SAGD井擠液擴容對循環預熱及生產的影響

王琪琪 林伯韜 金衍 陳森 潘竟軍

1.油氣資源與探測國家重點實驗室；2.中國石油大學(北京)石油工程學院；3.中國石油新疆油田公司工程技術研究院

蒸汽輔助重力泄油(SAGD)技術已成為目前新疆風城油田開采超稠油油砂儲層的主要手段［1-2］。長期現場生產證明，SAGD技術可以有效開采稠油及超稠油資源，但同時也存在一定問題。新疆風城超稠油油藏具有含泥質夾層、低滲透率和強非均質性，SAGD過程中出現預熱周期長、蒸汽能耗大、環境壓力高、建產周期長等問題，不利于SAGD預熱及開發效果［3-7］。上述問題出現的根源在于建立井間熱連通難，針對這一問題，現場采用SAGD注采水平井擠液擴容的儲層改造技術增加井周儲層孔隙空間，改善儲層滲流特性［8］。新疆風城油田自2013年起，借鑒加拿大阿爾伯塔地區擠液擴容技術的成功經驗，在風城區塊進行現場試驗并取得了良好的效果。

擠液擴容技術最早運用在加拿大阿爾伯塔地區McMurray油砂的開發中［9-11］。該油砂層屬于白堊紀之前時期的海相沉積，沉積環境為河流與海洋的交匯口，埋深為100～450 m。整個區域在第四紀經歷了一系列的冰川活動，曾經被2 000～3 000 m的冰蓋層覆蓋，在此冰川作用下，原本相切型的砂礫接觸結構發生改變，形成超固結狀態下的“互鎖結構”［12］。然而風城超稠油儲層以陸相沉積為主，夾雜有條帶狀、分支狀的河流沉積相，隔夾層發育，歷史上未受冰川活動的影響，地質條件與加拿大油藏的成藏條件區別甚大，所形成的儲層結構也相差甚大。因此不能單方面借鑒加拿大擠液擴容的經驗指導現場實施，需要針對具體油田的具體區塊進行分析，制定合理的工程實施方案。

針對擠液擴容技術的應用對儲層變形及滲流的影響，國內外學者已開展相應的理論、實驗和數值模擬研究。Yuan等［9］針對新疆風城油田SAGD擠液擴容快速啟動試驗區塊進行數值模擬分析，將地質力學模型與油藏模型聯系起來，建立了井間連通判斷依據；Lin等［13］基于對12口SAGD井的擠液過程的有限元計算結果，建立了定量評價注采井之間水力連通程度的方法。上述研究分別闡明了油砂儲層擠液擴容的機理及油砂儲層SAGD油藏數值模擬結果，但未實現將儲層變形與后期油藏數值模擬結合來評價擠液擴容對儲層SAGD預熱及生產的影響。針對該問題，將地質力學有限元分析與油藏數值模擬結合起來，對比擠液擴容前后儲層孔滲變化及其對SAGD預熱和生產階段的影響，形成擠液擴容-循環預熱-生產采油一體化設計流程，為現場工程實施提供參考。

1 地質及工程背景

新疆風城油田位于準噶爾盆地西北緣北端，北以哈拉阿拉特山為界，東與夏子街接壤，西鄰烏爾禾鎮，位于烏夏斷褶帶的夏紅北斷裂上盤中生界超覆尖滅帶上，稠油油藏主要分布在侏羅系，八道灣組和齊古組是主要含油層系。研究區塊所在儲層為侏羅系齊古組；該區塊齊古組沉積厚度為50～100 m，自上而下分為J3q22-1、J3q22-2、J3q3等3個砂層組，主要巖性為細砂巖、中細砂巖、含礫砂巖和不穩定分布的砂礫巖，總體上屬于弱固結陸相沉積物，泥質含量較多，基質以黏土和瀝青的混合物為主，結構疏松，層理不發育。油藏中部埋深為170～600 m，油藏厚度為 15～30 m［5,12-13］。

2008年以前風城油田超稠油開發多為注蒸汽開采；2008—2009年，為進一步探索風城超稠油有效開發技術，開辟了2個SAGD試驗區并取得了一定效果，初步形成了SAGD開發配套技術；2010—2013年先后在重18井區、重1井區、重32井區進行了工業化開發。截至2013年底，全區實現SAGD大規模應用投產。

現場SAGD實施過程中出現預熱周期長、預熱不均勻等問題，借鑒加拿大油砂擠液擴容實施經驗，實施了約一周的擠液預處理工程，效果良好，但缺乏針對具體區塊的分析研究。借鑒前期有限元計算方法［3-5］，將其與油藏數值模擬結合起來，分析擠液擴容對SAGD預熱和生產的影響。

2 稠油儲層擠液擴容機理

Lin等［14］認為擠液過程即為在井筒與儲層壓差作用下，注入液由井筒向儲層深處發生水滲的過程。油砂受擠液作用產生了剪切擴容(簡稱“剪脹”)和張性擴容。油砂砂粒在剪切作用下由原來的點或面接觸變為相對翻滾和翻轉，導致孔隙體積增大的現象稱為剪脹；而由于孔隙壓力增加導致的骨架孔隙等向撐大的現象稱為張性擴容［5,11］。結合前人研究基礎，認為油砂儲層在擠液擴容過程中由于剪脹和張性擴容作用，會產生高孔滲區域，該區域儲層厚度遠大于常規線性大裂縫。剪脹是巖體滲透率增大的主要誘因，微觀體現為巖體體積膨脹增加了砂體孔隙度和砂體中水的飽和度，進而導致水的相對滲透率增大；而水的相對滲透率的增大進一步提高了巖體的可注性［15］。針對該區塊，利用有限元計算具體分析了擠液擴容效果，為擠液擴容后油藏數值模擬提供數據支持。

2.1 擠液效果分析

對于硬質巖石，通常認為常規壓裂后裂縫為平行板裂縫模型，即由存在一定距離的2個線性平行板狀巖石形成的縫隙［11］。風城油田油砂總體上屬于弱固結陸相沉積物，砂粒以石英、長石為主，泥質含量較多，基質以黏土和瀝青的混合物為主，結構疏松，層理不發育。由于油砂儲層質地松軟，受外力沖擊后極易松散開，因此形成常規大裂縫的可能性很小［11］。風城油田重18區某SAGD井擠液擴容階段的I、P井井底壓力隨時間變化如圖1所示，圖中虛線為I、P井所在地層破裂壓力。

圖1 I、P井井底壓力隨擠液時間的變化Fig.1 Variation of bottom hole pressure of Well P as the liquid injection continues

由圖1可以看出，以一定壓力不斷向井筒中注入一定量的水，兩井井底壓力隨擠液時間不斷上升，最終趨于平緩，且井底壓力始終低于地層破裂壓力。一般認為當井壁上出現有一個超過巖石抗拉強度的拉伸應力時，井壁開始破裂［11］，而油砂儲層擠液擴容階段為了避免壓穿上下井，防止循環預熱階段出現汽竄現象，井底壓力始終未超過地層破裂壓力，沒有達到破裂條件，不會產生傳統大裂縫。綜合該區塊油砂儲層弱固結陸相沉積特征和井底壓力未達到裂縫起裂條件2方面因素，認為擠液擴容不會導致傳統大裂縫的形成，而是發生剪脹和張性擴容。

2.2 擠液擴容理論驗證與模擬

基于國內外廣泛認可的Drucker-Prager油砂本構模型、現場測井數據、實時注入壓力和應力及邊界條件，可通過有限元流固耦合分析計算微壓裂注水引起的儲層滲流及變形情況。如圖2所示為有限元計算所得的A井擠液擴容后地層孔隙壓力剖面圖。

圖2 A井擠液擴容后地層孔隙壓力剖面圖Fig.2 Formation pore pressure profile after squeeze dilatation in Well A

由圖2可見，擠液擴容后的地層孔隙壓力在垂直于井筒的剖面上以井筒為中心向四周逐漸降低，井筒附近孔隙壓力最大，結果使得地層孔隙壓力增大，砂粒之間弱膠結結構受到破壞，孔隙連通性增強，出現更大的孔隙空間，兩水平井附近區域最早受注入水擴容作用，擴容效果更顯著。

3 擠液擴容后SAGD的數值模擬結果與評價

基于流固耦合有限元計算結果，對儲層改造前后的SAGD循環預熱和生產進行對比分析。以往研究關于SAGD的數值模擬工作大多在原始儲層條件下進行，未考慮擠液擴容后的儲層變化，與現場真實情況偏差較大。將有限元計算與油藏數值模擬相結合，模擬擠液擴容后儲層SAGD情況。首先依據有限元計算結果，對儲層擠液擴容后的孔滲參數進行插值計算，在一定程度上反映擠液擴容后儲層的宏觀變化情況。然后將處理后的孔滲參數賦值到油藏數值模擬中計算，分析擠液擴容對SAGD預熱及生產過程的影響，并將其與未擴容儲層進行比較。根據上述計算分析結果，評價擠液擴容對儲層改造的效果，形成一套擠液擴容-循環預熱-生產采油的一體化設計流程，如圖3所示。

圖3 擠液擴容-循環預熱-生產采油一體化設計流程Fig.3 Integrated design of squeeze dilatation-circulating preheating-oil production

3.1 油藏數值模擬建模

采用CMG熱采模塊STARS進行油藏數值模擬，A井油藏模型基本網格劃分為50×25×50，X方向上網格取值為10 m，Y方向上網格取值為4 m，縱向上劃分為50層，每層厚度為1 m，其中油層厚度30 m，油層底部10 m，油層頂部10 m。I井(上部水平井)垂深415 m，P井(下部水平井)垂深420 m，水平段長500 m。其余油藏及流體參數初始值見表1。

3.2 不同油藏模擬方案設計

分別控制不同的注入量計算得到儲層孔滲參數的變化，將有限元計算所得的儲層孔滲參數進行擬合插值處理，獲取油藏模擬模型所需網格數據，賦值于油藏模型的網格節點進行計算，從而得到不同擠液量下儲層擴容后的蒸汽腔擴展及生產情況。研究共設計5個方案模擬擠液擴容階段施加不同擠液量后的蒸汽腔擴展及生產情況。方案1到方案5注入量設計分別為無注入、實際注入量、1.5倍注入量、2倍注入量和2.5倍注入量。

表1 油藏及流體參數Table 1 Parameters of oil reservoir and fluid

3.3 結果比較與分析

循環預熱在2001年1月1日開始，方案1預熱300 d，方案2～方案5預熱160 d，預熱結束后沿垂直于水平井方向剖開，溫度場如圖4所示。

圖4 預熱結束溫度場剖面圖Fig.4 Temperature field profile after the ending of preheating

由圖4可以看出，隨著擠液強度增加，循環預熱過程溫度上升速度越快，波及區域越大。未擴容儲層循環預熱結束時兩井間網格溫度不均勻，預熱效果不夠理想。擠液擴容后儲層井間溫度均勻，蒸汽腔均勻擴展，相比未擴容儲層預熱更快、更均勻，效果更好。由此可見在相同條件下，擠液擴容后的儲層達到相同的溫度場所用時間更短。不同擠液方案擴容邊界溫度變化如圖5所示。

圖5 擴容區域邊界網格溫度變化曲線Fig.5 Grid temperature at the boundary of dilated area

對比不同儲層溫度曲線可以看出，未擴容儲層擴容邊界網格溫度開始上升的時間滯后于擠液擴容后的儲層，結果表明未擴容儲層溫度傳遞速度比擠液擴容后的儲層慢，對比曲線傾斜段可以看出擠液擴容后的儲層溫度曲線斜率大于未擴容儲層，即擠液擴容儲層擴容邊界網格溫度上升速度更快。

綜合圖4溫度場圖發現，對于未擴容儲層，預熱300 d后的井間溫度及擴容邊界溫度可達到200 ℃左右，井周原油黏度降到100 mPa · s以下，可以轉入SAGD生產階段。擠液擴容后的儲層最多180 d、最少130 d亦可達到相同情況，預熱周期縮短幅度為43%～60%。對比擠液擴容不同注液量方案結果可見，增大注液量可進一步縮短預熱時間。

擠液擴容對SAGD生產階段的影響如圖6所示。由圖6可以看出，擠液擴容后的儲層日產油量在穩產期略高于原始儲層，日均產油量約提高3 m3，擠液施工提高了最終產量，但效果不顯著。因此，擠液的主要改善作用在于縮短循環預熱時間，以達到降本增效的目的。

圖6 日產油量曲線Fig.6 Daily oil production

綜上所述，擠液擴容對最終產油量影響不大，但可以大幅度縮短循環預熱時間，分析可能的原因有：(1)油砂具有結構疏松、塑性強等特征，擠液擴容注水后不能形成常規的宏觀大裂縫，而是在近井壁區域產生強烈的張性擴容，微觀表現為巖體體積膨脹，砂體孔隙度和砂體中水的飽和度增加，進而導致水的相對滲透率增大，進一步提高了巖體的可注性；當注壓到一定程度，孔隙壓力增至大于油砂的抗拉強度時，該區域將形成張性微裂縫。同時，當井筒附近的有效圍壓減小時，由于地應力差形成的偏應力造成油砂強烈剪脹，進一步擴大了巖體的孔隙體積，提高了儲層滲流能力［16］。(2)原始油砂儲層中含水飽和度很小，擠液擴容注水后提高了含水飽和度，增強了水相相對滲透率和水的流動性，注入水儲存在井筒附近區域，預熱階段高溫蒸汽注入后此區域作為一個高滲區域加速了循環蒸汽與冷凝水之間的熱對流，同時在冷凝水汽化后加快了井間的熱連通效率和速度。以上二者協同作用，加速了井周油砂儲層熱傳遞和原油降黏的速度，從而有效縮短了循環預熱周期。

4 現場數據驗證

擠液擴容技術已廣泛應用于風城油田重1區、重18區。如圖7所示為現場統計的實施和未實施擠液擴容的SAGD井循環預熱周期對比情況，可見擠液擴容導致的預熱周期縮短幅度為50%～83%。結合地質力學分析和油藏模擬，預測預熱周期縮短幅度為43%～60%，符合現場實際。

圖7 擠液擴容預熱周期現場對比Fig.7 Field comparison of the preheating period of squeeze dilatation

5 結論

(1)將有限元計算、擬合插值與油藏數值模擬相結合，賦予油藏模型擠液擴容后的孔滲參數，可進行擠液擴容-循環預熱-生產采油的一體化設計。擠液擴容后預熱周期縮短43%～60%，預熱更均勻，預測的預熱周期縮短幅度與現場實際情況基本一致，同時日均產油量提高3 m3左右。擠液擴容的主要作用在于縮短預熱時間。

(2)擠液擴容注水后，井筒附近區域的張性擴容作用為預熱階段蒸汽的注入和流動提供了更大的孔隙空間；井筒附近存儲了一定量的注入水，作為一個高滲區域促進了循環高溫蒸汽與冷凝水之間的熱對流，冷凝水汽化后加快了井間的熱連通。二者共同作用，大大縮短了循環預熱時間。