超稠油FAST-SAGD技術影響因素分析

王建俊，鞠斌山，陳常紅，侯國儒

(1.中國地質大學，北京 100083；2.非常規天然氣能源地質評價與開發工程北京市重點實驗室，北京 100083；3.中國石油遼河油田分公司，遼寧 盤錦 124010)

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超稠油FAST-SAGD技術影響因素分析

王建俊1，2，鞠斌山1，2，陳常紅1，2，侯國儒3

(1.中國地質大學，北京 100083；2.非常規天然氣能源地質評價與開發工程北京市重點實驗室，北京 100083；3.中國石油遼河油田分公司，遼寧 盤錦 124010)

利用稠油熱采數值模擬手段，以遼河油田超稠油油藏為基礎，對比FAST-SAGD與傳統雙水平井SAGD的開發效果，并分析影響FAST-SAGD的關鍵因素，以提高SAGD的開發效果。研究結果表明：FAST-SAGD蒸汽腔橫向發育速度比傳統SAGD明顯加快，采收率提高2.5%，累計油汽比增加0.039 m3/m3，生產時間縮短46.6%。以采收率與熱效率作為評價指標，得到FAST-SAGD影響因素的最優值：添加井與SAGD井組的生產井之間垂向距離為6 m，啟動時間為12個月，吞吐周期數為2，注汽壓力為10 MPa，注汽速度為800 m3/d，SAGD井組注氣井注汽速度為200 m3/d。研究成果對FAST-SAGD的礦場應用具有一定的理論指導意義。

FAST-SAGD；添加井；敏感因素；采收率；累計油汽比；遼河油田

0 引 言

由加拿大Butler博士提出的傳統雙水平井SAGD適用于超稠油油藏的開采[1]，其現場應用廣泛且采收率可達50%以上。但是SAGD仍存在多種局限性，例如熱效率問題、CO2排放量大以及產出水處理等[2]，需要不斷地對SAGD進行優化改進。2000年Policar與Cyr首次提出FAST-SAGD技術，并指出與傳統雙水平井相比，FAST-SAGD可以提高油汽比和采收率[3-4]。利用二維均質模型，以加拿大阿薩巴斯卡、和平河以及冷湖三大油區的油藏性質為基礎，驗證了FAST-SAGD所具有的高采收率與高油汽比的優勢性，并對油層厚度、井距以及注汽速度等影響因素進行了分析與優化[5-8]。Huy等人[9]建立三維數值模型，對比FAST-SAGD與SAGD的生產效果，并將生產參數對FAST-SAGD的影響進行了權重分析。Shin等人[10]建立高溫高壓比例模型得到FAST-SAGD具有更高的采收率與熱效率。可見，利用二維和三維數值模型以及室內實驗手段驗證了FAST-SAGD技術在國外特定稠油油藏的可行性和優勢性。利用數值模擬手段，建立三維地質模型，研究FAST-SAGD在遼河油田深層超稠油油藏的適用性和影響因素。

1 FAST-SAGD原理及模型建立

1.1 FAST-SAGD原理

FAST-SAGD以加速蒸汽腔橫向擴展為出發點，在原有SAGD井組的兩側分別添加一口水平井，稱之為“添加井”(圖1)。原有SAGD井組經過預熱啟動形成熱連通后進入SAGD生產階段，蒸汽腔不斷向油層上部與兩側擴展，添加井進行數個周期的蒸汽吞吐后轉為生產井進行生產。

圖1 FAST-SAGD垂向示意圖

1.2 數模模型建立

利用CMG軟件的STARS模塊建立三維模型，模型油藏地質特征以遼河油田曙一區興I油層組為基礎，見表1。模型中共有3個SAGD井組，SAGD井組中注入井與生產井之間的距離為5 m，相鄰SAGD井組之間排距為100 m，添加井位于2個相鄰SAGD井組中間。模型總網格數為60 600個，x、y、z方向網格數分別為20、101、30個，長度分別為15、2、1 m。

表1 模型油藏和流體性質參數

為了對比FAST-SAGD與傳統SAGD的蒸汽腔發育情況以及生產特征，分別建立SAGD模型和FAST-SAGD模型，操作參數見表2。對于中深層的超稠油油藏，由于初始地層壓力較高，利用蒸汽吞吐進行預熱，同時降壓到3.4 MPa。

表2 模型生產參數

2 FAST-SAGD與傳統SAGD對比

數值模擬結果表明，與SAGD相比，FAST-SAGD日產油量峰值顯著提高，生產時間縮短，累計產油量增加。與SAGD相比，FAST-SAGD采收率提高2.50%，累計油汽比增大0.039 m3/m3，注汽量由82.7×104m3降至76.1×104m3，因而熱效率提高；產出水量由104.9×104m3降至97.8×104m3，減輕了產出水處理問題；生產時間縮短了1 399 d，生產提速46.6%。由此可知，FAST-SAGD可以在較短的時間內，利用較少的蒸汽，開采出更多的原油。

SAGD與FAST-SAGD蒸汽腔發育形狀差異明顯，見圖2。在生產第600 d時，SAGD蒸汽腔處于橫向擴展的中前期階段，相鄰蒸汽腔完全連通還需要較長的時間，而FAST-SAGD的蒸汽腔已經全部連通，這是由于FAST-SAGD中添加井的蒸汽吞吐加速了蒸汽腔的橫向連通；SAGD與FAST-SAGD中蒸汽腔最高溫度分別為242、255 ℃，FAST-SAGD的蒸汽腔溫度更高，原油流動性更好。

圖2 FAST-SAGD與SAGD的蒸汽腔發育對比(第600d)

3 敏感因素分析

對于中深層超稠油油藏，影響FAST-SAGD生產效果的開發因素主要是添加井的操作條件以及SAGD原井組的注采參數。通過研究添加井位置、啟動時間、注汽速度等6個因素對采收率、累計油汽比的影響，對FAST-SAGD的生產進行最優化分析。

3.1 添加井位置

添加井位于原有SAGD井排的中間，考慮其在油層厚度方向上的高度，以原SAGD井組中生產井的位置為基準，添加井距油層底部距離分別取值0、3、6、9 m(圖3)。由圖3可知，隨著添加井距油層底部距離的增加，采收率不斷升高，累計油汽比先減小后增大再減小。綜合考慮采收率與熱效率，最優距離為6 m，此時采收率為66.68%，累計油汽比為0.297。

圖3 不同添加井啟動時間、距離與SAGD井組注汽速度影響

3.2 添加井啟動時間

添加井蒸汽吞吐的啟動時間分別為SAGD原有井組生產0、4、8、12個月。由圖3可知，隨著添加井蒸汽吞吐時間的增加，采收率不斷升高，累計油汽比先增大后減小。綜合考慮采收率與熱效率，最優添加井啟動時間為原有井組生產12個月后，采收率為64.00%，累計油汽比為0.336。

3.3 SAGD井組注汽速度

SAGD井組中注汽井的注汽速率分別取值200、300、400、500 m3/d。由圖3可知，隨著SAGD井組中注汽井注入速度的增加，采收率不斷降低，累計油汽比先減小后增大。綜合考慮采收率與熱效率，最優注汽速度為200 m3/d，此時采收率為63.73%，累計油汽比為0.354。

3.4 添加井吞吐周期

添加井進行蒸汽吞吐包括3個階段：注入蒸汽6個月，燜井15 d，生產1個月。吞吐周期分別取1、2、3個周期(圖4)。由圖4可知，隨著吞吐周期的增加，采收率先升高后降低，累計油汽比不斷減小。綜合考慮采收率與熱效率，最優吞吐周期數為2個周期，此時采收率為63.60%，累計油汽比為0.335。

圖4 不同添加井吞吐周期、注汽壓力與注汽速度影響

3.5 添加井注汽壓力

添加井注汽壓力大小分別取9、10、11 MPa。由圖4可知，隨著注汽壓力的增加，采收率先升高后降低，累計油汽比不斷減小。綜合考慮采收率與熱效率，添加井最優注汽壓力為10 MPa，此時采收率為63.60%，累計油汽比為0.335。

3.6 添加井注汽速度

添加井注汽速率分別取值400、600、800 m3/d。由圖4可知，隨著注汽速度的增加，采收率不斷升高，累計油汽比不斷增大。綜合考慮采收率與熱效率，添加井最優注汽速度為800 m3/d，此時采收率為63.97%，累計油汽比為0.342。

FAST-SAGD技術對于埋深為600 m、厚度為30 m的中深層超稠油油藏而言，具有良好的適用性，能夠加速蒸汽腔的橫向擴展，提高采收率同時改善熱效率。但是針對油藏厚度大的油層，例如遼河油田館陶組油層厚度為60～100 m，蒸汽腔擴展至油層頂部所需時間長，尤其是低物性段和頂水的存在，蒸汽腔發育復雜性和不均衡性增加[11]，FAST-SAGD的適用性有待于進一步驗證。同時，FAST-SAGD中由于添加井的存在，可以適當增加原有SAGD井組的排距，縮短開發時間，減少SAGD井組數，從而節約開發成本，具有一定的應用前景。

4 結 論

(1) FAST-SAGD在原有SAGD井組的的中間位置增加一口“添加井”，添加井進行數個周期的蒸汽吞吐后轉為生產井進行生產。與傳統雙水平井SAGD相比，FAST-SAGD采收率提高且累計油汽比增大，蒸汽腔橫向發育速度加快且溫度較高。

(2) 添加井位置、啟動時間、吞吐周期、注汽壓力、注汽速度以及SAGD原有井組注汽速度對FAST-SAGD的開發效果均產生顯著的影響。其中，添加井位置、吞吐周期數、注汽壓力存在最優值，而添加井啟動時間和注汽速度與開發效果呈正相關關系，SAGD井組注汽速度與開發效果呈負相關關系。

(3) FAST-SAGD對于埋深為600 m且厚度為30 m的中深層超稠油油藏具有良好適用性，并且經濟上更加可行。

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編輯 張耀星

20150826；改回日期：20151212

國家科技重大專項“新一代油藏數值模擬軟件”(2011ZX05009-006)；中央高校基本科研業務費專項資金項目“非常規油氣儲層特征及開采機理研究”(2652015142)

王建俊(1986-)，女，2008年畢業于中國石油大學(北京)石油工程專業，現為中國地質大學(北京)油氣田開發工程專業在讀博士研究生，從事稠油熱采滲流機理與數值模擬研究工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.02.021

TE345

A

1006-6535(2016)02-0089-04