邊頂水超稠油油藏SAGD蒸汽腔描述及調控對策

2021-10-26 01:52:42葛明曦

特種油氣藏 2021年4期

葛明曦

(中國石油遼河油田分公司，遼寧盤錦 124010)

0 引言

SAGD開發技術是超稠油油藏繼蒸汽吞吐開采后主要接替技術之一[1-5]，是遼河油田保持超稠油產量穩定和油田千萬噸持續穩產的重要組成部分。蒸汽注入油藏后，由于汽液間的密度差向油藏上部運移并且形成蒸汽腔，釋放汽化潛熱，冷油吸熱變成熱油，在重力作用下降落，從生產井中采出。SAGD開發受油藏非均質、隔夾層影響，水平井水平段動用不均，井組間蒸汽腔擴展不均衡，開發效果差異大。近年來，為了均衡汽腔擴展、提高油藏采收率，提出了溶劑輔助SAGD、注氣輔助SAGD、注化學劑輔助SAGD、泡沫輔助SAGD等多介質輔助SAGD技術，實現了減少蒸汽用量、促進蒸汽腔均勻擴展、減少與頂部蓋層熱損失、提高油汽比的目的。中國SAGD主要應用在遼河油田及新疆風城油田，并且取得工業化推廣[6]。遼河油田杜84塊館陶油層于2005年開始SAGD先導試驗，目前年產油為77×104t/a，占遼河油田SAGD總產量70%以上。杜84塊油藏存在邊、頂水，存在頂水下泄等風險，由于觀察井井數的限制以及蒸汽腔描述方法不完善，無法獲得整個油藏蒸汽腔的監測資料，SAGD蒸汽腔發育情況尚不清楚。為此，開展地質建模及蒸汽腔精細描述，采取有效措施，降低油藏頂水下泄風險。

1 油藏概況

杜84塊館陶組為巨厚塊狀超稠油油藏，構造位于遼河盆地西部凹陷西斜坡歡曙上臺階中段、曙一區的南部，發育邊水、頂水和底水，埋深為530～740 m，呈“饅頭狀”，中部近乎等厚，邊部迅速減薄，油層與水體之間無純泥巖隔層。儲層孔隙度為36.3%，滲透率為5 540.00 mD，屬于特高孔特高滲儲層，50 ℃地面脫氣原油黏度為23×104mPa·s，20 ℃原油密度為1.009 g/cm3。1999年采用70 m正方形井網蒸汽吞吐開發，區塊經歷上產、穩產階段。SAGD先導試驗區于2005年建立，其余井組自2009年后陸續轉為SAGD開發，目前館陶井組已全部轉為SAGD開發，以直井-水平井SAGD組合為主，注采井距為35 m，日注汽為7 907.0 t/d，日產液為9 773.0 t/d，日產油為2 495.0 t/d，含水率為74.0%，油汽比為0.31，瞬時采注比為1.20，累計產油為1 052.0×104t，累計油汽比為0.31，累計采注比為1.16，采出程度超過40%。

2 巨厚塊狀油藏SAGD蒸汽腔精細描述

SAGD開發效果取決于直井-水平井組合SAGD有效泄油井點數量及蒸汽腔擴展高度，蒸汽腔擴展程度影響產量大小。開發過程中需要密切監測蒸汽腔，保證蒸汽腔健康發育，培育有效泄油通道。通過觀察井監測數據、數學統計方法和數值模擬研究[7-10]，開展全油藏SAGD蒸汽腔擴展形態描述。

2.1 數值模擬蒸汽腔描述

以地震、鉆井、測井、測試等資料為基礎，采用Petrel地質建模軟件開展館陶油層三維地質建模，油藏描述中孔隙度、滲透率、含水飽和度等參數作為油藏數值模擬的初始參數。建立館陶組全油藏模型滲透率與孔隙度分布圖(圖1、2)，其中，滲透率最小值為2.16 mD，最大值為28 080.00 mD，平均為6 073.00 mD；孔隙度最小值為0，最大值為60.0%，平均為36.0%。在全油藏地質模型的基礎上以最早投入直井-水平井組合的先導試驗區(GP10—GP13井組)建立數值模型。模型包括4口水平井和40口直井。模型的總網格數為60×38×64共145 920，平面上的網格長度小于10.0 m，縱向上網格厚度小于5.0 m。利用熱采數模軟件STARS，對先導試驗區的蒸汽吞吐和直井-水平井組合SAGD井組進行生產動態歷史擬合，主要通過調整相滲曲線端點值，擬合產油量和產液量。累計產油擬合誤差小于1%，累計產液擬合誤差為1%。

圖1 滲透率分布

圖2 孔隙度分布

利用數值模擬，可將SAGD蒸汽腔擴展過程劃分為驅替階段、復合階段及重力泄油階段。驅替階段以“點”的形式表現腔體，蒸汽腔較小，泄油面積小、能力有限，主要以蒸汽驅油為主，井組間汽腔擴展速度為2.5 m/a，動用區壓力為3～4 MPa，井間未動用區保持原始地層壓力；復合階段以“線”的狀態連接，隨著蒸汽腔的擴展，汽腔的泄油面積加大，井組間汽腔擴展速度為1.3 m/a，逐漸形成大的泄油腔體，腔體壓力保持在3～4 MPa；重力泄油階段泄油能力增強，井組間汽腔擴展速度為0.8 m/a，此時驅替原油主要以蒸汽輔助重力泄油為主。

SAGD蒸汽腔溫度剖面表現為水平段上部汽腔體積大，在水平井易形成連續的腔體，有利于提高SAGD的動用程度；壓力剖面表現為汽腔壓力顯著低于腔體外壓力，同一腔體內，水平段下部壓力高于上部壓力，而壓力高會造成蒸汽飽和度低，因此水平段下部蒸汽利用率低。

2.2 監測資料分析法

建立SAGD全區觀察井監測系統，監測參數包括油藏溫度、壓力及含油飽和度[11]，可有效判斷蒸汽腔在縱向和平面的推進速度與擴展方向，同時可通過四維地震、微重力、時移微震等方法，了解不同時期蒸汽腔平面擴展情況。例如時移微重力技術是通過影響重力異常的2個因素(密度及幾何形態)，監測地下油藏質量變化引起的異常，進而推測出地下流體發生驅替、運移等過程，指導油田動態開發。

由于現場實施時，難以形成觀察井全覆蓋，為彌補SAGD部分區域缺少監測資料，統計井組不同時期累計注入蒸汽量和蒸汽腔發育高度，結合數值模擬預測油藏內汽腔發育形態。當井組累計注汽量小于10×104t時，只在注汽直井附近形成小的蒸汽腔體；當井組累計注汽量為10×104～20×104t時，蒸汽腔逐漸擴展，由“點”連成“線”；當井組累計注汽量大于20×104t時，井組間平面上蒸汽腔基本連通。此外，利用圖3所示圖版，可對井組汽腔體積及空間擴展趨勢進行預測。例如GH20井組監測資料顯示汽腔高度為47 m，累計百米注汽量為28.66×104t，通過圖版計算汽腔高度為46 m，誤差為2%；GP12井組監測資料顯示汽腔高度68 m，累計百米注汽量為40.32×104t，通過圖版計算汽腔高度為71 m，誤差為4%，表明圖版準確性高。將觀察井點測溫飽和溫度折算汽腔壓力，繪制全油藏SAGD汽腔壓力等值圖(圖4)。由圖4可知：不同區域壓力存在差異，西部汽腔壓力已經接近外部水體壓力(4.5～5.5 MPa)，東部汽腔壓力為3.0～5.0 MPa，北部高于南部。

圖3 累計百米注汽量與汽腔高度關系

圖4 汽腔操作壓力

2.3 邊頂水油藏SAGD蒸汽腔擴展現狀

受轉驅時間等因素的影響，蒸汽腔發育差異較大，北部區域好于南部區域。平面蒸汽腔大部分已連片發育，其中，先導試驗區整體形成一個大汽腔，汽腔高度為50～70 m，其余井組汽腔高度為30～40 m，局部距離頂水僅為38 m左右，蒸汽腔縱向擴展速度為5～6 m/a，預計2～3 a蒸汽腔到達頂部，頂水一旦下泄，油藏整體水淹，影響SAGD的整體采收率。

3 汽腔調控對策優化

以控制高部位汽腔擴展為主要思路，通過調整注入介質、優化注采關鍵參數，抑制汽腔高部位繼續向上擴展，保持與頂水距離，延長開采時間。以杜84塊GP13井組為例，利用數值模擬開展降低注汽量、間歇注汽、非烴氣輔助SAGD等調控方法，對比各方案采油量、汽腔頂部溫度、汽腔發育形態及生產年限等指標，優選均衡汽腔擴展方案。

3.1 降低注汽量

GP13井組日注汽為336 t/d，日產液為423 t/d，日產油為120 t/d，通過調整井組注汽量控制汽腔縱向突進，設計注汽量分別為原日注氣量的80%、60%、40%，水平生產井按照原產液量繼續生產。結果表明，降低注汽量后，有效抑制了縱向汽腔上升速度，當注汽量降至40%時，汽腔上升速度由10 m/a降至5 m/a。此外，降低注汽量可使蒸汽腔溫度和壓力降低，方案實施1 a后汽腔整體溫度由248 ℃降至235 ℃，汽腔頂部溫度由244 ℃降至231 ℃，壓力由4.0 MPa降至3.1 MPa，與頂水壓差為2.4 MPa。與常規SAGD生產相比，注汽量降低越多，日產油量越低。正常生產SAGD日產油量為100.0～120.0 t/d，80%注汽量下SAGD日產油量為60.0～70.0 t/d，40%注汽量下SAGD日產油量僅為50.0～60.0 t/d。

3.2 間歇注汽

將GP13井組注汽方式由連續注入改為間歇式注汽，即注入3個月再停注3個月，水平生產井按照原產液量生產。溫度場顯示，相比連續注汽，間歇注汽下SAGD蒸汽腔明顯收縮，蒸汽腔及汽腔頂部溫度快速降低，1 a后汽腔整體溫度由248 ℃降至231 ℃，汽腔頂部溫度由247 ℃降至201 ℃；2 a后，連續注汽下SAGD汽腔頂部溫度為220 ℃，間歇注汽下SAGD汽腔頂部溫度為176 ℃。間歇注汽1 a后壓力由4.0 MPa降至2.9 MPa，與頂水壓差為2.6 MPa。與常規SAGD生產相比，間歇注汽日產油保持穩定，略低于正常生產，為70.0～80.0 t/d。

3.3 停注蒸汽

停止向GP13井組注入蒸汽，水平生產井繼續生產，利用蒸汽腔余熱開發。與持續注汽相比，井組停注后可有效抑制汽腔擴展。溫度場顯示，停注后SAGD汽腔明顯收縮(圖5)，蒸汽腔及汽腔頂部溫度快速降低，1 a后汽腔整體溫度由248 ℃降至231 ℃，汽腔頂部溫度由247 ℃降到201 ℃；2 a后，停注下SAGD汽腔頂部溫度為90 ℃，而持續注汽下SAGD汽腔頂部溫度為220 ℃。此外，停注后汽腔壓力快速降低，停注1 a后壓力由4.0 MPa降至2.8 MPa，與頂水壓差為2.7 MPa，存在頂水下竄的風險。與常規SAGD生產相比，停注初期生產井產量較為穩定，后期油藏沒有能量補充，汽腔收縮，產量迅速下降。

圖5 持續注汽與停注2a后SAGD平面溫度場

3.4 注非凝析氣

減少GP13井組蒸汽注入量，改為注氮氣輔助SAGD生產，單井組日注入氮氣為20 000.0m3/d，日注入蒸汽為304.0 t/d。氮氣注入后，主要分布于汽腔頂部，起到隔熱作用，可有效抑制汽腔縱向突進。溫度場顯示，注氮氣后，蒸汽腔溫度快速降低，汽腔整體溫度由250 ℃降至214 ℃，汽腔頂部溫度由244 ℃降至175 ℃。注氮氣后汽腔壓力降低并趨于平穩，1 a時壓力由4.0 MPa降至2.9 MPa，與頂水壓差為2.6 MPa。氮氣輔助SAGD前期產油呈上升趨勢，日產油高于正常生產，后期定壓生產日產油降低，僅為30.0～40.0 t/d。

3.5 調控方式生產情況對比

4種調整方式與正常生產SAGD進行對比，生產參數如表1所示。由表1可知：GP13井組正常生產可繼續開采1 280 d，平均日產油為82.4 t/d，凈產油為7.3×104t，油汽比為0.23，階段采出程度為14.2%；實施停注后，開采1 127 d頂水下侵，凈產油僅為5.1×104t，階段采出程度14.2%；降低注汽量延長生產時間，可再開采1 980 d，平均日產油為55.0 t/d，凈產油為9.0×104t，油汽比為0.41，階段采出程度為14.6%；非凝析氣輔助SAGD折算凈產油僅為2.5×104t，油汽比為0.31，階段采出程度為16.9%；采用間歇注汽方式可繼續開采1 644 d，平均日產油為77.5 t/d，凈產油為9.5×104t，油汽比為0.28，階段采出程度為17.1%。針對SAGD先導試驗區開展各方式的優缺點分析，結果見表2。由表2可知，各方式均有優劣勢，間歇注汽方式更易于均衡汽腔，節約蒸汽用量，具有油汽比高、凈產油量高的特點。

表1 不同調控方式生產情況對比

表2 調控方式優缺點

4 調控效果

SAGD先導試驗區實施調控汽腔方案，抑制汽腔縱向上升。在SAGD先導試驗區4個井組采取間歇注汽方式，選擇蒸汽腔發育高部位的注汽井采取注入蒸汽3個月，停注2～3個月，注汽井點6個月輪換注汽。該方案節約了注汽用量，減少汽腔高部位的注汽井點，兼顧調控均衡蒸汽腔。調控期間，將注汽井由11口縮減至6口，注汽量由930.0 t/d逐漸降至487.0 t/d，監測資料顯示汽腔頂部基本保持在588 m，日產油由410.0 t/d降至287.0 t/d(圖6)，節約蒸汽用量13 600.0 t，油汽比由0.44提升至0.59，預計累計產油量達到199.0×104t。