原油层中的多分支蒸汽注入生产井
原油层中的多分支蒸汽注入/生产井
Christine A. Ehlig-Economides, SPE, and Belkis Fernandez, SPE, Schlumberger, and
Michael J. Economides, SPE, U. of Houston
摘要
随着现代钻井技术的发展，现在在同一垂直线或水平线上打造多分支的钻油井也成为了可能。有些原油层很厚，垂直渗透率又较低，这样打造单水平井就显得毫无吸引力。而且，储油层油体有很高的粘度，这非常不利于流动。因此，水平叠放的分支钻井将有效地创建一个薄排水区，在这个区里垂直流动就更为宽松。然而，热力采油的明显好处就是有利于蒸汽注入，用各勘测方法来改善蒸汽辅助重力驱油（SAGD）的应用。
作为SAGD概念的延伸，本文采用热储油层模拟来研究在蒸汽注入井和生产井之间距离增加的影响，或者增加生产井使其高于或低于SAGD布井方式，通过注入蒸汽使更多的热量传递到储油层。模拟的Eclipse 500使用的储油层和流体性质，在委内瑞拉的Bachaquero领域都有典型表现。良好的经济性证实了该方法的优点。
引言
通常情况下，高粘稠石油（原油）被发现在相对较浅的油层，其特点往往是厚厚的，或者是不紧或疏松的岩石。委内瑞拉的奥里诺科河地带是一个有丰富原油的例子。水平渗透率通常高达10达西或以上，但是原油的粘度也很高，经常也是超过10000 cp。由此产生的流动性，，也是足够低，垂直井的常规生产是最好的轻微经济。通过对比，比打火机油较深的储油层的迁移率经常超过100 md/ cp或更多。
常常，在厚储油层中最佳的油井轨道是垂直井，因为生产率是流动厚度的函数。在薄储油层水平井虽然对生产率有显著的提高，但是在厚储油层，生产力水平的提高，需要一个良好的垂直渗透率(Joshi等人和Economides等人)。然而，在厚储油层，当水平井作为一种策略，通过蒸汽覆盖在上面或冷凝水覆盖在下面来减轻气体或水的时候，垂直渗透率较低可能是有益的。
稠油生产在经济上的成功是用垂直井和水平井通过冷采和蒸汽注入的策略证明。
复杂油井架构的出现提供了一个潜在的极具吸引力的布井方式，一个可以构建多层次/多分支的计划。本文重点对平行分支井的布井方式进行研究，见图1。将蒸汽注入井布置在生产井上面（如SAGD）或下面（颠倒SAGD）的研究案例都被考虑到了。各种横向布井方式的垂直温度曲线的检验表明，多余的热量，可以用来提高生产速度和最终采收率。这种做法值得一提，因为它是一个完成的工程，能使生产和注入在同一水平井和环形流中生产的油套管和蒸汽注入进油管柱（单水平井SAGD）。
冷采
从历史上看，稠油生产是可能的，主要是因为浅储油层能用垂直井很便宜地钻探，即使产量很低也可以支付油井费用。在水平井钻井变得普遍之前，提高原油产量的主要途径是蒸汽注入，无论是周期性还是连续注入间隔很近的垂直生产井模式。
在过去的几年里，其他三个机制相继出台，长期没有足够的蒸汽或热水注入提高了原油产量的冷采现在已经被普遍使用。首先，水平井提供了一种方法将产量增加，如可以将垂直井的平均产量提高3倍到10倍以上。通常情况下，水平井垂直井的增量成本是远远低于50％的。
第二个冷采技术是使用潜水泵将压力降低到足以引起一个称为泡沫石油生产的特殊流动机制。在泡沫油下达到的生产率往往比经典达西定律估计的预测值要大得多。显然，生产的泡沫油来源于在储油层和仍然夹带泡沫的阶段处理气体的时候。泡沫石油并不总是会发生，它是原油组成的函数。
第三个冷采过程是使用PDP（容积泵）或允许油中有一定含砂量的螺杆泵。按体积算有达30％的产砂量，原油生产率随着时间等因素的推移可能会增加高达20倍。生产率的显著提高的解释就是虫洞的形成，就是在油井管道附近出砂的现象。这对有效油井半径有不断增大的影响。
在这项研究中冷采模拟的目的是提高额外增放的水平分支井的策略能力。 单级冷采。横向单级冷采的情况如图1a。模拟在这种情况下进行，在本工作其他情况下使用的相同流体和岩石性质有着重要作用，见参考文献10。这些都列在表1里。所有的模拟都在一个封闭的矩形储油层排水体积没有大气压下进行。图2和图3显示了相对饱和渗透率和原油粘度对温度的关系。所有的模拟都在恒定的蒸汽注入速度下进行。通过该模型调整了注入压力，以保持恒定的注入速率，注入温度为注入压力下的自动饱和温度。 多级冷采。在厚储油层，水平井的产油能力未必比垂直井多。然而，在这项研究中所使用的参数，经过17年的生产，垂直井的累计产量和1500英尺的水平井分别是620 MSTBO和2248 MSTBO。解释水平井性能突出的关键参数是该模型的垂直渗透率是水平渗透率的50％。水平井所产生的干扰压力在垂直距离超过200英尺时是可以忽略不计的。这表明，2个平行的水平井（如图1b）将加速并提高采收率。图4显示了单级水平井与不同布井方式分支井采收率的比较，图5显示了每口井间距所带来的收益净现值（NPV）。这些数字组成的实曲线显示了单级水平井的行为，通过对比累计生产和NPV之间的行为，显示了叠放分支井早期的高生产率的对经济的重要性。图5表明分支井之间的垂直距离应尽可能大。虽然这种情况无法实际演练运行，厚度为800英尺油层最佳间距可能约270英尺。
图1.该工作考虑到的油井配置图；每个均代表标准的分支井横截面
SAGD
SAGD概念是从加拿大引入的。该技术需要钻两个平行布置的水平井。如图1.1c所示，上面的为蒸汽注入井，下面的为石油生产井。Butler和Stephens的分析模型表明了它们之间最佳的分支井长度和距离的方法。他们的模型建议分支钻探井的距离要非常近。
对于这项工作，一些模拟被用来研究如何优化设计厚原油层的多级井。对比前面的结论，根据NPV准则，仿真结果表明，蒸汽注入井和生产井之间的距离越大，结果将越好。在参考文献13中得出了同样的结论。
参考文献9中，分析模型不足之处的讨论超出了本文的范围。然而，值得一提的一个问题是存在一个低于蒸汽出口速度的临界蒸汽注入速度的结论将不会得到。由Ehlig-Economides等人最近写的一篇论文讨论了临界速度的概念，因为它涉及到垂直井的锥角和水平井的顶饰。这个问题的很多文献都对这个速度是否存在表示了相当大的怀疑。其他来源的参考文献12指出，在稳定状态下，泄漏总是会发生，在泄漏前能恢复就是独立的生产速度。因为，在这种情况下，稳定状态依赖于注入，这个逻辑的可能推断就是，无论使用什么注入速度，在SAGD过程中水或蒸汽在泄漏前能恢复出油就是相同的。因此，降低注入速度以防止水或蒸汽泄漏，与降低产量是相同的因素。需要改进分析模型来捕获所有用于支配这项工作的数值模拟方程所涉及到的物理过程。
图2.相对渗透率对饱和度的依赖关系
图3.原油粘度对温度的依赖关系
图4.单级油井和两个平行布置油井的冷采产油率比较图
图5.冷采情况下收益的净现值比较图
已经建立的蒸汽泄漏会出现，这一点必须认识到，形成温度变化的主要来源是注入蒸汽的运动引起的对流传热，不是导体传热。一旦发生水或蒸汽泄漏，传导传热过程仍然会发生，横向包括从蒸汽嵴，蒸汽注入井和生产井之间的运动，随着时间的推移，能不断提高生产力。
产生的蒸汽另外的一个好处是通过减小生产的流体密度和降低原油粘度来提供天然电梯运送。如果当产生的蒸汽过多，蒸汽注入速度就会削减，将允许生产井附近的蒸汽进入冷凝阶段。这种看法与另一个现行做法，在生产井蒸汽循环流通有关（人工升降用）。
接下来的章节的仿真结果表明，注入井和生产井之间有足够的距离，对石油产量的首要影响就是形成蒸汽注入压，使压强升高。然后，在石油和水的产率长期达到稳定后就能进一步增加采收率，直到蒸汽泄漏。
SAGD恢复能力增强。给SAGD布井方式的第一次调查是模拟预测一系列的注入井和生产井之间的距离。图6预测了随着时间的推移石油和水的生产速度。模拟开始时用冷水生产，745天以后开始用蒸汽注入。不到1个月就发生了泄漏，3个月左右（间距120英尺为7个月）以后，水生产速度达到稳定。油生产速度随油井间距的增加而增加。同样，收益净现值随油井间距的增加，如图7所示。
倒置的SAGD
已经看到产生的蒸汽可能是不可取的，对从下面注入是否能提高SAGD的性能的问题也进行了调查。倒置的SAGD布井方式如图1d所示。对油和水的产量预测如图8所示，图9的收益NPV比较图说明了这种布井方式通常比上面蒸汽注入SAGD做法有点逊色。
图10的温度分布曲线图说明了倒置SAGD提供不同的结果的原因。虽然在SAGD过程中上升的蒸汽会损失超负荷热量，倒置SAGD中蒸汽泄漏要早些。上升的蒸汽仍然更多的由本地注入/产生，加热到蒸汽温度的总面积没有SAGD大。图10反映了倒置SAGD的整体热效率，这表明了蒸汽/产油速比（注入蒸汽速率除以产油率）和温度随时间变化。这些观察结果涉及模拟情况下，在油井间保持40英尺的相对较小的间距以及保持恒定的蒸汽注入速率。油井间更大的间距和调整蒸汽注入速度之后，看倒置SAGD的性能是否将显著提高，应做更多的工作。
温度分布曲线也表明，观察到温度过高后布置第二个生产井，有可能会有额外的好处。下一节将考虑另外的两个布井方式，一个是将下面的一个放在第一个下面（图1e）另一个是在蒸汽注入井上面增加一个生产井（图1f）。
图6.分支井间不同距离的SAGD布井方式时石油和水生产速度的比较图
图7.SAGD情况下收益的NPV比较图
图8.SAGD和倒置SAGD布井方式油和水生产速率（分支井间距离120英尺）
图9.SAGD倒置SAGD收益的NPV比较图
图10.SAGD和倒置SAGD模拟温度和蒸汽/石油速比
多级热采
这项研究的最终案例是检查增加的另一横向产生的流体概念，在模拟中可以观察温度的升高。正因为如此，我们所看到的热量，就是温度的升高。这两种情况模型——一个是两个生产井在注入井下面（多级SAGD），一个是第二个生产井在注入井上面（夹层SAGD），可由图11启发得到。多级SAGD的情况，两个生产井在注入井下面，表现要优于夹层SAGD，如图12和13所示。对于夹层SAGD，相等间距，注入井和生产井的上面和下面的间距相等。注入井的间距比较低的生产井近一些可能会获得更好的结果。
图11.SAGD和倒置SAGD的模拟温度分布
图12.有两个生产井的SAGD的石油采收率和水采收率
图13.SAGD情况下收益的NPV比较图。
经济性
表2列出了各种多级井布井方式的收益NPV的汇总。“单级冷采”大致应用于中间储油层。“多级冷采”应用于相互之间的距离大约120英尺的两口油井。SAGD应用于蒸汽注入井和生产井之间最佳间距为120英尺的注入井顶部。倒置SAGD与SAGD布井方式和间距相同，但注入井在底部。“多级SAGD”应用于两个生产井在注入井下方间距除120英尺外的地方。最后，“夹层SAGD”应用于注入井在两个生产井之间所有间隔120英尺的对方。
因为在世界不同地区成本差异很大，净现值在这里没有显示。然而，比较期权中它很明显，增量收入净现值应当平衡增量成本。例如，单井冷采和双水平井冷采的增量收入净现值应和第二个水平分支钻井的增量成本作比较。单级SAGD和双水平井冷采的增量收入净现值应该和蒸汽注入成本的净现值平衡等等。（在表1中，原油的价格采取美元$10/bbl。）在接下来的段落中，所有的净现值是指收益的净现值。
从表2中可以得出一些重要结论：
有了15％的折扣，多级冷采和单级冷采的增量净现值约为300万美元，反映了51％的增量。SAGD超过多级冷采增量净现值2百万美元，约23％。不过，考虑到17年的净现值，多级和单级冷采之间增加了大约4百万美元，相当于减少了44％的增长。然而，在将SAGD与多级冷采比较后，增量净现值为500万美元，与5年的净现值相比，增幅占36％。这是显著的，表示与SAGD持续的利益相比，冷采的性能在下降。
如果需要更大的折扣率，就需要通过削减SAGD来提供长期持续的生产。在将5年和17年的SAGD和多级冷采作比较时，增量净现值只有0.63美元和2.28亿美元，分别占增量的8％和22.8％。在这些情况下，注入蒸汽的成本可能会妨碍SAGD和指向多级冷采。
倒置，多级，夹层SAGD案例提供额外的收益净现值计算。这些显示了5年对多级，夹层SAGD投资回报的显著改善，因为是早期生产的。
讨论
开始这项研究，目的就是扩大以前调查所提供的分析模型。然而，获得的数值模拟使调查研究更加普遍。然而，在同一时间，通过分析模型提供的模拟并不容易概括，时间也不容许全面彻底的研究敏感的关键参数，包括储油层厚度，垂直渗透率，石油比重，初始压力，注入速度等。然而，模拟类似于观测委内瑞拉SAGD过程的性能。
结论
本文质疑了SAGD油井布井方式设计而采用的做法，该方法基于薄储油层模型的启发。两个一般性的结论是：
1、蒸汽注入井和生产井之间的距离较大是有益的。
2、多余的热量被其他的生产井吸收。
建议进一步研究并优化这些几何形状和调查其他情形。
命名法
致谢
在此衷心感谢Schlumberger的管理层，对这项工作的支持和鼓励。
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