外部保壓技術(shù)對(duì)提高SAGD水平井區(qū)塊開發(fā)效果的研究

王晶明　于 勐（中國石油天然氣股份有限公司遼河油田分公司，遼寧　盤錦　124010）

?

外部保壓技術(shù)對(duì)提高SAGD水平井區(qū)塊開發(fā)效果的研究

王晶明于 勐
（中國石油天然氣股份有限公司遼河油田分公司，遼寧盤錦124010）

摘要：SAGD技術(shù)目前已成為國內(nèi)外開發(fā)超稠油的一項(xiàng)成功技術(shù)，但在目前實(shí)際開發(fā)中仍存在蒸汽腔大量的蒸汽外溢、水平段動(dòng)用不均及注采連通差等問題。本文針對(duì)杜84塊興Ⅰ組稠油油藏特點(diǎn)和目前雙水平井SAGD開發(fā)中存在的問題，進(jìn)行技術(shù)分析和參數(shù)設(shè)計(jì)等研究。現(xiàn)場(chǎng)實(shí)驗(yàn)表明，通過在SAGD外溢區(qū)域?qū)嵤┧骄羝o助非凝析氣體，能夠保證SAGD蒸汽腔的壓力升高以及地層能量的補(bǔ)充，改善雙水平井SAGD開發(fā)效果，提高最終采收率。

關(guān)鍵詞：雙水平井SAGD；氣體輔助；外部保壓

蒸汽輔助重力泄油（SAGD）技術(shù)是開發(fā)超稠油的一項(xiàng)前沿技術(shù)，重力泄油理論是由R.M.Butler博士根據(jù)注水采鹽原理提出的。SAGD采油以蒸汽作為加熱介質(zhì)，通過注汽井注入，形成蒸汽腔，利用汽化潛熱加熱油藏，熱油和冷凝水利用重力流入生產(chǎn)井被不斷采出。曙一區(qū)杜84塊興ⅠSAGD井組目前存在的主要問題是操作壓力低、熱連通差，導(dǎo)致注采井間容易發(fā)生汽竄，水平段溫度高。針對(duì)該區(qū)塊SAGD雙水平井開發(fā)的實(shí)際問題，本文主要研究如何解決這一矛盾。

1 外部保壓技術(shù)及因素分析

1.1 外部保壓開采的主要機(jī)理

針對(duì)興Ⅰ組雙水平SAGD井區(qū)外溢嚴(yán)重的問題，通過實(shí)驗(yàn)研究發(fā)現(xiàn)，在SAGD外溢區(qū)域?qū)嵤┧骄⒄羝o助非凝析氣體，可以改善雙水平井SAGD的開發(fā)效果。其主要原理是向SAGD外溢區(qū)域的水平井連續(xù)注入蒸汽提高外溢區(qū)域地層壓力，平衡SAGD井組地層壓力，改變冷凝液流向，維持SAGD汽液界面；同時(shí)輔助注入非凝結(jié)性氣體，由于重力分異作用在汽腔頂部聚集，利用非凝析氣體分壓原理提高地層壓力，節(jié)約蒸汽用量。

1.2 SAGD開發(fā)效果影響因素分析

1.2.1 壓力場(chǎng)不均衡，蒸汽外溢嚴(yán)重，難以建立穩(wěn)定汽液界面

杜84塊興Ⅰ組油層為吞吐后期轉(zhuǎn)入SAGD開發(fā)，興Ⅰ組SAGD井區(qū)外側(cè)共有9口吞吐水平井，平均吞吐8.0輪，地層虧空46.6×104t，地層壓力由原始地層壓力6.42MPa降至1.0MPa～1.5MPa左右，整體溫場(chǎng)已建立，油層平面連通性好，而SAGD井區(qū)蒸汽腔壓力為3.0MPa左右，在1.5MPa～2.0MPa的較大壓差作用下，SAGD注入蒸汽大量外溢至鄰近低壓區(qū)，導(dǎo)致蒸汽腔擴(kuò)展速度慢；同時(shí)大量冷凝液外溢至鄰近低壓區(qū)，SAGD生產(chǎn)井上部難以建立穩(wěn)定汽液界面，導(dǎo)致SAGD開發(fā)效果差。因此外溢嚴(yán)重是制約興Ⅰ組雙水平SAGD開發(fā)效果的最主要因素。

1.2.2 注采井距大

受蒸汽吞吐開發(fā)后壓力不均衡的影響，興Ⅰ組雙水平SAGD井組吞吐預(yù)熱和循環(huán)預(yù)熱效果較差，上下水平井間未建立良好的熱連通，導(dǎo)致SAGD泄油能力弱，生產(chǎn)效果差。

國外雙水平SAGD的成功實(shí)例證明注采井距為5m時(shí)為最佳距離，而我們興Ⅰ組雙水平井組注采井距在5.5m～8.5m，平均7.2m，注采井距過大導(dǎo)致熱連通很難建立，泄油通道狹窄，泄油能力低。

2 保壓開采技術(shù)的應(yīng)用

2.1 保壓開采注汽井的選擇

由于外溢嚴(yán)重是制約興1組雙水平SAGD開發(fā)效果的最主要因素，因此為了抑制蒸汽大量外溢，決定對(duì)該區(qū)塊實(shí)施外部注汽保壓開采。首先進(jìn)行興H302井連續(xù)注汽試驗(yàn)，在興H302注汽期間，興平281、興平291的日產(chǎn)能力有了明顯上升，而停注后又有了下降趨勢(shì)；通過興平291井下溫度壓力監(jiān)測(cè)發(fā)現(xiàn)興H302連續(xù)注汽期間興平291的飽和壓力和溫度都有了明顯的上升，SUB-COOL值有所增加，油井產(chǎn)能持續(xù)提高。受到興H302連續(xù)注汽的啟發(fā)，在杜84塊興Ⅰ組SAGD外溢區(qū)水平井實(shí)施注蒸汽輔助CO2氣體保壓開采。

通過分析，選井時(shí)主要考慮以下因素：

（1）注汽井盡量處于構(gòu)造高部位，能夠保證連續(xù)注蒸汽后不發(fā)生汽竄，還要確保注入非凝結(jié)性氣體位于汽腔頂部，外溢量低，可以更好的起到分壓增能作用。但考慮到CO2氣體的重力分異作用，在構(gòu)造低部位注氣對(duì)生產(chǎn)影響不大，只是連續(xù)注蒸汽時(shí)存在汽竄的風(fēng)險(xiǎn)。

（2）注汽井應(yīng)位于SAGD周邊虧空大、與SAGD水平生產(chǎn)井連通好區(qū)域。目的是保證蒸汽、非凝結(jié)性氣體外溢量低，壓力傳導(dǎo)效率高，外溢量小。

（3）注汽井在外溢區(qū)均勻分布。

根據(jù)以上篩選原則，優(yōu)選杜84-興H296、杜84-興H297、杜84-興H282、杜84-興H265、杜84-興H257等5口井為注汽井。

2.2 保壓開采注汽參數(shù)設(shè)計(jì)

CO2分四個(gè)段塞注入。第一段塞設(shè)計(jì)單井CO2氣體注入量為300t（地層條件下體積為2.7萬方），5口井合計(jì)注CO21500t（地層條件下體積為13.4萬方）；后續(xù)段塞注入時(shí)間根據(jù)SAGD井區(qū)地層壓力水平確定。注CO2時(shí)按要求先注入表面活性劑，設(shè)計(jì)單井注入量為10t，分2個(gè)段塞注入：注CO2前先注入5t表面活性劑，待CO2注入量為200t時(shí)，再注入5t表面活性劑。5口注汽井設(shè)計(jì)單井階段注汽量為20000t。

2.3 實(shí)施效果

通過現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用，外溢區(qū)域水平井連續(xù)注入蒸汽并輔助非凝析氣體，確實(shí)提高外溢區(qū)域地層壓力，平衡SAGD井組地層壓力，較實(shí)施措施前確實(shí)有了較大提高。

SAGD井的沖次調(diào)控要求必須滿足SUB-COOL值（即飽和壓力對(duì)應(yīng)的溫度與井下最高溫度的差值）大于10℃。通過興平291井下溫度監(jiān)測(cè)曲線（圖1）發(fā)現(xiàn)，在實(shí)施保壓開采后的SUB-COOL值從低于10℃升高到15℃～25℃，完全滿足SAGD的調(diào)控需要，這對(duì)提高SAGD井的沖次從而加大油井的排液速度有了很好的保障，做到了井下溫場(chǎng)的建立，提高了稠油油藏的動(dòng)用程度。

興平291在保壓開采后的提升很大，使得措施后的日產(chǎn)液由原來的120t最高達(dá)到329t，興Ⅰ組4對(duì)雙水井SAGD井組產(chǎn)油能力有了較大提高，日產(chǎn)油由24t提高到42t（圖2）。

在實(shí)施保壓開采后4個(gè)井組受效顯著，連續(xù)生產(chǎn)和泄油能力明顯增強(qiáng)，4對(duì)雙水井SAGD井組目前日產(chǎn)液由原來的402t提高到到816t，日產(chǎn)油由57t提高到97t（表1）。

結(jié)語

（1）外部保壓措施的實(shí)施，能夠保證區(qū)塊地層能量的補(bǔ)充，提高SAGD蒸汽腔的操作壓力。進(jìn)一步豐富了雙水平SAGD井的調(diào)控手段，為改善雙水平SAGD開發(fā)效果及其工業(yè)化實(shí)施提供了指導(dǎo)。

（2）興ⅠSAGD外部保壓開采的成功，實(shí)現(xiàn)了公司產(chǎn)能的有效接替，證明了保壓開采方式是SAGD開發(fā)后期進(jìn)一步提高最終采收率的有效技術(shù)。

（3）保壓開采的技術(shù)成果和認(rèn)識(shí)對(duì)同類型油藏開發(fā)具有借鑒意義。

表1　興Ⅰ雙水平SAGD井組措施前后生產(chǎn)指標(biāo)對(duì)比表

參考文獻(xiàn)

[1]鄢旭.SAGD開發(fā)影響因素研究[J].甘肅科技，2011，27（04）：2.

[2]王志超，李樹金，周明升.杜84斷塊館陶油藏雙水平SAGD優(yōu)化設(shè)計(jì)[J].中外能源，2008，13（02）：48-51.

[3]劉尚奇，包連純，馬德勝.遼河油田超稠油油藏開采方式研究[J].石油勘探與開發(fā)，1999，26（04）：80-81.

中圖分類號(hào)：TE345

文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A