中深层稠油油藏sagd开采技术

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1、中深层稠油油藏SAGD开采技术摘要：针对辽河油田曙一区中深层稠油油藏开发现状及存在问题，通过多年的室内研究与实验、联合攻关和不断创新，形成了较为完善的SAGD注汽、举升和动态监测等一系列工艺技术，为保证辽河油田持续稳产提供了强大的技术支持。关键词：SAGD；注汽；举升；监测1曙一区杜84块基本情况1.1油藏概况曙一区构造上位于辽河盆地西部凹陷西部斜坡带中段，东邻曙二、三区，西部为欢喜岭油田齐108块，南部为齐家潜山油田，北靠西部突起，为倾向南东的单斜构造，油藏埋深530m-1100m。主要有杜84块和杜229块两个SAGD开发区块

2、，总探明含油面积8.7km2，已动用3.5km2；总探明地质储量7708×104t，已动用3561×104t。该块主要具有以下地质特征：1)断块整装，构造形态简单；2)受沉积环境影响，各层组油层发育差异大；3)储层胶结松散、物性好，为中-高孔、高渗-特高渗储层。；4)边、底、顶水活跃，油水关系复杂；5)油层埋深浅，原始地温低；6)原油性质差，属超稠油。地面脱气原油20℃时密度一般大于1.0g/cm3，50℃时粘度一般在16～23×104mPa•s，地层温度为38～45℃，原始地层条件下不能流动。表1-1曙一区超稠油油藏基本参数指标

3、杜229块杜84块兴隆台油层馆陶油层兴Ⅵ组油层深度，m840-1100530～640660～810连续油层厚度，m10～2011250～70孔隙度，%32.236.327渗透率，μm21.485.541.92含油饱和度，%>60>60>60地层温度下原油粘度，104mPa•s5～723.216.81.2开发现状目前，辽河油田杜84块超稠油SAGD已开发26个井组，其中先导试验区8个井组，扩大18个井组。其中，直井与水平井组合22个井组，双水平井组合4个井组。26个井组SAGD阶段累积注汽505.42万吨，累积产液478.91万吨，

4、累积产油100.76万吨，累计油汽比0.199，累计采注比0.948。截止到2010年6月17日，SAGD开发日注汽5850吨，日产液8242吨，日产油1510吨，含水81.7%，瞬时油汽比0.26，瞬时采注比1.41。年注汽119.7万吨，年产液141.8万吨，年产油26.5万吨，年油汽比0.22，年采注比1.18（见图1-1）。6图11曙一区超稠油综合开采曲线2SAGD开采基本原理及过程蒸汽辅助重力泄油是以蒸汽作为热源，依靠沥青及凝析液的重力作用开采稠油。蒸汽从上面的注入井注入油层，注入的蒸汽向上及侧面移动。向上扩展速度比向

5、侧面扩展快，最后向上的扩展受到了油藏顶部的限制，于是向侧向扩展。SAGD开发分为预热阶段和SAGD操作阶段，在进入SAGD操作阶段前，为了在注汽和采油井之间建立一个统一的热连通，缩小井间压差。从而花费最短的时间转入SAGD生产，一般要采取预热的方式建立热连通。预热的方式有两种：蒸汽吞吐预热和循环预热。循环预热是指高温蒸汽在不进入油层（或极少量进入油层）的情况下加热油层，蒸汽仅在水平井内循环一圈，故称循环预热。对于浅层超稠油油藏，由于油层埋藏较浅（一般200-300m），油藏具有一定的能量，国外SAGD水平井循环预热方式一般采用真空

6、隔热管或油管下至水平井脚尖处进行注汽，油套环形空间返液，这种方式工艺比较简单，实现循环预热工艺难度较小。而辽河油田SAGD预热阶段最先采用的是蒸汽吞吐预热方式，即在转SAGD前，对水平井进行2～3轮次的蒸汽吞吐预热，在注采间形成连通。由于蒸汽吞吐水平井段油层受热不均，易造成水平段油层动用不均、单点突进、双水平井井间连通均匀程度差等问题。针对这些问题，辽河油田选择在杜229块开展了双水平井循环预热试验（见图2-1），并取得了较好的试验效果。图2-1双水平井SAGD循环预热示意图6循环预热与吞吐预热方式相比具有以下优点：一是利于水平段

7、沿程受热比较均匀；二是循环预热较吞吐预热地层存水量少；三是循环预热较吞吐预热更有利于均匀加热双水平井井间冷油区；四是循环预热与吞吐预热相比，能够使水平段温度持续保持在200℃以上。63SAGD开采工艺及配套技术图3-1球形汽水分离器3.1注汽工艺技术3.1.1高效汽水分离技术针对高干度注汽难的问题，研发了高温高压球形汽水分离器（见图3-1），采用旋风分离筒分离汽水，分离效率高，实现了出口蒸汽干度从75%提高到99%（见表3-1），使中深层稠油注汽工艺技术取得重大突破。表3-1不同测试方法所测蒸汽干度值序号测试方法监测内容蒸汽流量，

8、t/h锅炉出口干度，%分离后蒸汽干度，%1钠度计法（PNa电极法）Na+1776～78〉992光谱分析法Na+、K+1774～80100图3-2间歇注汽管柱3.1.2间歇注汽技术该注汽管柱采用改进的蒸汽驱注汽管柱（见图3-2），即：隔热管接箍密封器