油砂蒸汽輔助重力排水開發隔層界限及上部剩余油挖潛方法

劉新光， 郭 曉, 王盤根, 吳 昊， 李卓林

(1.中國海洋石油國際有限公司海外技術支持中心， 北京 100027； 2.中國海洋石油有限公司開發生產部， 北京 100010)

目前加拿大油砂主要由雙水平井蒸汽輔助重力泄油(steam assistant gravity drainage,SAGD)方式進行開發[1-2]，上部注汽井連續注入蒸汽，依靠蒸汽的超覆作用加熱油層，加熱后的原油和凝結的水在重力作用下流入下部采油井采出[3]。油砂儲層中的地質情況較為復雜，除砂巖外，還存在礫巖、砂質側積層、泥質側積層、泥巖等多種可能形成遮擋作用的條帶[4]，其物性、厚度等分布較為復雜，隔擋作用各異。研究結果表明，隔夾層的存在對油砂SAGD開發效果影響較大[5]，當蒸汽腔上部存在隔層時，上部原油無法向下流動，蒸汽腔將無法繼續向上擴展[6]，從而造成隔層上部的儲量無法動用。部分研究人員開展了直井輔助SAGD方法研究以解決隔夾層上部儲量動用的問題，但直井輔助SAGD需要部署較多的直井輔助井[7-8]，經濟性較差。

現通過室內物理模擬實驗，研究不同滲透率、不同溫度(原油黏度)下的油砂開發啟動壓力梯度取值；通過數值模擬方法，計算了考慮啟動壓力梯度時不同厚度、滲透率組合下隔夾層對SAGD開發產生的隔擋作用，從而定量化確定油砂SAGD開發隔層的標準；提出了采用上部加密水平井挖潛隔夾層上部剩余油的方法，初步技術經濟分析認為針對隔擋性較強和較弱的隔夾層，均可以實現較好的經濟效益。

1 油砂啟動壓力梯度室內實驗研究

油砂在原始地層溫度下為固體礦物，熱采過程中隨著溫度升高，原油黏度降低，開始具備流動能力[9]。隔夾層上部的原油溫度較低、隔夾層滲透性較差。由于非牛頓流體性質，稠油在此類差物性層的流動屬于低速非達西流動[10]，存在附加滲流阻力，即啟動壓力梯度。通過室內物理模擬實驗確定啟動壓力梯度的影響規律及計算方法。

1.1 實驗設備及實驗參數設計

實驗儀器如圖1所示，最高工作溫度可達400 ℃，最高操作壓力35 MPa，回壓系統滯留體積在0.2 mL以下。實驗采用填砂模型，對長湖油田取芯段松散巖心進行研磨分選，再根據實際油藏中的地質參數復配、壓制成所需的巖性和物性的巖心柱。實驗用油為加拿大長湖油砂油田原油，按照油田實際礦化度配置地層水。采用恒速法進行油砂啟動壓力梯度實驗，即在巖心兩端建立一個恒定流量，待系統穩定后測定該流量下的壓差，之后依次測定不同流量下的驅替壓差[11]。

圖1 油砂啟動壓力梯度實驗流程圖Fig.1 Flow chart of oil sands potential gradient threshold experiment

根據油田實際地質及生產情況，設計了2種巖性5個滲透率值，分別為純砂巖：滲透率5 000、3 500、2 000 mD；含泥砂巖：滲透率1 000、500 mD，填砂后實際的滲透率分別為5 087、3 504、2 014、1 099、523 mD；設計了6個溫度值，分別為80、100、120、140、160、180 ℃，對應的原油黏度分別為2 735、713、282、127、58、25 mPa·s；設計每組實驗7個驅替速度，分別為0.01、0.03、0.05、0.1、0.3、0.5、1.0 mL/min。共需開展實驗5×6=30組，測量30×7=210個溫度點。

1.2 實驗結果及數據處理

根據每組實驗測得的7個流速點，可繪制流速與壓力梯度關系曲線，如圖2所示(以滲透率527 mD，實驗溫度100 ℃的實驗數據處理為例)。

由圖2可見，在高速段，流速和壓力梯度呈較好的線性關系，在低流速段，曲線明顯彎曲，呈現出非達西流動特征。采用二項式擬合低速非達西流動段[12]，通過對二項式的求解即可得出真實的啟動壓力梯度。

圖2 啟動壓力梯度實驗數據處理Fig.2 Data processing of threshold pressure gradient experiment

將30組實驗結果，繪制在啟動壓力梯度～視流度對數交匯圖上(圖3)，可以得到較好的擬合關系，如式(1)所示。其中，視流度定義為空氣滲透率與實驗溫度下的原油黏度之比。可見，在差儲層、隔夾層中，滲透率較低，視流度較低，啟動壓力梯度數值較大，予以考慮；隨著視流度的升高，啟動壓力梯度逐漸降低，SAGD開發過程中的主力儲層啟動壓力梯度較低，幾乎可以忽略。

圖3 啟動壓力梯度與視流度的關系Fig.3 Relationship of threshold pressure gradient and apparent mobility

回歸得到的油砂開發啟動壓力結果可表示為式(1)，其對應的視流度的范圍為0.19～204 mD/mPa·s。

(1)

式(1)中：λ為啟動壓力梯度， MPa/m；Ka為巖心氣測滲透率，mD；μ為某一溫度下的原油黏度，mPa·s。

2 油砂SAGD開發上部隔夾層物性界限數值模擬研究

加拿大阿薩巴斯卡盆地的油砂儲層為曲流河沉積[13]，形成隔擋作用的巖相主要包括廢棄河道(純泥巖)、泥質側積層、礫巖層[14]和砂質側積層，除了廢棄河道滲透率極低外，其他巖相都具有一定的滲透性[15]。通過數值模擬量化上部隔夾層物性對SAGD開發的影響[16]，以建立明確的隔夾層定量識別標準。

2.1 模型建立

模型網格數為151×1×39，網格步長為1.5 m×800 m×1 m，其中油砂開發的主力層位是16～39層，厚度24 m，其孔隙度為30%，初始含油飽和度為70%，水平滲透率為4 000 mD；13～15層為隔夾層帶，可根據情況設定不同的滲透率和隔夾層厚度；1～12層為隔夾層上部的儲層，厚度12 m，其物性設置與16～39層相同。沿J方向布署3個SAGD井對，水平井長度800 m，圖4為基礎井網井位部署示意圖。

圖4 基礎井網井位示意圖Fig.4 Schematic diagram of base well location

2.2 模擬結果

在基礎井網模式下，根據油砂行業內公司現行上部隔層的標準，結合長湖油砂巖心觀察結果，分別計算了隔夾層厚度為1、2、3 m，隔夾層垂向滲透率為5、10、25、50、100、500、1 000 mD，考慮和不考慮隔夾層啟動壓力梯度的3×7×2=42組模型。啟動壓力梯度按照式(1)計算，在CMG2016.10之后版本中可使用*PTHRESH關鍵字進行模擬。根據模擬結果，繪制了開發15年后隔夾層上部儲量動用程度與隔夾層厚度、滲透率的關系曲線，如圖5所示。

從圖5可見，在考慮啟動壓力梯度的情況下(實線)，當上部隔夾層的滲透率小于25 mD時，隔夾層上部儲量的動用程度都很低，說明上部儲量雖然在下部SAGD開發過程中由熱傳導作用被加熱，但仍不能通過隔夾層流向生產井，這種情況下應視為“隔層”；當隔夾層滲透率大于500 mD時，對上部儲量的隔擋作用較弱，開發結束時的采出程度均能達到50%以上，這種情況下應視為“差儲層”；當隔夾層滲透率為25～500 mD時，隔夾層上部的儲量能夠得到部分動用，此時厚度較大的隔夾層隔擋作用較強，厚度較小的隔夾層隔擋作用較弱，這種情況下應視為“夾層”。啟動壓力梯度對數值模擬結果影響較大，不考慮隔夾層/差儲層的啟動壓力梯度時，流動能力較相同厚度、滲透率的情況下明顯增強。

由于行業內不同公司大多僅采用非儲層厚度作為判斷隔層和夾層的標準，定義“儲層/非儲層”的截斷值值差異較大(表1)，因此造成不同公司認定的隔層標準差異較大，如泥巖厚度的界限最薄為1 m(Cenovus公司)，最厚為3 m(Surmont公司)，泥質含量界限最低為15%，最高為33%。基于圖5成果，建議油砂行業合作中，以厚度和滲透率兩個維度按照圖5的組合界定隔層標準。

表1 加拿大不同公司認定的油砂隔層標準統計Table 1 Statistics of oil sands barrier standards recognized by different companies in Canada

3 雙水平井SAGD開發隔夾層上部剩余油挖潛方法研究

隔夾層上部的剩余油雖然不能或者難以采出，但是在下部油砂開發過程中，由于熱傳導的作用[17]，溫度會持續升高[18]。根據長湖油田現場溫度監測井統計，其某井場中隔夾層上部溫度高于90 ℃的原油儲量已達55×104m3，動用好這部分儲量對處于生產中晚期的油田來說具有明顯的增儲上產作用。針對隔夾層封堵性能的不同，分以下兩種情況進行研究。

3.1 隔擋性較強的隔夾層上部剩余油挖潛

以圖5中厚度為1 m、隔夾層垂向滲透率為10 mD(水平滲透率為25 mD)，考慮啟動壓力梯度模型為例，該模式下由于隔夾層滲透率較低，上部儲量幾乎沒有得到動用。設計了5個方案動用上部剩余油(表2)：方案P1-1，基礎方案，其井位如圖4所示，上部無加密井，模型預測累產油量58.9×104m3；方案P1-2，在方案P1-1基礎上增加1口上部加密采油井，模擬結果表明，上部加密井投產后，初期產能較高，但隨著原油的采出，上部壓力降低后，蒸汽通過隔夾層竄入井底(10 mD儲層中氣體具有較好的流動性)，造成上部加密井無法正常生產；方案P1-3是在方案P1-2的基礎上，將下部注汽井側鉆為上部加密采油井，其井位如圖6所示。

表2 隔夾層隔擋性較強時上部加密井方案優化Table 2 Cases optimization of upfill wells upon completely sealed interlayer when the barrier is strong

圖6 隔夾層隔擋性較強時上部加密采油井示意圖Fig.6 Schematic diagram of upper infill production well with completely sealed interlayer when the barrier is strong

模擬結果可見，由于上部加密井與注汽井的距離增加，產油量有所提升，但仍然存在較為明顯的汽竄現象，產量不能滿足經濟界限；方案P1-4是在方案P1-3的基礎上，在開發后期關閉全區的注汽井，此方法可以大幅度降低蒸汽腔壓力及上部加密井汽竄現象，上部加密井增油量達到7.85×104m3，同時依靠地層余熱生產大幅降低了加密之后的汽油比，經濟測算表明該井明顯超過側鉆的經濟門檻，收益較好[19]；方案P1-5是在方案P1-4基礎上在上部加密井實施1個輪次的蒸汽吞吐，由于蒸汽吞吐的生產時率問題，累產量有所降低。

因此，對于封閉性較強的隔夾層，在生產后期可以將下部的注汽井側鉆為上部加密井，并在關井前1.5年左右關閉全部注汽井(油砂行業稱之為Wind down策略)，充分利用地層余熱將上部已加熱原油采出，放松Subcool限制[20-21]。

3.2 隔擋性較弱的隔夾層上部剩余油挖潛

以圖5中厚度為3 m，隔夾層垂向滲透率為100 mD(水平滲透率250 mD)，考慮啟動壓力梯度的模型為例，該模式下由于隔夾層具有一定的滲透性，開發結束時上部儲量的采出程度能達到20%，但仍有大量未動用儲量。設計了3個方案(表3)：方案P2-1為基礎方案，井位如圖4所示，上部無加密井，模型預測累產油量89.2×104m3；方案P2-2是在方案P2-1基礎上，將下部注汽井側鉆為隔夾層上部加密采油井，生產后期關閉全部注汽井且不再限制上部加密井的subcool(類似于方案P1-4，井位如圖6所示)。該方案加密井增油量為5.4×104m3，加密后全區汽油比為6.07 m3/m3。可見，由于隔夾層隔檔作用較弱，已經有大量上部儲量采出，上部增加采油井增油量較低；方案P2-3為方案P2-1基礎上，將下部注汽井側鉆為隔夾層上部的注汽井(圖7)，模擬結果表明，上部注汽井增油量為17.3×104m3，加密后的汽油比也下降至4.34 m3/m3，經濟效益良好。可見，側鉆后的加密井加速了上部儲量的動用，改善了開發效果。

表3 隔夾層隔擋性較弱時上部加密井方案優化Table 3 Cases optimization of upfill wells upon partially sealed interlayer when the barrier is weak

圖7 隔夾層隔擋性較弱時上部加密注汽井示意圖Fig.7 Schematic diagram of upper infill injection well with partially sealed interlayer when the barrier is weak

4 結論

(1)室內物理模擬實驗結果表明，油砂熱采過程中存在一定的啟動壓力梯度，啟動壓力梯度的數值與視流度成冪指數關系，視流度越小，啟動壓力梯度越大，在較差儲層中啟動壓力梯度不可忽略。

(2)在考慮啟動壓力梯度時，垂向滲透率小于25 mD，厚度在1 m以上的隔夾層可以起到較好的封隔作用，可視為“隔層”；垂向滲透率25～500 mD的隔夾層上部儲量能夠得到部分動用，應視為“夾層”；垂向滲透率大于500 mD的隔夾層上部儲量可以得到完全動用，應被視為“差儲層”。建議油砂行業合作中以厚度和滲透率兩個維度組合界定隔層標準，而并非單純依靠“非儲層厚度”作為界限。

(3)若隔夾層上部具有一定的油層厚度，隔擋性較強的，生產后期可以通過將下部注汽井側鉆為上部采油井；隔擋性較弱的，生產后期可以將下部注汽井側鉆為上部注汽井。初步經濟測算表明兩種方式下側鉆井均具有較好的經濟效益。