杜84塊SAGD百噸井影響因素分析及應用

張國祿

(中國石油遼河油田分公司，遼寧 盤錦 124010)

杜84塊構造上位于遼河盆地西斜坡中段，共發育三套開發層系，其中館陶油層為超稠油油藏[1,2]。2000年在研究區開始部署70 m井距正方形井網進行吞吐開發，隨著吞吐輪次的增加，周期產量遞減，油汽比降低。為進一步提高采收率，重點發展和攻關了組合式蒸汽吞吐技術、水平井吞吐技術以及SAGD開采技術[3-5]。其中SAGD開發技術運用雙水平組合或直平組合向地層中注入蒸汽形成蒸汽腔，降粘的原油及凝析液在重力作用下流向生產井并采出，其理論采收率可以達到50%～70%。近年來，杜84 塊館陶油藏采用SAGD開發技術取得了較好的經濟效益，但在快速上產的壓力下，如何實現SAGD高速、高效開發，因此提出了SAGD單口生產井日產油達到100 t(以下簡稱SAGD百噸井)的目標。本文將儲層特征與油井動態特征相結合，分析影響館陶SAGD百噸井的地質和開發因素，研究百噸井開發技術對策，成功實現SAGD百噸井13口，推動了SAGD整體產量和效益的提升。

1 地質條件分析

1.1 沉積相

曙一區館陶組地層是一套以粗碎屑為主的濕型沖積扇沉積體，發育在常年有流水的潮濕地區，平面上發育的大面積厚而寬的沖積河流形成了良好的儲層砂體[6,7]。杜84塊館陶油層位于沖積扇扇根下部和扇中亞相，進一步細分為泥石流、辮狀河道、辮流砂壩、漫洪和漫流微相，其中扇根漫洪和扇中漫流沉積是洪泛期形成的細粒沉積物，一般發育較薄且不穩定，多半由于受到河道侵蝕切割無法完整保存，所以，館陶油層最終形成了主要由泥石流沉積的礫巖層、河道沉積的砂礫巖層、中-粗粒砂巖層和細粒砂巖層組成的多旋回層序疊置，油層縱向整體連通程度高達93%，沉積背景具備了有利儲層發育的沉積條件。

1.2 儲層物性

杜84塊館陶油藏為邊頂底水油藏，空間上近似饅頭狀，中部近乎等厚，邊部迅速減薄，油層與周圍水體之間沒有純泥巖隔層[8]。油層厚度在23.6～126.6 m，平均厚度77.0 m，油層埋深530～720 m。SAGD井組部署區域油層厚度更大，平面分布穩定，單井有效厚度在85～97 m之間，平均為90.5 m，平均孔隙度36.3%，平均滲透率5.54 μm2，含油飽和度71%，為高孔、高滲優質儲層。與國外淺層SAGD開發油藏相比較，油層埋藏較深，含油飽和度略低，但油藏有效厚度和儲滲條件相對優越，完全具備單井高產的條件。

杜84塊館陶組濕地扇具有近物源、快速沉積的特點，儲層縱向非均質性較強，豐水期沖積河流形成了良好的儲層砂體，干旱期沉積的細粒沉積物在儲層中形成了和儲層相互疊置的低物性隔夾層[9,10]。這些低物性隔夾層巖性以油斑粗砂巖、粉砂質細砂巖和泥質粉砂巖為主，厚度較薄，一般在0.2～2.0 m，具有一定的含油性和滲透性，含油飽和度40%左右，孔隙度小于20%，滲透率小于300 mD。由于垂向滲透率的降低，汽腔的上升速率減慢，相同操作時間內的重力泄油高度降低，SAGD達到高峰產量的時間延長，若油層中隔夾層連續發育，會終止汽腔的進一步上升，降低油層的實際泄油厚度和高峰產油量。根據巖心、測井和生產動態資料，館陶油層內低物性隔夾層在垂向上多旋回疊置發育，目前對SAGD百噸井開發影響較大物性隔夾層埋深630～640 m，位于水平井上部20～30 m，該套隔夾層是阻礙實現單井百噸生產的滲流屏障。

2 動態條件及影響因素

實現館陶油層SAGD單井日產百噸目標除了具備優越的靜態地質條件外，還需具備一定的動態條件。油井動態分析表明，館陶油層SAGD生產井單井產能差異較大，各井、各井組單元間在蒸汽腔高度、操作壓力、注采壓差、采油速度、油汽比、采注比、含水率等動態特征也存在較大差異。根據百米水平段日產油等特征參數館陶SAGD井可以分為三類(見表1)，每類井動態特征參數有各自的范圍，其中百噸井均屬于Ⅰ類井，但這些動態參數種類繁多，且不同參數間相互制約，不能把每個參數都作為影響SAGD產能的動態條件。

研究把蒸汽腔高度、有效水平段動用長度、操作壓力、Sub-cool值四項關鍵指標視為影響SAGD產能的基本動態條件，其它指標均受其影響。根據SAGD產能公式，SAGD日產油能力除了與孔隙度、滲透率、含油飽和度等靜態油藏地質條件有關外，還受水平段的有效長度、泄油高度、蒸汽溫度下的可動油飽和度、原油運動粘度影響，而蒸汽腔溫度下的可動油飽和度和原油運動粘度均受控于蒸汽腔操作壓力，所以，蒸汽腔高度、水平段動用程度、操作壓力是影響SAGD產能的動態條件，而Sub-cool值是操作壓力衍生的一項指標。

加拿大Butler 博士等人[11]對SAGD 技術的機理和預測理論進行了大量的室內物理模擬和理論研究，并推導了SAGD產能計算公式，其中穩產階段計算公式為：

表1 館陶油層SAGD油井動態特征分類統計表

式中：q為日產油速度，m3/d；L為水平井水平段有效長度，m；k為油層中油相有效滲透率，m2；g為重力加速度，m/s2；a為油層熱擴散系數，m2/d；φ為油層孔隙度；ΔSo為蒸汽腔溫度下的可動油飽和度；h為生產井以上部分的純油層泄油高度，m；m為粘性特征參數；v為蒸汽腔溫度下的原油運動粘度，m2/d。

利用上述公式可以計算出館陶油層重力泄油速率，圖1是館陶油層不同泄油高度、有效水平段長度條件下的重力泄油速度曲線，可以看出，當蒸汽腔高度達到40 m，且有效水平段動用長度達到300 m時，水平井日產油可達到100 t。SAGD百噸井操作壓力、Sub-cool值界限的確定過程比較復雜，后文有詳細論述。

對照SAGD百噸井地質、動態條件，目前制約SAGD日產油上產至百噸水平的主要因素有三個：1)油藏內部發育低物性隔夾層影響蒸汽腔高度和產油量；2)受平面非均質影響，水平段動用程度低，制約了SAGD井產能；3)SAGD井組間操作壓力不均衡，普遍存在井間干擾。

3 SAGD百噸井開發技術研究

針對制約SAGD上產百噸的主要因素，開展了SAGD百噸井開發技術對策研究，具體包括驅泄復合、水平段均衡動用、操作壓力控制和Sub-cool值調控四項技術。

3.1 驅泄復合開發技術

為了確定原油穿越物性隔夾層的可行性和驅泄復合實施界限，對不同開發方式、不同隔夾層條件下館陶油層蒸汽腔擴展模式進行了研究。在SAGD和驅泄復合兩個數值模型中，對厚度為1.5 m不同滲透率(0 mD、25 mD、50 mD、100 mD、200 mD、300 mD、500 mD)物性隔層進行數值模擬。結果表明，物性夾層的泄油能力與開發方式和滲透性關系較大，在SAGD開發方式下，物性隔夾層滲透率大于300 mD時，蒸汽腔才能動用隔夾層上方剩余油，在驅泄復合開發方式下，理論界限值降至50 mD，當滲透率大于100 mD時，幾乎不影響隔夾層上方原油動用，可以取得較好的開發效果。館陶油層內物性隔夾層滲透率多數都大于50 mD，根據以上研究成果，應用隔夾層上下同時注汽的驅泄復合方式可以實現隔夾層上方原油有效動用。

礦場應用上，直平組合SAGD無需增加新井工作，通過調整注汽井段可實現隔層上方注汽，當低物性夾層上部油層溫度大于100 ℃時，低物性段上方補孔注汽，隔夾層上方原油被蒸汽驅動至隔夾層薄弱部位并泄至生產井，形成驅泄復合開采方式。2012年開始對16個井組52口注汽井進行了調整，調整后蒸汽腔上升15～25 m，產量大幅提高，其中有9個井組汽腔高度上升至40～45 m，日產油均達到了百噸生產水平，9井組日產油由515 t上升至993 t。

3.2 水平段均衡動用技術

蒸汽腔均衡發育是SAGD開采過程的最大挑戰，因為蒸汽腔均勻發育程度直接影響到采油速度和采收率[12，13]。在蒸汽腔平面調控上，直平組合SAGD相對雙水平井也具有一定優勢，因為平面注汽井點調整較靈活，有利于水平段均勻動用。數值模擬與生產動態結合分析表明，直平SAGD開發初期蒸汽腔的數量與注汽井點數一致，隨注汽井點的增加，日產油也隨之增加，一類井組平均百米注汽井點數為1.8口，平均百米日產油可達16.8 t，二類井組平均百米注汽井點數為1.2 口，平均百米日產油可達8.5 t，三類井組平均百米注汽井點數為1口，平均百米日產油僅為5.6 t。由此可見，注汽井點數決定蒸汽腔數量，可以通過多個井點注汽提高井組產量。但部分井組注采井間未形成有效熱連通，注汽井點不一定是泄油井點，通過重新吞吐預熱、注汽激勵方式改善注采井間熱連通，當注采井壓差降至0.5 MPa時，該注汽井即為泄油井點，單個泄油井貢獻日產油約30 t。為保證館陶SAGD獲得百噸的開發效果，每百米泄油井數需達到1.5口以上。近幾年來，通過實施水平段均衡動用技術，增加注汽井點22個、泄油井點16個，平均單井組日產油增加30 t。例如，百噸井組杜84-館H50在注汽井泄油井點逐步增加過程中，水平段溫度和動用程度逐步提高，當泄油井點達到4個時，日產油上升至120 t。

3.3 操作壓力控制技術

除了培養蒸汽腔均衡擴展外，SAGD百噸生產過程還需要合理控制蒸汽腔操作壓力。業內普遍認為，低壓操作對應高油汽比和低采油速度，高壓操作對應高采油速度和低油汽比，本次研究認為操作壓力對SAGD不同階段的采油速度和油汽比有著不同程度的影響，為確定操作壓力對SAGD不同開發階段采油速度和油汽比的影響，分別模擬了操作壓力為2.5 MPa、3.0 MPa、3.5 MPa、4.0 MPa、4.5 MPa 時的SAGD開發效果(見圖2)。模擬結果表明：在SAGD生產初期，較高的操作壓力對應的油汽比并未下降，但產量上升速度明顯提升；在SAGD生產中后期，較高的操作壓力對應的注汽量增加，面產量上升速度有限，油汽比有所下降。

根據以上模擬結論，SAGD生產過程宜采用變油層操作壓力的方式，即SAGD不同開發階段選擇不同的操作壓力范圍，推薦在汽腔到達油層頂部之前的初期，應適當提高操作壓力，即4.0 MPa左右；達到產油高峰后，從經濟開發角度考慮，應逐步降低操作壓力，控制在3.0～3.5 MPa為宜。現場根據溫壓監測資料和生產動態特征調整注汽排量，控制操作壓力在目標操作壓力范圍，從而保證百噸產量的同時提高蒸汽熱利用效率。

3.4 Sub-cool值調控技術

SAGD生產過程，生產井排液速度應該與蒸汽腔的泄油速度相匹配，最佳排液速度為注汽速度的1.2～1.5倍，排液速度過高過低會影響蒸汽腔擴展并拉低油汽比。館陶直平SAGD兩口生產井共用中間一排注汽井，井組間的干擾不可避免，很難確定單井組的采注比是否控制在合理范圍內[14,15]。為指導SAGD采油井工作制度調整，生產調控過程中引入Sub-cool值概念模型，Sub-cool值是水平井井底溫度與流動壓力對應飽和蒸汽溫度的差值，其大小主要取決于蒸汽腔壓力和井底流動壓力，其要作用是避免井底蒸汽突破和井底積液，追求最高采油速度。為確定SAGD百噸井合理的Sub-cool值控制范圍，取Sub-cool分別為5、10、15、20、25 ℃進行數值模擬研究，結果見表2。從表2中可以看出，采油速度、累產油隨著Sub-cool值的升高而降低，而油汽比先升高后降低，Sub-cool值25 ℃比10 ℃時累產油減少 5.7×104m3，采出程度降低4.3%，油汽比低0.06，這是由于Sub-cool值越大，汽液界面越高，Sub-cool值越小，汽液界面越低。Sub-cool值在10～15 ℃時，生產效果較好，可實現百噸井穩定高效生產。

表2 不同Sub-cool值下SAGD生產效果對比表

4 應用效果

SAGD開發過程中，應用驅泄復合、水平段均衡動用、操作壓力控制、Sub-cool值調控技術共實現SAGD百噸井13口，最高單井日產油150 t，最高單井累產油33.5×104t，充分發揮了SAGD水平井高效采油的技術優勢。

1)單井產油量和油汽比大幅提高。應用SAGD百噸井開發技術后，13口百噸井(見圖3)日產油由715 t提高至1 430 t，平均單井日產油由55 t上升至110 t，含水由82%下降至72%，階段油汽比由0.21上升到0.31；

2)對比吞吐方式單井產油量大幅提高。13口百噸井平均單井日產油110 t，相當于24口吞吐直井，相當于11口吞吐水平井；SAGD生產時率高達93%，單井年產油高達3.8×104t，是吞吐直井的39倍，是吞吐水平井的19倍；

3)單位操作成本大幅下降。13口SAGD百噸井噸油操作成本由911元/t下降至497元/t，對比SAGD區塊單位操作成本降低348元/t，對比吞吐單位操作成本降低1 398元/t。

5 結論

1)綜上所述，影響百噸井的地質因素主要有沉積條件、儲層物性和隔夾層等三方面，開發影響因素主要有蒸汽腔高度、有效水平段動用長度、操作壓力和subcool等四個方面；

2)針對百噸井的靜態、動態影響因素，制定了驅泄復合、水平段均衡動用、操作壓力控制和subcool值調控等四項技術進行調控，并取得了產油量大幅提高、操作成本下降等較好的應用效果。

該系列技術對同類型油藏開發具有重要的借鑒意義。

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