王泰超 ，朱國金 ，田冀 ，王凱 ，吳昊

（1.中海油研究總院，北京100028；2.海洋石油高效開發(fā)國家重點實驗室，北京100028）

油砂SAGD開發(fā)后期轉(zhuǎn)火驅(qū)數(shù)值模擬

王泰超1，2，朱國金1，2，田冀1，2，王凱1，2，吳昊1，2

（1.中海油研究總院，北京100028；2.海洋石油高效開發(fā)國家重點實驗室，北京100028）

當蒸汽輔助重力泄油（SAGD）開發(fā)進入平臺期末時，日產(chǎn)油量降低，汽油比急劇升高，在蒸汽腔發(fā)育的楔形區(qū)域存在大量剩余油，造成熱量的損失，并降低了開發(fā)的經(jīng)濟性。文中提出了SAGD開發(fā)后期轉(zhuǎn)火驅(qū)的接替方式，基于加拿大某油砂區(qū)塊儲層、流體特征建立數(shù)值模擬機理模型，將蒸汽腔波及至油層頂部邊緣位置時作為轉(zhuǎn)火驅(qū)的開發(fā)時機，利用在SAGD井兩側(cè)添加的垂直注氣井排與原水平生產(chǎn)井分別作為火驅(qū)開發(fā)的注、采井，對轉(zhuǎn)驅(qū)開發(fā)進行油藏數(shù)值模擬研究。結(jié)果表明：轉(zhuǎn)驅(qū)開發(fā)分為4個階段，即氣驅(qū)次生水期、火驅(qū)見效期、火驅(qū)穩(wěn)產(chǎn)期以及產(chǎn)量遞減期；轉(zhuǎn)驅(qū)采出程度達到20.9%，平均空氣油比僅為788m3/m3，最終采收率達到82.1%。該研究對于油砂高效開發(fā)具有積極的推動作用。

油砂；火驅(qū)；數(shù)值模擬；SAGD；平臺期

0 引言

火燒油層又稱火驅(qū)采油技術（簡稱火驅(qū)），是世界上最早開展的熱力采油技術之一，自20世紀60年代以來，羅馬尼亞、印度、前蘇聯(lián)以及美國等多個國家進行了大規(guī)模的礦場試驗以及工業(yè)化應用［1-4］。在我國，火驅(qū)技術主要應用于注蒸汽后的油藏提高采收率，是稠油、特稠油開發(fā)重要且經(jīng)濟的接替技術［5-7］。然而，絕大多數(shù)火驅(qū)礦場試驗采取直井井網(wǎng)，但采用該井網(wǎng)開采超稠油很難取得良好的經(jīng)濟效益。近年來，一些火驅(qū)開采超稠油的技術，例如 COSH［8］，THAI［9-10］，雖均為國內(nèi)學者認可，但由于操作以及安全等因素，并未在礦場得到成功應用。

蒸汽輔助重力泄油（SAGD）是一種適用于開采油砂的技術［11-12］。L項目位于加拿大西南部阿爾伯塔省，自2003年開始進行SAGD開發(fā)礦場試驗，2006年起擴大試驗規(guī)模，截至2016年底，已有127對注、采井投產(chǎn)，采出程度達到28.6%。在SAGD開發(fā)過程中，當蒸汽腔擴展至油層頂部邊緣位置時，生產(chǎn)特征逐漸表現(xiàn)為日產(chǎn)液量、日產(chǎn)油量降低，汽油比、產(chǎn)出液含水率升高［13］，這使得SAGD開發(fā)熱利用率降低，經(jīng)濟效益變差，因此，需要有效的接替技術改善SAGD開發(fā)末期的生產(chǎn)狀況［14-15］。本文提出了SAGD開發(fā)末期轉(zhuǎn)火驅(qū)技術，分析了SAGD不同開發(fā)階段油藏溫度、含油飽和度的變化規(guī)律，確定了合理的轉(zhuǎn)驅(qū)時機及井網(wǎng)井型。利用油藏數(shù)值模擬技術，總結(jié)了火驅(qū)開發(fā)的生產(chǎn)特征，對火驅(qū)開發(fā)效果進行了評價。

1 雙水平井SAGD開發(fā)生產(chǎn)特征分析

為了分析油砂SAGD開發(fā)不同階段生產(chǎn)特征，本文根據(jù)L項目某油砂區(qū)塊油藏參數(shù)（見表1），建立數(shù)值模擬機理模型。數(shù)值模擬器選擇加拿大商業(yè)軟件CMG（版本 2015.10）的STARS模塊，模型網(wǎng)格數(shù)為49×100×25=122500個，網(wǎng)格步長為2 m×7 m×1 m。

表1 L油砂區(qū)塊油藏參數(shù)

從模擬結(jié)果（見圖1）看，SAGD開發(fā)可分為吞吐預熱期、蒸汽腔上升期、平臺期以及產(chǎn)量遞減期4個階段。

圖1 SAGD開發(fā)生產(chǎn)特征曲線

階段間轉(zhuǎn)換與蒸汽腔的發(fā)育情況有關（見圖2。IK方向即垂直于水平井軌跡方向）：在經(jīng)過90 d吞吐預熱后，注、采井間形成熱連通，產(chǎn)出液含水率超過75%，表明吞吐預熱過程中注入的蒸汽冷凝后流入生產(chǎn)井；在生產(chǎn)階段，隨著蒸汽的注入，蒸汽腔不斷向油層頂部發(fā)育，被加熱的原油通過重力作用不斷流入生產(chǎn)井，產(chǎn)出液含水率、產(chǎn)油量逐漸升高；產(chǎn)量上升期持續(xù)480 d后，蒸汽腔發(fā)育至油層頂部，開發(fā)進入平臺期，此時隨著蒸汽的注入，日產(chǎn)油量、汽油比基本保持在一個定值。截至平臺期結(jié)束，SAGD共生產(chǎn)2974 d，采出程度達到61.2%。當蒸汽腔發(fā)育至油層頂部邊緣位置時，進入產(chǎn)量遞減期，蒸汽熱損失逐漸增加，表現(xiàn)為日產(chǎn)油量開始下降，產(chǎn)出液含水率及瞬時汽油比急劇上升。

圖2 不同時期SAGD開發(fā)溫度場及含油飽和度場（IK方向）

2 SAGD開發(fā)后期轉(zhuǎn)火驅(qū)研究

2.1 可行性分析

超稠油在油層條件下流動性較差，這為火驅(qū)開發(fā)帶來了很大的挑戰(zhàn)。到目前為止，行之有效的方法主要有2種：一種是將火驅(qū)應用于注蒸汽開發(fā)后的油藏，注蒸汽后原油黏度成指數(shù)形式下降，為煙道氣驅(qū)提供了有利的流動條件［16］；另一種方法是利用直垂組合（THAI）井網(wǎng)，使被加熱的原油具有更短的泄油通道。但是對于THAI技術井網(wǎng)而言，最大的問題是水平生產(chǎn)井氧氣含量難以控制，一旦氧氣隨著高溫可動油進入生產(chǎn)井，會在地層中形成大范圍的原始油區(qū)并且燒毀水平井，這給工程實施帶來了很大風險［17］。

根據(jù)前文研究結(jié)論，當SAGD開發(fā)進入平臺期末時，日產(chǎn)油量降低，產(chǎn)出液含水率以及瞬時汽油比升高，SAGD開發(fā)經(jīng)濟性變差，而火驅(qū)開發(fā)具有高原油采收率、低能耗等優(yōu)勢，在燃燒前緣推進的過程中日產(chǎn)油量以及含水率保持在較穩(wěn)定的水平，適用于注蒸汽后的油藏提高采收率。然而，若在蒸汽腔尚未波及至油藏邊緣位置時轉(zhuǎn)驅(qū)，SAGD井對間熱連通尚未建立，原油流動性較差，不利于火驅(qū)開發(fā)長距離泄油。

從圖2可以看出，SAGD開發(fā)進入平臺期末，即蒸汽波及至油藏頂部邊緣位置時，蒸汽已波及區(qū)域溫度達到210℃，蒸汽腔前緣溫度大于110℃。從圖3a可以看出，絕大部分原油黏度已經(jīng)低于1000 mPa·s，原油具有一定的流動性；從圖3b可以看出，蒸汽掃過的區(qū)域含油飽和度依然大于0.2，考慮到火驅(qū)燃料消耗量通常為原始含油飽和度的5%～10%，剩余油可以滿足燃料的供應需求。

圖3 平臺期末原油黏度場及含油飽和度場（IK方向）

此外，蒸汽腔楔形位置邊緣富含剩余油，在此位置部署注氣井有利于燃燒前緣的啟動，并且可以利用原SAGD開發(fā)的垂直觀測井作為注氣井，節(jié)省了鉆井成本；與此同時，利用原水平生產(chǎn)井作為轉(zhuǎn)驅(qū)開發(fā)的生產(chǎn)井，可以增大火驅(qū)過程中原油的泄油面積。因此，平臺期末——即蒸汽腔發(fā)育至油層頂部邊緣位置時，是轉(zhuǎn)火驅(qū)開發(fā)的最佳時機，采用垂直注氣井排與水平生產(chǎn)井組合的井網(wǎng)是火驅(qū)開發(fā)有效的井網(wǎng)模式。

2.2 生產(chǎn)特征

根據(jù)以上研究結(jié)果，利用原水平生產(chǎn)井作為火驅(qū)開發(fā)生產(chǎn)井，在生產(chǎn)井兩側(cè)分別部署垂直注氣井7口，注氣井間距100 m，注、采井距49 m（見圖4）。數(shù)值模擬控制注氣井最大注氣壓力3MPa。為最大程度地降低空氣超覆影響，注氣井在油層的中部及底部射開。

圖4 轉(zhuǎn)驅(qū)開發(fā)井位部署示意

將SAGD平臺期末油藏溫度場、含油飽和度場、油藏壓力場作為火驅(qū)開發(fā)的初始屬性場。根據(jù)流體特征，建立包括水、重質(zhì)油、輕質(zhì)油、二氧化碳、溶解氣、氮氣、氧氣以及焦炭共3相8個組分的數(shù)值模擬模型。火驅(qū)數(shù)值模擬過程中，燃燒主要由4個反應控制——重質(zhì)油裂解、重質(zhì)油燃燒、輕質(zhì)油燃燒、焦炭燃燒。

從火驅(qū)數(shù)值模擬結(jié)果（見圖5）可以看出，轉(zhuǎn)驅(qū)開發(fā)可以分為4個階段：第1階段為氣驅(qū)次生水期。由于SAGD開發(fā)末期油藏含水率較高，油藏壓力較大，隨著空氣的注入，原蒸汽波及區(qū)域冷凝的次生水逐漸沉降，注、采井間形成泄水通道，殘存在地層中的次生水不斷被空氣及燃燒產(chǎn)生的煙道氣擠占孔隙位置而驅(qū)出，產(chǎn)出液含水率逐漸增大。第2階段為火驅(qū)見效階段。在經(jīng)過約100 d的“氣驅(qū)水”過程后，產(chǎn)出液含水率達到峰值，進入火驅(qū)見效階段。在這個階段，由于大部分SAGD開發(fā)產(chǎn)生的次生水已經(jīng)被驅(qū)出，因此日產(chǎn)油量開始逐漸升高，產(chǎn)出液含水率也從56.8%下降至23.0%。第3個階段為穩(wěn)產(chǎn)期。這個階段表現(xiàn)出了火驅(qū)的高溫燃燒特征，產(chǎn)出液含水率以及日產(chǎn)油量保持在一個穩(wěn)定的水平。產(chǎn)出液含水率穩(wěn)定在22%～24%，平均日產(chǎn)油量約為92.0m3，峰值日產(chǎn)油量可以達到93.8m3，與SAGD開發(fā)平臺期平均日產(chǎn)油量基本持平，是轉(zhuǎn)驅(qū)前日產(chǎn)油量的1.5倍。第4階段為產(chǎn)量遞減期。穩(wěn)產(chǎn)期持續(xù)425 d后進入產(chǎn)量遞減期。在這個階段日產(chǎn)油量逐漸下降，產(chǎn)出液含水率逐漸增大，這是由于燃燒前緣逐漸推進至生產(chǎn)井或者氧氣從生產(chǎn)井突破所導致。同時為了降低油藏壓力，保證安全生產(chǎn)，模型中降低了注氣井的注氣速率。當氧氣從生產(chǎn)井突破時（產(chǎn)出端氧氣質(zhì)量分數(shù)大于3%），模型停止運算。整個火驅(qū)過程持續(xù)1000 d，采收率可以達到20.9%，累計空氣油比為788m3/m3，加之SAGD平臺期末61.2%的采收率，最終采收率可以達到82.1%。

圖5 轉(zhuǎn)驅(qū)開發(fā)生產(chǎn)特征曲線

3 結(jié)論

1）根據(jù)對SAGD開發(fā)典型生產(chǎn)特征研究后得出結(jié)論：蒸汽腔發(fā)育至油層頂部邊緣位置時，水平注、采井兩側(cè)形成熱連通，超稠油黏度明顯下降，是轉(zhuǎn)火驅(qū)的最佳時機。推薦采用原水平井兩側(cè)部署的垂直注氣井排與原水平生產(chǎn)井作為火驅(qū)開發(fā)的注、采井。

2）火驅(qū)數(shù)值模擬結(jié)果表明，轉(zhuǎn)驅(qū)開發(fā)分為4個階段，即氣驅(qū)次生水期、火驅(qū)見效期、火驅(qū)穩(wěn)產(chǎn)期以及產(chǎn)量遞減期。截至關井時，轉(zhuǎn)驅(qū)采出程度可以達到20.9%，空氣油比僅為788m3/m3，最終采收率可以達到82.1%。

3）本研究結(jié)果對提高油砂開發(fā)采收率以及水平井火驅(qū)的合理利用開辟了新思路、新方法。SAGD開發(fā)后期轉(zhuǎn)火驅(qū)技術以及水平井火驅(qū)的注采工藝研究可能是油砂開發(fā)的主要攻關方向。

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（編輯 李宗華）

Numerical simulation of fire flooding for later SAGD development of oil sand

WANG Taichao1，2,ZHU Guojin1，2,TIAN Ji1，2,WANG Kai1，2,WU Hao1，2
(1.CNOOC Research Institute,Beijing 100028,China;2.State Key Laboratory of Offshore Oil Exploitation,Beijing 100028,China)

The daily oil production decreases and the steam oil ratio increases sharply when the steam assisted gravity drainage(SAGD)comes into its later stage with great residual oil existing in the wedge zone,resulting in the loss of heat and the reduction of the economic gain.This paper proposes a new method,turning to in-situ combustion(ISC)in the later SAGD.Firstly,a numerical model was established on the basis of reservoir and fluid parameters from a block in Canada,and the time when the steam chamber spreads to the edge of the SAGD well pair pattern is determined to be the optimum time to turn to ISC for the typical reservoir.Taking the adding vertical wells as air injection on both sides of the SAGD well and horizontal well as production well,the numerical simulation was studied.The results show that the development of in-situ combustion is divided into 4 stages:the period of gas driving,the response period of battle line,the period of stabilized production and the production decline period.Another 20.9%of the OOIP can be obtained in the ISC stage,with the air oil ratio of 788m3/m3,and the ultimate oil recovery of the reservoir is 82.1%.The study of in-situ combustion has a positive effect on the development of oil sand.

oil sand;in-situ combustion;numerical simulation;SAGD;platform period

國家科技重大專項課題“海上稠油熱采技術”（2016ZX05025-004）；國家科技重大專項專題“油砂SAGD開發(fā)地質(zhì)油藏評價及方案優(yōu)化技術”（2016ZX05031-003-004）

TE345

A

10.6056/dkyqt201706022

2017-04-28；改回日期：2017-09-12。

王泰超，男，1989年生，工程師，碩士，2015年畢業(yè)于中國石油大學（北京）油氣田開發(fā)工程專業(yè)，現(xiàn)從事稠油熱采科研與生產(chǎn)工作。E-mail：wangtch3@cnooc.com.cn。

王泰超，朱國金，田冀，等.油砂 SAGD 開發(fā)后期轉(zhuǎn)火驅(qū)數(shù)值模擬［J］.斷塊油氣田，2017，24（6）：836-839.

WANG Taichao，ZHU Guojin，TIAN Ji，et al.Numerical simulation of fire flooding for later SAGD development of oil sand ［J］.Fault-Block Oilamp;Gas Field，2017，24（6）：836-839.