的，评估了如图50中描绘的以下四种方案：
1)单层、短间隔：模型包括单一砂尺寸(#50/70)，在整个模型中给出均匀的渗透率。趾部-跟部间隔是短的(相对于长任意的)，如图50[c]中所示。
2)单层，长间隔：模型包括单一砂尺寸(#50/70)，在整个模型中给出均匀的渗透率。趾部-跟部间隔是长的(相对于短任意的)，如图50[d]中所示。
3)在底部具有较高渗透层的双层、短间距：模型包括2层，其中较小的砂粒尺寸(#50/70)在顶部且较大的砂粒尺寸(#20/30)在底部，给出底层较高的渗透率。此外，趾部-跟部间隔是短的(相对于长任意的)，如图50[a]中所示。
4)在底部具有较低渗透层的双层、短间隔：模型包括2层，其中较大的砂粒尺寸(#20/30)在顶部且较小的砂粒尺寸(#50/70)在底部，给出底层较低的渗透率。此外，趾部-跟部间隔是短的(相对于长任意的)，如图50[b]中所示。
探究了以上给出的这四种方案中的每一种以评估分层和间隔在SW-GAGD趾部-跟部构造的性能中的影响。分层的影响是重要的，因为如我们知道的，储层利用层之间的不同的渗透率来分层。仅考虑两(2)种间隔情况即短和长(任意地)来理解间隔(如果存在)在趾部-跟部井构造中在SW-GAGD工艺的进展中的影响。尽管目的是探究趾部-跟部构造，然而，顶部注入井被包括在每种情况中以用于性能比较。
在底部具有高渗透层的双层、短间隔。SW-GAGD工艺的进展在图51(a)至图51(c)中示出。观察到，由于水平井附近的高渗透率，注入气体使产油井短路，在顶部处模型的其余部分的油饱和度几乎没有变化。
看到的是，注入气体清扫(sweep)底部高渗透层的大部分。这可以从在模型的底层中完全没有红色染色颜色推断出来。对于我们的模型的情况，少量的油仍然捕集在井的趾部和跟部之间。由于在实际的油田设置中，趾部-跟部构造看起来如图24中所示，其中注入管与产油环同轴地运行，因此这样的捕集不太可能发生。在1PV的气体注入时以10SCCM的注入速率回收少于8％的OOIP。即使是2.5SCCM的较低的比率，对回收系数也没有任何不同。相对于注入气体对产油井的短路，速率看起来不重要。看起来重要的是与模型的剩余部分的渗透率相比的环绕井的层的渗透率。回收的油与存在于模型的底层中的油同量。图27在从顶部注入井自上而下注入的情况下比较了2种趾部-跟部情况的回收率。
单层、短间隔趾部-跟部模型
在这种情况下，SW-GAGD工艺的进展在图53(a)至图53(c)中示出。没有观察到注入气体的短路，这与先前高渗透底层的情况不同。
看到来自趾部的注入气体上升到模型的最顶部，之后以重力稳定的自上而下的驱替前缘向下移动。大量的油从跟部产生。在这种情况下的回收特征类似于从顶部注入井自上而下的注入的回收特征。在这种情况下的趾部-跟部构造一样地通过顶部注入井以自上向下的注入执行。然而，在所有三种情况下，看到前缘朝向跟部(产油侧)的倾斜。
单层、长间隔趾部-跟部模型
SW-GAGD工艺的进展与其短间隔对应物相似，并且也不存在短路。然而，在这种情况下，由于甚至更短的跟部长度，驱替前缘的倾斜甚至更加严重。2.5SCCM和10SCCM两者的趾部-跟部注入速率相对于10SCCM的自上而下的注入速率之间的回收特征是非常相似的。因此，在单层的情况下，长间隔或短间隔在短路方面看起来不重要。在单层模型的情况下不存在短路。
在底部具有低渗透层的双层、短间隔
SW-GAGD工艺的进展在图54(a)至图54(c)中示出。不同于在底部具有高渗透层的双层、短间隔的情况，短路没有被观察到，即使附近区域的渗透率是不同的，即使比模型的其余部分低。看到注入气体通过高渗透上层上升到顶部，在顶部形成气体区，之后以自上而下的驱替向下移动。因此，可以安全地推断，只要接近水平井的区的渗透率低于顶层，将不存在任何短路。
另一个有趣的观察是，近似平坦驱替前缘的发展，这与以下段落单层短间隔趾部跟部模型和以下段落单层长间隔趾部-跟部模型中描述的情况不同。即使趾部-跟部构造在单层短间隔趾部跟部模型、单层长间隔趾部-跟部模型和以下段落在底部具有低渗透层的双层短间隔中描述的情况之间是类似的，但对于在底部具有低渗透层的双层、短间隔所描述的情况的油气驱替前缘的倾向，与单层短间隔趾部跟部模型和单层长间隔趾部-跟部模型描述的情况形成鲜明的对比。接近产油井的低渗透区将驱替前缘表现出来或变平，如从图54(a)至图54(c)可以看出。
图55示出分别在单层短间隔趾部跟部模型和单层长间隔趾部-跟部模型中描述的情况的突破后的油气驱替特征。我们可以看到，与在底部具有低渗透层的双层、短间隔中描述的情况相比，其中的驱替前缘倾斜得多。
还观察到，油气驱替前缘优选首先清扫上部较高的渗透层，而不是移动到底部较低的渗透层中。这是因为气体在低渗透层中流动的较高的摩擦阻力。注入气体的这种偏好导致更好地清扫上部高渗透层。这种观察可以用于设计SW-GAGD工艺，以便获得模型的更好的清扫，即使在不混溶气体注入的情况下。如果我们可以在水平井眼附近设计较低的渗透区，那么在产油井充分发展的气体突破之前有助于明显更好地清扫上层。
因此，总而言之，我们可以说，如果注入层具有比上层低的渗透率，则趾部-至-跟部构造或涉及气体的底部注入的任何其它构造带有产油井的短路的风险。因此，在底部注入的任何努力的情况下，储层的分层将是关键问题。顶点注入看起来是免疫于储层分层的最安全的选择。在此另外的知识的情况下，我们能够设计SW-GAGD构造，其免疫于储层分层并且甚至在不混溶模式气体注入中执行好得多的清扫。

Claims (12)

1.一种从单井产油的工艺，所述单井钻入具有产油层的地下含烃储层中，所述工艺包括：
a)以足以引起贯穿所述储层的向下扫油效果的注入速率，将气体经由在所述产油层的上部部分中的所述单井中的穿孔注入到所述储层中；以及
b)使用一个或更多个水平产油井侧部从所述储层中除去被驱替的烃，所述一个或更多个水平产油井侧部定位成接近所述产油层的底部，并且从所述单井钻探，其中每一个侧部适合于从所述产油层产油到表面。
2.如权利要求1所述的工艺，其中所述气体包括以下中的至少一种：天然气、甲烷、乙烷、丙烷、二氧化碳、氮气、烟道气和空气。
3.如权利要求1所述的工艺，其中所述气体是二氧化碳。
4.如权利要求1所述的工艺，其中所述气体是氮气。
5.如权利要求1所述的工艺，其中所述注入速率是约0.25MMSCF/天至约3MMSCF/天。
6.如权利要求2所述的工艺，其中所述注入速率是约0.25MMSCF/天至约3MMSCF/天。
7.一种从单井产油的工艺，所述单井具有上部竖直部分，所述上部竖直部分具有一个或更多个水平侧部部分，所述一个或更多个水平侧部部分包括在所述竖直部分处的跟部和在其末端远端处的趾部，所述末端远端钻入具有产油层的地下含烃储层中，所述工艺包括：
(a)以足以引起朝向所述一个或更多个侧部部分的所述跟部的在所述储层中的扫油效果的注入速率，将气体经由接近所述一个或更多个侧部部分的所述趾部的穿孔注入到所述储层中；以及
(b)使用穿孔从所述储层中除去被驱替的烃，所述穿孔定位成接近所述一个或更多个水平侧部的所述跟部，所述一个或更多个水平侧部的所述跟部定位成接近所述产油层的底部并且从所述单井钻探，其中所述一个或更多个侧部的所述跟部适合于从所述产油层产油到表面。
8.如权利要求7所述的工艺，其中所述气体包括以下中的至少一种：天然气、甲烷、乙烷、丙烷、二氧化碳、氮气、烟道气和空气。
9.如权利要求7所述的工艺，其中所述气体是二氧化碳。
10.如权利要求7所述的工艺，其中所述气体是氮气。
11.如权利要求7所述的工艺，其中所述注入速率是约0.25MMSCF/天至约3MMSCF/天。
12.如权利要求8所述的工艺，其中所述注入速率是约0.25MMSCF/天至约3MMSCF/天。
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