不同類型水層對油砂SAGD開發的影響分析

皮建，朱磊，武靜，楊仁鋒，唐莎莎，王興龍 （中海油研究總院，北京100028）

油砂是指油、水、砂的混合物。油砂油在地下呈固體狀態，不能流動，在原始油藏條件下其黏度大于1.0×104mPa·s，相對密度大于1.0［1～3］。

隨著能源需求的不斷增加，油砂作為非常規油氣資源的主要構成部分，近年來在全球烴類能源供應中所占的比例不斷增大，在世界能源供給中起著舉足輕重的作用，是未來油氣資源的主要接替資源之一。油砂開發技術包括兩大類：露天開采和鉆井開采。隨著可供露天開采的油砂儲量不斷減少，以及環境保護要求的提高，鉆井開采動用的油砂儲量將會越來越多，鉆井開采中的蒸汽輔助重力泄油技術（SAGD）發展應用快，產量增長迅速，前景廣闊。

由于油砂密度大于水的密度，水層與油砂層之間不存在統一的油水界面，非均質性較強的油砂區塊中水層與油砂層的分布較為復雜。位于油砂層之上的水層稱為頂水，位于油砂層中間的水層稱為層內水層，位于油砂層之下的水層稱為底水。在油砂SAGD開發中，層內水層、頂水、底水的存在對油砂的開發效果必然產生一定的影響。從生產實踐出發，研究上述水層如何影響油砂SAGD開發效果，以及相應的應對策略和措施。

1 常規油砂SAGD開發生產特征

加拿大阿爾伯達能源局從20世紀80年代開始總共開展了3期地下先導性試驗，Ⅰ期（1987～1990年），鉆3個水平段長各為60m的水平井對，井距25m，證實了SAGD的技術可行性；Ⅱ期（1990～2006年），鉆3個水平段長各為500m的水平井對，井距70m，證實了SAGD的商業可行性；Ⅲ期從地面鉆井，水平段長650m，主要驗證鉆完井技術上的可行性。

Ⅱ期試驗選擇在常規油砂區塊中開展，該區塊儲層厚度20m，地層非均質性較弱。從Ⅱ期的生產動態變化（圖1）可以看出，SAGD投產1.5年后產量達到高峰，穩產約3年，單井對日產瀝青100m3，日注汽250m3，汽油比2.5；每米水平井段瀝青產量1.25bbl／d（1bbl＝159L），預熱時每米水平井段注汽0.1m3／d，SAGD生產時每米水平井段注汽0.5m3／d。Ⅱ期油砂SAGD開發表現出明顯的上產、穩產、遞減3個階段，與經典的SAGD開發理論相符，即從預熱結束至達到高峰產量為上產階段，蒸汽腔達到油層頂后為穩產階段，兩個相鄰井對的蒸汽腔連通后為遞減階段。

圖1 阿爾伯達油砂局地下先導性試驗Ⅱ期生產動態變化圖

2 含層內水層油砂SAGD開發生產特征

層內水層是指位于油砂層中間的水層。L油砂區塊中01Pair01水平井對的跟部、中部和端部部署了3口垂直觀察井，從3口觀察井的測井曲線（圖2）和三類儲層厚度統計表（表1）中可以看出，01Pair01井對的注汽井（圖2中實心圓點表示水平注汽井的深度）之上發育有明顯的層內水層。

通過01Pair01的觀察井溫度對比，OB1A觀察井上200℃溫度線已經高于層內水層頂，即在蒸汽腔上升高度已經高于層內水層深度；但是OB1B觀察井和OB1C觀察井上200℃溫度線均低于層內水層頂，其原因是井對在OB1B觀察井處泥巖發育，在OB1C觀察井處礫巖發育，影響了蒸汽腔向上擴展。

表1 01Pair01井對的觀察井上各類儲層厚度

圖2 01Pair01井對的觀察井測井曲線

式中：Vs為累計注汽量，m3；Vw為累計產水量，m3。

當累計水損失η小于零時，即累計產水量大于累計注汽量，表明地層中原始狀態下存在的水被采出，即地層中的水層開始影響生產。圖3中顯示01Pair01井對在2008年3月至2011年8月期間，產水量明顯大于注汽量，2011年9月之后產水量減少（但仍大于注汽量）。

為了表征層內水層對生產的影響，引入累計水損失η。

圖3 01Pair01井對生產動態變化

統計了11個井對中層內水層對生產的影響時間，由于層內水層規模不同，影響時間從10～27個月不等（表2）。

含層內水層油砂SAGD開發中，當蒸汽腔擴展到水層后，由于水的比熱大約是瀝青比熱的2倍，層內水層將吸收大量熱量，導致產水量顯著增加，在排液能力不變時瀝青產量將減少。為了應對層內水層對生產的不利影響，可以采用ESP（電潛泵）舉升方式，并加大泵排量，將水層的影響時間盡量縮短。

表2 L油砂區塊中層內水層體積與影響時間

3 含頂水層油砂SAGD開發生產特征

頂水層是指位于油層之上的水層。圖4上顯示了S油砂區塊中B井對布署位置，觀察井OBS22上油層為50m，頂水層為12m。從B井對的生產動態曲線（圖5）上看，蒸汽腔擴展到水層時，產水量大于注汽量，瀝青產量下降。但是對待頂水層與層內水層的開發策略不同，當蒸汽腔擴展到水層后需要逐步降低蒸汽腔操作壓力，蒸汽腔與頂水層之間保持一定壓差，減少熱損失。

圖4 S油砂區塊中B井對處頂水發育狀況

4 含底水層油砂SAGD開發生產特征

底水層指位于油層之下的水層。Le油砂區塊中，油砂平均有效厚度22.5m，鉆井區域底水厚度2.1～13.5m，平均7.8m。從項目的生產動態曲線上看（圖6），注汽量與產水量相當，瀝青產量基本穩定，底水對生產影響較小。這得益于該項目有效的井位部署和操作壓力維持，表3顯示了包括Le項目在內的各項目的井位部署和操作壓力，從表中可知，采油井布置在鉆遇最高油水界面以上一定距離（3～5m），操作壓力均略高于底水壓力。

圖5 S油砂區塊中B井對生產動態曲線

圖6 Le油砂區塊中生產動態曲線

表3 帶底水的油砂項目中井位部署及操作壓力

5 結論

1）非均質性較弱的常規油砂SAGD開發過程中，生產效果較好，生產動態特征與經典SAGD理論預測的特征基本一致。

2）含層內水層的油砂SAGD開發過程中，當蒸汽腔擴展到層內水層時，產水量顯著增加，在排液能力不變時瀝青產量將減少，層內水層對生產的影響時間取決于水層的規模；增大排液能力可以縮短層內水層的影響時間。

3）當蒸汽腔擴展到頂水層時，生產特征與含層內水層的油砂SAGD生產特征相似，但是要求降低操作壓力，以減輕頂水對生產的影響。

4）當井位部署合理和操作壓力控制適當時，底水對油砂SAGD開發影響較小。

［1］賈承造 .油砂資源狀況與儲量評估方法 ［M］.北京：石油工業出版社，2007.

［2］Ardine D.Fuel of the future：Cretaceous oil sand of western Canada［M］.Calgary：Canadian Society of Petroleum Geologists，1974 .

［3］Kramers J W，Mossop G D.Geology and development of the Athabasca oil sand deposit［J］.Canadian Mining and Metallurgical Bulletin，1976，69（6）：92～99.

［4］朱作京，李發榮 .加拿大油砂開采技術初探 ［J］.國外油田工程，2007，23（1）：21～23.