強非均質超稠油砂儲層雙水平井擴容啟動數值模擬研究

孫 君， 王小華， 徐 斌， 張豐收*

(1.中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司， 天津 300452； 2.同濟大學巖土與地下工程教育部重點實驗室， 上海 200092; 3.同濟大學土木工程學院地下建筑與工程系，上海 200092; 4.Origin Geomechanics Inc., Calgary T3H0X6, Canada; 5.Department of Civil Engineering at University of Calgary, Calgary T2N1N4, Canada)

蒸汽輔助重力泄油技術(steam assisted gravity drainage,SAGD)是高效開采油砂儲層的重要方法[1-9]。SAGD開發包括啟動階段和生產階段。常規啟動階段通過同時向生產井和注汽井循環注入蒸汽預熱井筒附近地層，以熱傳導方式實現井間連通。啟動階段的循環預熱周期長，通常持續數月甚至數年，會消耗大量蒸汽，能量利用效率很低，同時也會產出大量廢棄熱流體，后期處理困難[10-11]。SAGD擴容快速啟動技術是基于弱固結砂巖地質力學擴容原理的儲層改造方法[12-16]，能夠顯著縮短預熱時間，提高啟動階段效率。地質力學擴容是指孔隙介質巖體在壓應力狀態下，受剪應力或孔隙壓力增加的荷載作用，其總體體積增加的巖石變形現象。通過地質力學擴容可在SAGD注采井間形成一個相對均勻的高滲高孔擴容改造區，從而實現快速均勻建立井間水力和熱力連通。在油砂儲層擴容機理方面，學者們通過實驗物理模擬[17-21]、數值模擬[22-27]和現場試驗[15]等手段進行研究。Xu等[22-23]開發了弱固結油砂油藏地質力學膨脹的有限元模型，研究表明擴容區是剪切破壞區和拉伸微破裂區的組合。Lin等[17-19]對克拉瑪依油砂儲層小型圓柱形樣品進行了各向同性固結排水三軸壓縮試驗、滲透性試驗和電子顯微鏡掃描實驗等一系列實驗，分析了注采過程中油砂孔隙度和滲透率的變化規律，研究了油田溫度、圍壓、注入壓力等因素對其擴容機理的影響。結果表明，剪切擴容條件下油砂的滲透率演化與孔隙度和微裂縫的演化密切相關。以上研究結果表明擴容過程中發生的剪切擴容和張性擴容能夠產生包含無數微觀張剪裂縫網的高孔高滲區域，是擴容提高油砂儲層蒸汽注入能力的重要機理。在油砂儲層擴容效果評價方面，許多學者提出采用水力連通系數和擴容半徑[28-30]來評價擴容效果。在此基礎上，林伯韜等[31]依據92個油砂儲層擴容算例建立了考慮儲層物理性質、油藏幾何參數和注入排量等因素的SAGD擴容啟動的連通系數圖版以指導擴容參數優化。

以上研究對SAGD擴容啟動機理和效果評價方面提供了深入的理解，但這些研究主要聚焦于擴容區形成的流固耦合，目前仍缺乏考慮油砂儲層SAGD擴容啟動及后期生產一體化過程中涉及的流固熱全耦合研究，不利于SAGD擴容施工參數優化設計。為此，以某超稠油砂儲層為例，通過采用ABAQUS有限元分析擴容啟動過程中的流固耦合過程，并將模擬結果耦合到CMG熱采數值模型中進行循環預熱和初期生產模擬，從而實現流固熱全耦合作用下的擠液擴容、擴容后的蒸汽循環預熱以及初期生產一體化全過程模擬，并進行擴容過程演化研究和施工參數優化分析。

1 油砂儲層巖石力學和地應力參數

1.1 巖石力學參數

實驗巖心取自某淺層超稠油砂儲層及其泥巖蓋層，分別通過室內三軸壓縮實驗測得油砂儲層和泥巖蓋層的應力-應變曲線(圖1)，并計算得到油砂儲層巖石力學參數(表1)。

圖1 油砂儲層和泥巖蓋層三軸試驗結果Fig.1 Triaxial test results of the oil sands reservoir and mudstone layer

表1 油砂儲層的巖石力學參數Table 1 Rock mechanical parameters of oil sands reservoirs

1.2 地應力參數

通過小型壓裂測試可獲得目標區塊淺層超稠油砂儲層和蓋層的三向應力梯度。圖2所示為L井油砂儲層和蓋層小型壓裂測試曲線，可得油砂儲層的垂向應力梯度、最大和最小水平主應力梯度分別為21.2、15、12 kPa/m；蓋層的垂向應力梯度、最大和最小水平主應力梯度分別為21.2、28、21 kPa/m。

圖2 小型壓裂地應力測試曲線Fig.2 In-situ stress test curves by mini-fracturing

2 三維流固熱全耦合油砂擴容數學物 理方程

2.1 熱流固全耦合偏微分控制方程

油砂儲層擴容過程中的熱流固全耦合偏微分控制方程為

(1)

式(1)中：σ為總應力；k為滲透率張量；μ為流體黏度；p為壓力；e為孔隙度；αT和αp分別為流體在溫度和壓力作用下的壓縮或膨脹系數；T為溫度；εv為由壓力和溫度變化引起巖石變形而發生的體積應變；b為重力項；kT為是熱導張量；ρ為巖石密度；cT為巖石熱容；Q為熱源。

蓋層中的流體流動為單相流動，油砂儲層中的流體流動為油、氣和水的三相流動。其中，熱傳遞過程中只考慮熱傳導，不考慮熱對流。

2.2 油砂儲層非線性彈性模型

采用砂土的孔隙介質非線性彈性模型來描述弱固結砂巖的非線性彈性變形性能，表達式為

(2)

式(2)中：κ為油砂儲層的非線性對數體積模量；e0為砂巖的初始孔隙度；p0為砂巖的初始平均有效主應力；p為當前狀態的平均有效主應力；pt為抗拉強度；J為彈性變形部分當前的空隙體積和初始空隙體積的比例。

2.3 油砂儲層的彈塑性變形模型

采用能考慮應變硬化和軟化的塑性模型來描述油砂儲層巖石的彈塑性變形，其屈服準則為

(3)

2.4 油砂儲層的滲透率模型

采用非線性滲透率模型描述油砂儲層擴容前后滲透率變化，假設油砂儲層滲透率為孔隙度和當前應力狀態的函數，研究中采用的非線性滲透率模型如圖3所示。

圖3 考慮流固耦合效應的油砂儲層滲透率模型Fig.3 Permeability model of oil sands reservoir considering fluid-solid coupling effect

本文中提出的三維油砂儲層擴容耦合數值模型已在文獻[22]中通過數模擬合目標油砂儲層的注入井試驗數據進行了有效性驗證，建立了適用于目標油砂儲層開發的地質力學耦合模型。

3 油砂儲層擴容數值模型案例

超稠油砂儲層SAGD雙水平井擴容數值模型如圖4所示。在該模型中，注采水平井組(注汽井和生產井)的水平井段長均為800 m，注采井的垂向間距為5 m。模型中考慮了蓋層、油砂儲層和底層的地層組合，其中油砂儲層厚度為40 m，蓋層和底層厚度分別為160 m。模型遠場邊界位移固定，并且遠場孔隙壓力恒定。擴容液采用1 mPa·s的熱水，模型中的巖石力學和地應力參數采用前述油砂儲層巖石力學測試和地應力測試數據。

圖4 三維SAGD雙水平井擴容數值模型Fig.4 Three-dimensional model of SAGD dilation for double horizontal wells

數值模擬過程包括以下兩步操作。

(1)擴容地應力預處理。預處理是采用高于最小水平主應力但低于破裂壓力的壓力控制施工方式，使得高壓流體進入井周地層，提高井周地層的含水飽和度，提高水相的相對滲透率，減少地層物性非均質的影響，從而實現沿長水平段均勻擴容的目的。

(2)大排量擴容施工。在地應力預處理后，采用地表流量控制的大排量施工來擴展擴容區，促進擴容區沿著水平段均勻發展，同時在垂向上均勻連通SAGD注采井組。

目標區塊超稠油砂儲層內部存在泥巖夾層情況，影響SAGD雙水平井組的擴容效果。為更深刻理解不同油藏條件下的擴容啟動規律及效果，基于上述三維數值模型，針對目標區塊油砂儲層擴容過程中的均質地層和強非均質地層等兩種典型油藏案例進行數值模擬，研究了不同情況下的擴容效果及初期產量，優化了擴容施工參數。目標區塊油砂儲層的典型油藏案例分別為物性較好的均質地層案例和注采井間存在泥巖夾層的強非均質地層案例，如圖5所示。

圖5 兩種典型油藏案例Fig.5 Two typical oil-reservoir cases

案例1均質地層。

L1#SAGD井組的儲層和上下地層的滲透率分布見圖5(a)。可知，注汽井和生產井附近的儲層滲透率較高，并且注采井附近儲層的均質性較好，這種情況可用作分析SAGD井組在物性較好的均質地層中進行快速擴容的規律。

案例2存在井間夾層的強非均質地層。

L2#SAGD井組注汽井和生產井附近儲層滲透率較高[圖5(b)]，但注汽井和生產井之間存在大范圍連續分布的厚度為2 m的泥巖夾層。SAGD擴容快速啟動過程中，擴容區能否突破中部夾層溝通注采井事關擴容改造的成敗。為此本案例可用于分析擴容改造能否突破夾層實現注采井間連通的規律研究。

4 結果分析與討論

4.1 均質地層擴容結果分析

基于上述三維數值模型，結合均質地層物性、地應力和力學參數，對L1#SAGD井組快速擴容過程進行數值模擬。數值模擬中的SAGD擴容泵注曲線見圖6，圖7描述了泵注壓力曲線上對應的不同擴容時間下油砂儲層擴容區的演化過程。在擴容過程中，由于儲層的滲透率較高，為了形成連接SAGD注采井間的擴容區，施工過程中使用了高排量(2.2 m3/min)和大液量(19 000 m3)模式，擴容過程中的最大施工壓力控制在4 000 kPa。

圖6 L1井組擴容泵注曲線Fig.6 Dilation construction curves of wellpair L1

從圖6可知，前12 h為擴容預處理過程，隨著向注采井中同時注入擴容液體，注采井的井底擴容壓力逐漸同步增加。當注入時間達到12 h后，注汽井中的擴容壓力急劇增加至3 650 kPa后急劇下降，表明在注汽井附近開始形成擴容區，而此階段生產井中的擴容壓力增加但并未下降，表明生產井附近沒有形成擴容區，與模擬結果一致[圖7(a)]。當注入時間增加到24 h時，生產井中的擴容壓力發生下降，說明生產井附近發生擴容現象[圖7(b)]。當注入時間為36 h時，注汽井和生產井中的擴容壓力急劇下降，并結合圖7(c)模擬結果，認為這是注采井的擴容區發生連通導致的。隨后，兩口井的擴容壓力同步穩定變化，表明整個擴容區發生均勻擴展。當注入時間為80 h時，擴容壓力發生小幅度下降，結合圖7(d)模擬結果，認為是注汽井右上側擴容區快速增長導致的。圖8為數值模擬最終的擴容區形態。從圖8可知，擴容施工結束后，在SAGD的注采井間形成均勻的豎向擴容區，在注汽井上方形成了較大體積的擴容區，整個擴容區形態呈現三葉扇形片形狀。

4.2 強非均質地層擴容結果分析

將強非均質地層的物性、地應力和力學參數導入到三維擴容數值模型中對L2#SAGD井組擴容過程進行數值模擬。為使擴容區突破物性較差的泥巖夾層，施工過程中采用較高排量(2.2 m3/min)和大液量(累計注入液量12 500 m3)模式，擴容過程中的最大施工壓力控制在4 100 kPa。數值模擬得到的SAGD擴容泵注曲線見圖9，圖10為不同擴容時間下的擴容區演化過程。

從圖9可知，當注入時間為12 h時，注汽井和生產井的擴容壓力急劇增加然后發生波動降低，表明儲層中擴容區開始形成見圖10(a)。由于生產井靠近泥巖夾層，導致此時其形成的擴容區很小。隨著擴容過程的繼續，擴容區的擴展主要表現在注汽井擴容區的生長[圖10(b)]。當注入時間增加到36 h時，注汽井擴容區向下擴展遭遇泥巖夾層，由于泥巖夾層對擴容區擴展的阻擋，導致注汽井擴容區向下擴展困難，擴容區下部只能沿著泥巖夾層界面滑移擴展[圖10(c)]，并且此時注汽井擴容區向上擴展迅速。隨著擴容液的繼續注入，擴容區開始突破界面進入泥巖蓋層[圖10(d)]，隨后在短時間內迅速突破泥巖蓋層并溝通下部的生產井擴容區[圖10(e)、圖10(f)]，此時擴容壓力發生下降。隨后，整個擴容區隨著擴容液的注入緩慢擴展。圖11為擴容結束后的擴容區形態。從圖11可知，擴容施工結束后在注汽井上方形成了大范圍的擴容區，有利于后期蒸汽腔的快速發育。同時發現擴容區突破了中部泥巖夾層，在豎向上形成溝通注采井間的擴容區。

圖9 L2井組擴容泵注曲線Fig.9 Dilation construction curves of well L2

圖10 L2井組不同擴容時間下擴容區演化過程Fig.10 Evolution of dilation zone of wellpair L2 in oil sands reservoir with time

圖11 L2井組擴容模擬結果Fig.11 Dilation simulation results of wellpair L2

4.3 聚合物擴容液對擴容效果影響

前面兩個案例中采用的擴容液為1 mPa·s的清水，模擬結果均表明擴容過程中需要大排量和大液量。這導致需要采用壓裂車組等大型設備進行施工，并且會消耗大量清水，后期也面臨大量產出液難處理等難題。為此，提出采用高黏度聚合物溶液作為擴容液，以能在低排量和低液量的擴容施工中實現對油砂儲層的改造。針對上述兩種案例，分別考慮三種不同黏度(50、100、200 mPa·s)的聚合物進行擴容施工數值模擬。

4.3.1 均質地層案例

圖12為采用50 mPa·s聚合物溶液在均質地層進行擴容的注入壓力曲線。從圖12可知，使用50 mPa·s聚合物溶液時的最大排量僅為0.45 m3/min，擴容液總液量僅為2 300 m3。對比前面1 mPa·s清水擴容液模擬結果，可發現使用50 mPa·s聚合物溶液后能夠極大降低排量和節省施工液量(相較之前節省16 700 m3)。這種情況明顯降低對現場注入設備的要求，采用常規的固井設備即可滿足要求。圖13為采用50 mPa·s聚合物溶液進行擴容的最終模擬結果。1 mPa·s清水擴容的擴容區形態與50 mPa·s聚合物溶液擴容的擴容區形態大體相似，但聚合物溶液的擴容范圍大于清水擴容液的擴容范圍，主要表現為注汽井上方儲層被充分擴容改造。說明將高黏度聚合物擴容液對擴容效果有顯著提高作用，在現場采用聚合物擴容液進行擴容施工具有重要意義。為探究聚合物溶液黏度對擴容施工的影響，分別模擬了聚合物溶液黏度為100 mPa·s和200 mPa·s情況下擴容結果，結果見表2。從表2可知，隨著擴容液黏度的增加，實現儲層有效擴容所需的施工排量和擴容液量均減小，而擴容施工壓力增加。但當聚合物溶液黏度達到50 mPa·s后，黏度的繼續增加對施工排量和擴容液總液量的改善效果的幅度明顯降低。

圖12 L1井組的50 mPa·s聚合物溶液擴容泵注曲線Fig.12 Dilation construction curves of well L1 with 50 mPa·s polymer solution

圖13 L1井組的50 mPa·s聚合物溶液擴容模擬結果Fig.13 Dilation simulation results of wellpair L1 with 50 mPa·s polymer solution

表2 不同黏度聚合物溶液對擴容施工參數影響Table 2 Effect of polymer solution with different viscosity on construction parameters of SAGD dilation

4.3.2 強非均質地層(含夾層)案例

圖14為采用50 mPa·s聚合物溶液在存在夾層的強非均質地層中進行擴容的泵注壓力曲線。模擬結果表明，與1 mPa·s清水擴容液相比，采用50 mPa·s聚合物溶液能夠實現低排量和低液量方式實現對儲層的有效擴容，同時擴容壓力(特別是注汽井擴容壓力)更加平穩，變化幅度更小。采用聚合物溶液后所需的最大排量僅為0.25 m3/min，施工總液量僅為1 950 m3,比1 mPa·s清水擴容情況減少10 550 m3。圖15為采用50 mPa·s聚合物溶液進行擴容得到的擴容區形態。從圖15可知，采用聚合物溶液擴容時的擴容區形態與清水擴容時的擴容區形態相似，但擴容區改造范圍高于采用清水擴容液時的擴容區范圍。

圖14 L2井組的50 mPa·s聚合物溶液擴容泵注曲線Fig.14 Dilation construction curves of well L2 with 50 mPa·s polymer solution

圖15 L2井組的50 mPa·s聚合物溶液下的擴容形態Fig.15 Dilation simulation results of wellpair L2 with 50 mPa·s polymer solution

4.4 循環預熱及初期生產模擬分析

油砂儲層擴容區形成后，SAGD水平井組通常進行常規蒸汽預熱，隨后轉入SAGD生產階段。通過將巖石力學擴容模型得到的擴容區范圍和性質單向耦合到熱采模型中實現擠液擴容-蒸汽循環預熱-初期生產一體化分析，以研究不同油藏案例條件下的擴容改造對SAGD井組蒸汽循環預熱時間及后期產量的影響。圖16為均質地層中考慮擴容和不考慮擴容情況下的SAGD注采井組之間的循環預熱效果對比。從圖16可知，當油砂儲層沒有進行擴容改造時，蒸汽循環90 d后注采井間的最低溫度僅為60 ℃，不具備轉產條件。而當采用50 mPa·s聚合物溶液對油砂儲層進行擴容作業后，蒸汽循環70 d后注采井間最低溫度達到85 ℃，該溫度已超過目標區塊油砂儲層80 ℃轉產溫度，具備轉產條件。表3為兩種案例情況下儲層循環預熱轉產時間。對比可知，油砂儲層進行擴容后SAGD井組的循環預熱時間大幅度減小，約為常規循環預熱的60%，導致相應的循環蒸汽用量液降低約40%。

表3 不同情況下的有效循環預熱轉產時間Table 3 Preheating time under different conditions

圖16 注入井和產出井在不同情況下的注采井間溫度分布Fig.16 Temperature distribution between injection and production wells under different conditions

同時，通過進一步耦合熱采模型可分別得到均質儲層和強非均質儲層在常規循環預熱和擴容啟動循環預熱后的SAGD井組的初期產量，見圖17。從圖17可知，生產15年后，擴容改造SAGD井組的累計產油量略高于常規SAGD井組的累計產油量，但擴容改造井組的初期日產油量明顯高于常規SAGD井組的產油量。對于注采井間存在泥巖夾層的強非均質地層，采用常規循環預熱后的井組初期平均日產量約為50 t/d，僅為擴容循環預熱井組的初期平均日產量(125 t/d)的40%，這表明擴容作業對于注采井間存在夾層情況下的初期日產量的大幅度提高具有重要貢獻。

圖17 SAGD井組初期產量Fig.17 Initial production of SAGD wellpair

5 結論

(1)模擬結果表明，采用50 mPa·s聚合物溶液進行擴容的排量僅為0.25～0.45 m3/min，擴容液總液量僅為1 950～2 300 m3。

(2)與低黏度清水擴容液相比，采用高黏度聚合物溶液進行注采井間有效連通的擴容改造時，所需的施工排量和注入總液量極大降低，能夠減少對大型壓裂設備的需求，可節省擴容施工成本。

(3)隨著聚合物溶液黏度的增加，實現油砂儲層有效擴容所需的施工排量和擴容液量均減小，而擴容施工壓力增加。但當聚合物溶液黏度達到50 mPa·s后，黏度的繼續增加對施工參數的改善效果幅度明顯降低。

(4)油砂儲層SAGD井組進行擴容后的循環預熱時間大幅度減小，約為常規循環預熱的60%，相應的循環蒸汽用量液降低40%左右。

(5)擴容施工能夠形成有效突破注采井間泥巖夾層的擴容區，能夠大幅度提高強非均質地層中SAGD井組的初期日產量。

(6)擴容后SAGD井組的初期產油量明顯高于常規循環預熱SAGD井組的產油量。