CN115324545B - 变压式蒸汽辅助重力泄油的稠油开采方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了变压式蒸汽辅助重力泄油的稠油开采方法。本发明变压式蒸汽辅助重力泄油的稠油开采方法，包括如下步骤：1)建立油藏模型，以SAGD循环注汽；2)保持注入井最大井底压力为P1，并按最大Q1注汽量注汽，生产井按最小井底压力为P2生产，保持注采参数不变，按恒压恒温注入的SAGD继续生产；3)生产一段时间T1后，将注汽井由Q1调整为关闭状态，同时生产井去掉最小BHP为P2的限制条件，继续保持生产；4)生产一段时间T2后，重新打开注汽井，按最大井底压力为P1，最大注汽量为Q1的条件注汽，同时加上对生产井最小BHP为P2的限制条件，继续以恒温恒压的方式生产。本发明能够显著提高泄油速和采收率，有效降低汽油比，是一种高效的稠油热采新工艺。
Description
技术领域
本发明涉及一种稠油热采工艺，尤其涉及一种变压式蒸汽辅助重力泄油的稠油热采新工艺。
背景技术
稠油作为一种常见的非常规油气资源，对解决当下日益严重的能源短缺问题起着非常重要的作用。稠油粘度非常大，部分重质油、超重质油和沥青油的粘度甚至高达1000Pa.s，在地层条件下流动困难，所以常规采油方法无法对稠油进行有效动用。但稠油具有对温度非常敏感的特性，升高温度可以大幅降低稠油粘度，所以国内外主要依靠热力采油技术对稠油油藏进行开发，主要包括蒸汽驱，蒸汽吞吐，蒸汽辅助重力驱油技术(SAGD)，火烧油层等，以及在此基础上进行改进的一系列方法。在众多的稠油热采方法中，油田现场大多采用蒸汽驱与蒸汽吞吐的方式开采稠油，但累计采收率比较低，所以通常到后期会转为采收率较高的SAGD技术，SAGD采收率可达75％，是国内外稠油和沥青生产中最重要、应用最普遍的强化热力采油技术之一。因此，对SAGD等热采工艺的深入改进和完善具有重要意义。
SAGD最初于1996年在加拿大阿尔伯塔省Foster Creek进行先导试验，并取得了可观的产量和经济效益。我国辽河油田于1997年进行SAGD先导试验，历经数年发展后开展了大规模的工业化应用。随后在新疆风城油田，渤海油田也取得了巨大成功。但由于各矿区的油藏和流体性质相差很大，而SAGD由于连续注入单一的蒸汽会导致非常严重的蒸汽超覆现象，巨大的热量达到油层顶部以后，容易造成顶水下泄，降低经济效益。所以在SAGD基础上又衍生出了多种SAGD改进形式，例如，水平井直井结合SAGD技术、气体辅助SAGD技术、溶剂辅助SAGD(ES-SAGD)技术等。虽然SAGD的改进形式众多，但仍存在能耗高，热损大等问题。
发明内容
本发明的目的是提供变压式蒸汽辅助重力泄油的稠油热采方法，该方法在SAGD的过程中通过快速降低并恢复汽腔压力而实现增产目的，可提高产油速度和最终采收率，减少蒸汽用量和碳排放。
本发明提供的变压式蒸汽辅助重力泄油的稠油开采方法，包括如下步骤：
1)建立油藏模型，以SAGD方式或ES-SAGD方式进行循环注汽，使生产井与注入井之间形成热联通；
2)保持注入井最大井底压力为P1，并按照最大Q1的注汽量进行注汽，生产井按照最小井底压力为P2进行生产，并保持注采参数不变，按照恒压恒温注入的SAGD方式或ES-SAGD方式继续进行生产；
3)在步骤2)条件下生产一段时间T1后，将注汽井由最大注汽量为Q1的状态调整为关闭状态，与此同时，生产井在去掉最小BHP为P2的限制条件，继续保持生产；
4)在步骤3)条件下生产一段时间T2后，重新打开注汽井，按照最大井底压力为P1，最大注汽量为Q1的条件进行注汽，同时加上对生产井最小BHP为P2的限制条件，按照SAGD方式或ES-SAGD方式继续以恒温恒压的方式进行生产。
上述的方法，步骤1)中，所述建立油藏模型具体可包括导入油藏地质参数、流体参数、井位参数和操作参数。
进一步地，步骤3)中，所述一段时间T1的终止时刻即降压时机位于SAGD或ES-SAGD生产过程中的汽腔横向扩展阶段。
进一步地，步骤4)中，所述一段时间T2的终止时刻位于所述生产井井底压力下降阶段。优选地，所述一段时间T2的终止时刻为所述生产井井底压力下降阶段中压力降至最低的时刻，即所述一段时间T2的终止时刻为所述生产井井底压力降至最低的时刻。所述生产井井底压力具体可由压力计监测。
本发明中，所述方法还包括：在步骤4)后依次重复步骤3)、步骤4)，如此循环至生产结束；循环次数根据生产情况以及对产量需求确定。
本发明中，术语“SAGD”是指蒸汽辅助重力泄油，在注汽井中注入蒸汽，蒸汽向上超覆在地层中形成蒸汽腔，蒸汽腔向上及侧面扩展，与油层中的原油发生热交换，加热后的原油和蒸汽冷凝水靠重力作用泄到下面的水平生产井中产出。
本发明中，术语“ES-SAGD”是指溶剂辅助蒸汽辅助重力泄油，是将低浓度的溶剂(如碳氢化合物溶剂，可以是轻烃，也可是二氧化碳等)与蒸汽混合共同注入油藏，以改善SAGD注蒸汽开发效果。
采取本发明的技术方案，具有以下优点：
(1)VP-SAGD采用降压策略，降压期间，汽腔压力快速下降，放大了生产压差，增加了原油流速，产生“抽汲”作用，使汽腔内部原油快速流出。
(2)VP-SAGD相比常规SAGD能降低加热带厚度，有效增加了蒸汽与原油之间的传热效率，有利于热量向油层深处传播，促进更多冷油更易被加热，从而为之后长时间的高泄油速度提供保障。
(3)VP-SAGD相比常规SAGD能够克服SAGD由于自身存在溶解气或外加气体导致流动倾角过小，或因开采时间延长导致流动倾角逐年降低的负面效应；能显著增大汽腔倾角，从而增加泄油速度，提高最终了采收率。
(4)对于ES-SAGD而言，除了具有产生“抽汲”作用，增加传热效率，提高泄油速度外，还能增强溶解降粘；生产过程中采用降压策略，压力恢复后能促进溶剂向原油接触面运移，增强了此处溶剂浓度，从而提升了溶解降粘效率，增加了泄油速度。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例的技术方案，下面将对实施例的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅涉及本发明的一些实施例，而非对本发明的限制。
图1是本发明变压式蒸汽辅助重力泄油工艺的作业方式示意图。
图2是实施例1中原油粘温关系(a)与油水相渗关系(b)。
图3为实施例1中汽腔发育状态随时间的变化图。
图4是实施例1中生产井井底压力的变化曲线。
图5是实施例1中对SAGD汽腔内原油的抽汲作用，SAGD与VP-SAGD的矢量流速场。
图6是实施例1中对SAGD加热带厚度的改善，SAGD与VP-SAGD加热带厚度。
图7是实施例1中对SAGD流动倾角的改善，SAGD与VP-SAGD的流动倾角。
图8是实施例1的增产效果，包括产油速率(a)、累计SOR(b)和采收率(c)。
图9为实施例2中VP-ES-SAGD汽腔发育形态随时间的变化图。
图10是实施例2中生产井井底压力的变化曲线。
图11是实施例2中对ES-SAGD溶剂分布的改善，ES-SAGD与VP-ES-SAGD与溶剂分布。
图12是实施例2的增产效果，包括产油速率(a)、累计产油量(b)和累计汽油比(c)。
具体实施方式
图1是本发明变压式蒸汽辅助重力泄油工艺的作业方式示意图。如图1所示，本发明变压式蒸汽辅助重力泄油的稠油开采方法，包括如下步骤：
1)建立油藏模型，以SAGD方式或ES-SAGD方式进行循环注汽，使生产井与注入井之间形成热联通；
2)保持注入井最大井底压力为P1，并按照最大Q1的注汽量进行注汽，生产井按照最小井底压力为P2进行生产，并保持注采参数不变，按照恒压恒温注入的SAGD方式或ES-SAGD方式继续进行生产；
3)生产一段时间T1后，将注汽井由最大注汽量为Q1的状态调整为关闭状态，与此同时，生产井在去掉最小BHP为P2的限制条件，继续保持生产；
4)生产一段时间T2后，重新打开注汽井，按照最大井底压力为P1，最大注汽量为Q1的条件进行注汽，同时加上对生产井最小BHP为P2的限制条件，按照SAGD方式或ES-SAGD方式继续以恒温恒压的方式进行生产。
SAGD或ES-SAGD根据汽腔的发育可分为汽腔形成阶段、汽腔上升阶段、汽腔横向扩展阶段和汽腔下降阶段，可根据现场监测数据或模型建立确定汽腔的发育阶段。优选地，T1的终止时刻即降压时机位于SAGD或ES-SAGD生产过程中的汽腔横向扩展阶段，以利于增产。
本发明VP-SAGD工艺通过快速降低并恢复汽腔压力，改变了汽腔形态，对于ES-SAGD还可改变溶剂分布格局；相比SAGD能产生抽汲作用，增大原油流速；降低加热带厚度，提高传热效率；增加原油流动倾角，提高泄油速度；增加汽腔上部溶剂含量，增强溶解降粘效率。本发明能够显著提高泄油速和采收率，有效降低汽油比，更符合油田现场可操性强，行之有效的开发要求，是一种高效的稠油热采新工艺。
下面分别以SAGD方式和ES-SAGD方式对稠油油藏进行开发，在生产过程中采用降压策略为两种具体的实施例对本发明变压式蒸汽辅助重力泄油工艺进行详细说明，实施例1和实施例2工艺分别简写为VP-SAGD和VP-ES-SAGD，给出的实施例仅为了阐明本发明，而不是为了限制本发明的范围。以下提供的实施例可作为本技术领域普通技术人员进行进一步改进的指南，并不以任何方式构成对本发明的限制。
实施例1、VP-SAGD开采稠油油藏
采用VP-SAGD方式进行稠油油藏开采，具体步骤如下：
1)模拟均质稠油油藏，大小为50m×50m×30m，不存在边底水，其他参数如表1所示，原油粘温关系和油水相对渗透率关系如图2所示，以SAGD方式进行循环注汽，使生产井与注入井之间形成热联通；
2)保持注入井最大井底压力为4MPa，并按照最大150m3/day的注汽量进行注汽，生产井按照最小井底压力为3MPa进行生产，并保持注采参数不变，按照恒压恒温注入的SAGD方式进行生产；
3)在生产第6年(T1＝6年)(实施降压措施之前横向扩展)将注汽井由最大注汽量为150m3/day的状态调整为关闭状态，与此同时，生产井在去掉最小BHP的限制条件，继续保持生产，汽腔发育状态随时间的变化见图3；
4)在生产过程中监测生产井井底压力，压力变化曲线如图4所示，当生产井井底压力下降至0.1MPa时(T2＝14个月，本实施例中，通过数值模拟表明，当注汽井关井停止注汽后，生产井井底压力从4MPa降低到0.1MPa，所需的T2为14个月。但对于实际油田现场而言，可以非常迅速的实现生产井井底压力快速下降)，重新打开注汽井，按照最大井底压力为4MPa，最大注气量为150m3/day的条件进行注汽，同时加上对生产井最小BHP为3MPa的限制条件，按照SAGD方式继续以恒温恒压的方式进行生产。
本实施例中，在生产过程中开展了1次降压措施。
表1油藏和流体参数表
如图5所示，可以看到，VP-SAGD原油矢量流速更大(箭头越长，代表原油的矢量流速越大)。本实施例VP-SAGD采用降压策略，降压期间，汽腔压力快速下降，放大了生产压差，增加了原油流速，产生“抽汲”作用，使汽腔内部原油快速流出。
如图6所示，本实施例VP-SAGD相比常规SAGD能降低加热带厚度(50％左右)，有效增加了蒸汽与原油之间的传热效率，有利于热量向油层深处传播，促进更多冷油更易被加热，从而为之后长时间的高泄油速度提供保障。
如图7所示，本实施例VP-SAGD相比常规SAGD能够克服SAGD由于自身存在溶解气或外加气体导致流动倾角过小，或因开采时间延长导致流动倾角逐年降低的负面效应；能显著增大汽腔倾角(约43％)，从而增加泄油速度，提高最终了采收率。
实验结果如图8所示，可以看到，稳产期间SAGD与VP-SAGD的产油速率分别为1.27m3/day和1.90m3/day(见图中箭头)，后者比前者增加了49.6％。其中生产后期(2025年左右)二者的累计SOR分别为6.42和5.93(见图中箭头)，后者比前者降低了7.58％；采收率为分别为50.80％和60.98％(见图中箭头)，后者比前者增幅为20.04％。这表明本发明变压式蒸汽辅助重力泄油工艺(VP-SAGD)能显著提高产油速度和最终采收率，同时，有效降低汽油比，减少蒸汽用量和碳排放，是一种非常高效的新型采油工艺。
实施例2、VP-ES-SAGD开采稠油油藏
采用VP-SAGD方式进行稠油油藏开采，具体步骤如下：
1)模拟均质稠油油藏，本模型大小、网格、地层、井位、流体参数与实例1相同(见表1和图2)，以ES-SAGD方式进行循环注汽，注入流体由纯蒸汽改变为10％碳氢化合物溶剂和90％蒸汽，其中水蒸气占注入体积10.4％，碳氢化合物溶剂由C4-C6+构成，C4组分占注入体积87.1％，C6+组分占注入体积2.5％，使生产井与注入井之间形成热联通；
2)保持注入井最大井底压力为4MPa，并按照最大150m3/day的注汽量进行注汽，生产井按照最小井底压力为3MPa进行生产，并保持注采参数不变，按照恒压恒温注入的SAGD方式进行生产；
3)在生产第7年(T1＝7年)(实施例降压措施之前横向扩展)，将注汽井由最大注汽量为150m3/day的状态调整为关闭状态，与此同时，生产井在去掉最小BHP的限制条件，继续保持生产，汽腔发育形态随时间的变化图见图9；
4)在生产过程中监测生产井井底压力，压力变化曲线如图10所示，当生产井井底压力下降至0.1MPa时(T2＝14个月零20天，本实施例中，通过数值模拟表明，当注汽井关井停止注汽后，生产井井底压力从4MPa降低到0.1MPa，所需的T2为14个月零20天。但对于实际油田现场而言，可以非常迅速的实现生产井井底压力快速下降)，重新打开注汽井，按照最大井底压力为4MPa，最大注汽量为150m3/day的条件进行注气，同时加上对生产井最小BHP为3MPa的限制条件，按照SAGD方式继续以恒温恒压的方式进行生产。
本实施例中，在生产过程中开展了1次降压措施。
如图11所示，对于ES-SAGD而言，除了具有抽汲作用，增加传热效率，提高泄油速度外，还能增强溶解降粘。生产过程中采用降压策略，压力恢复后能促进溶剂向原油接触面运移，增强了此处溶剂浓度(汽腔上部溶剂含量增幅约为75％)，从而提升了溶解降粘效率，增加了泄油速度。
得到结果如图12所示，可以看到，稳产期间ES-SAGD与VP-ES-SAGD的产油速率分别为3.3m3/day和5.4m3/day(见图中箭头)，后者比前者增加约64％。其中生产后期(2024年左右)二者的累计SOR分别为2.25m3/m3和2.01m3/m3(见图中箭头)，后者比前者降低约10.67％；累计产油量为分别为23.1×103m3和31.3×103m3(见图中箭头)，后者比前者增幅约为35.5％。这表明变压式溶剂辅助重力泄油工艺(VP-ES-SAGD)能显著提高泄油速度和累计产油量，同时，有效降低汽油比，减少蒸气用量和碳排放，是一种非常高效的新型采油工艺。
以上对本发明进行了详述。对于本领域技术人员来说，在不脱离本发明的宗旨和范围，以及无需进行不必要的实验情况下，可在较宽范围内实施本发明。虽然本发明给出了特殊的实施例，应该理解为，可以对本发明作进一步的改进。总之，按本发明的原理，本申请欲包括任何变更、用途或对本发明的改进，包括脱离了本申请中已公开范围，而用本领域已知的常规技术进行的改变。按附带的权利要求的范围，可以进行一些基本特征的应用。
Claims (2)
1.一种变压式蒸汽辅助重力泄油的稠油开采方法，包括如下步骤：
1)建立油藏模型，以蒸汽辅助重力驱油技术方式或溶剂辅助-蒸汽辅助重力驱油技术方式进行循环注汽，使生产井与注入井之间形成热联通；
2)保持注入井最大井底压力为P1，并按照最大Q1的注汽量进行注汽，生产井按照最小井底压力为P2进行生产，并保持注采参数不变，按照恒压恒温注入的蒸汽辅助重力驱油技术方式或溶剂辅助-蒸汽辅助重力驱油技术方式继续进行生产；
3)在步骤2)条件下生产一段时间T1后，将注汽井由最大注汽量为Q1的状态调整为关闭状态，与此同时，生产井在去掉最小BHP为P2的限制条件，继续保持生产；
步骤3)中，所述一段时间T1的终止时刻位于蒸汽辅助重力驱油技术或溶剂辅助-蒸汽辅助重力驱油技术生产过程中的汽腔横向扩展阶段；
4)在步骤3)条件下生产一段时间T2后，重新打开注汽井，按照最大井底压力为P1，最大注汽量为Q1的条件进行注汽，同时加上对生产井最小BHP为P2的限制条件，按照蒸汽辅助重力驱油技术方式或溶剂辅助-蒸汽辅助重力驱油技术方式继续以恒温恒压的方式进行生产；
所述一段时间T2的终止时刻为所述生产井井底压力下降阶段中压力降至最低的时刻。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：所述方法还包括：在步骤4)后依次重复步骤3)、步骤4)，如此循环至生产结束。
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