于天忠，張建國(guó)，葉雙江，黃 博，周元龍，支印民

（1.中國(guó)石油大學(xué)（北京）石油工程教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室；2.中國(guó)石油遼河油田分公司；3.中國(guó)石化集團(tuán)國(guó)際石油勘探開(kāi)發(fā)有限公司；4.中國(guó)石化石油勘探開(kāi)發(fā)研究院）

0 引言

遼河油田曙一區(qū)杜84塊超稠油油藏探明含油面積6.2 km2，石油地質(zhì)儲(chǔ)量 3 661×104t，埋深550～1 150 m，屬中深層超稠油油藏［1］。儲(chǔ)層物性具中—高孔、高—特高滲特征。油層平面上連片分布，產(chǎn)狀以中厚—厚層、塊狀為主。原始地層溫度為38℃，原始地層壓力為7.4 MPa。油品性質(zhì)具有“三高一低”的特點(diǎn)，即原油密度高（20℃原油密度為1.001 g/cm3）、原油黏度高（50℃時(shí)原油黏度為16.8×104mPa·s）、原油凝固點(diǎn)高（平均在 25 ℃ 以上）、含蠟量低（平均在2%左右），屬超稠油油藏。理論研究和實(shí)際生產(chǎn)效果表明，以水平井開(kāi)采超稠油具有明顯的優(yōu)勢(shì)：水平井可以大井段鉆開(kāi)油層，大幅度增加重力泄油面積，能在較低的油藏滲流速度下達(dá)到較高的油井產(chǎn)量，利于高速開(kāi)發(fā)；水平段生產(chǎn)壓差較小，可以有效防止底水錐進(jìn)，并減緩地層出砂；水平井生產(chǎn)井段長(zhǎng)，泄油面積大，適于超稠油開(kāi)發(fā)［2-6］。針對(duì)杜84塊超稠油油藏筆者開(kāi)展了水平井部署方式優(yōu)化研究、優(yōu)化注采參數(shù)研究及吞吐后開(kāi)展SAGD提高采收率技術(shù)研究，并已經(jīng)在現(xiàn)場(chǎng)進(jìn)行實(shí)施，取得顯著效果。

1 超稠油水平井部署方式研究

超稠油水平井的合理部署在一定程度上可以解決油藏縱向、層間矛盾，弱化層內(nèi)矛盾，緩解流體矛盾。根據(jù)杜84塊油藏條件，應(yīng)用油藏?cái)?shù)值模擬，筆者對(duì)超稠油油藏吞吐水平井部署進(jìn)行優(yōu)化研究，以指導(dǎo)該塊水平井的部署與實(shí)施。

1.1 油層厚度確定

油層厚度是影響水平井產(chǎn)能的一個(gè)非常重要的因素。此次研究對(duì)不同單層厚度下水平井的蒸汽吞吐生產(chǎn)動(dòng)態(tài)進(jìn)行了模擬，模擬的厚度分別為3 m，5 m，10 m，15 m，20 m，30 m 和 40 m。 模擬結(jié)果表明，隨著厚度的增加，吞吐周期數(shù)增加，生產(chǎn)時(shí)間延長(zhǎng)，累積油汽比增高，累積產(chǎn)油量也逐漸增大（圖1），但厚度大于20 m后增幅明顯減緩。由簡(jiǎn)單的經(jīng)濟(jì)評(píng)估可知，當(dāng)油層厚度大于4 m時(shí)，吞吐生產(chǎn)才有效益，而油層厚度大于20 m之后，依靠吞吐開(kāi)采采收率降低，不利于油藏的充分動(dòng)用，需要依靠其他手段來(lái)進(jìn)一步提高采收率。

圖1 不同油層厚度累積產(chǎn)油量變化曲線Fig.1 Cumulative oil production under different reservoir thickness

1.2 方向優(yōu)選

從油藏地質(zhì)因素的角度考慮，水平段方向最好垂直于砂體延伸方向、最大水平滲透率方向、垂直裂縫帶延伸方向及邊水侵入方向?？紤]到杜84塊地應(yīng)力方向主要是北西—南東向，水平井部署應(yīng)該垂直于地層主應(yīng)力方向，以北東—南西向?yàn)閮?yōu)，即平行于構(gòu)造線方向。此次研究模擬了2種水平井加密部署方位：北東—南西向，距直井35 m；東—西向，距直井25 m。水平井段長(zhǎng)度為350 m時(shí)，模擬結(jié)果表明北東—南西向布井效果較好。分析其原因，一方面是因?yàn)楸睎|—南西向布井單井控制面積大，供油范圍廣；另一方面是該方向剩余油較多。因此，推薦加密水平井的方位為北東—南西向。

1.3 井距確定

在水平井段長(zhǎng)度相同的條件下，應(yīng)用數(shù)值模擬方法對(duì)杜84塊水平井合理井距進(jìn)行了研究，包括50 m，70 m，100 m，150 m 等 4 種井距方案，結(jié)果見(jiàn)表1。

表1 不同井距條件下水平井開(kāi)發(fā)指標(biāo)預(yù)測(cè)Table 1 Predicted development index of horizontalwell under different well spacing

從采收率指標(biāo)看，50 m井距采收率最高，為23.4%；70 m井距采收率次之，為20.9%；100 m和150 m井距采收率較低，分別為15.3%和10.2%。從產(chǎn)油量指標(biāo)看，隨井距增加產(chǎn)油量增加，當(dāng)井距大于70 m時(shí)產(chǎn)油量增幅減小。從加熱半徑看，水平井蒸汽吞吐階段最大加熱半徑與直井相近，為30 m左右。綜合上述3項(xiàng)指標(biāo)，確定杜84塊水平井蒸汽吞吐的合理井距為70 m。

1.4 水平井段長(zhǎng)度優(yōu)選

水平井段的長(zhǎng)度決定了其與油層的接觸面積，水平井段越長(zhǎng)，油井與油層的接觸面積越大。在給定注汽速度350 t/d、井底蒸汽干度50%、注汽溫度300℃、注汽強(qiáng)度15 t/m的條件下，模擬了水平井段長(zhǎng)度分別為 200 m，250 m，300 m，350 m，400 m，450 m，500 m時(shí)的開(kāi)采效果。模擬結(jié)果表明，水平井段長(zhǎng)度對(duì)累積產(chǎn)油量影響很大。從圖2可以看出，隨著水平井段長(zhǎng)度的增加，累積產(chǎn)油量逐漸升高，當(dāng)水平井段超過(guò)400 m后，累積產(chǎn)油量增加幅度明顯減小，而凈產(chǎn)油量反而降低。這是因?yàn)?，水平井段越長(zhǎng)，需要注入的蒸汽量就越大，由于井筒的熱損失使有效加熱油層的熱量降低，造成單位蒸汽量獲得的采油量（油汽比）也降低，而要獲得相同的采油量就需要以更多的蒸汽量來(lái)?yè)Q取。因此，根據(jù)模擬研究結(jié)果，從水平井產(chǎn)量和經(jīng)濟(jì)效益兩方面分析，建議水平井段長(zhǎng)度在300～400 m為宜。

圖2 水平井段長(zhǎng)度對(duì)吞吐效果的影響Fig.2 Effect of horizontal well length on cyclic steam stimulation

1.5 水平井段在油層中的位置

在一個(gè)較厚的連續(xù)油層中，水平井在油層中處于什么位置對(duì)蒸汽吞吐生產(chǎn)較為有利，需要進(jìn)行模擬研究。以目前該塊油層厚度為9.2 m為基礎(chǔ)，模擬了以下3種位置：①水平井在油層的上部，距離頂部2 m；②水平井在油層的中部；③水平井在油層的下部，距離底部2 m。

模擬結(jié)果表明（圖3），水平段所處的位置對(duì)蒸汽吞吐生產(chǎn)動(dòng)態(tài)有較大的影響。水平井在油層下部時(shí)，由于蒸汽的超覆和原油的重力作用，增加了蒸汽在油層中的波及體積；此外，加熱后可流動(dòng)的原油在平面壓差及垂向重力的雙重作用下泄流到井筒，動(dòng)用的油層厚度相應(yīng)增加，從而提高了產(chǎn)油量和原油采收率。

圖3 不同水平井垂向位置產(chǎn)油變化曲線Fig.3 Cumulative oil production at different vertical position of horizontal well

2 水平井吞吐注采參數(shù)優(yōu)化

超稠油水平井吞吐效果的好壞，不僅取決于油藏條件、水平井部署設(shè)計(jì)，還取決于注采參數(shù)的合理性。

2.1 周期注汽量?jī)?yōu)化

對(duì)一個(gè)特定的油藏，在已有的油藏地質(zhì)特征和原油物性條件下，周期注汽量直接影響蒸汽吞吐開(kāi)采的效果。圖4是水平井第一周期的注汽強(qiáng)度（單位油層厚度的注汽量）優(yōu)選結(jié)果。從產(chǎn)油指標(biāo)看，隨著注汽強(qiáng)度增加，平均日產(chǎn)油量增加；當(dāng)注汽強(qiáng)度大于15 t/m時(shí)，增幅變緩；當(dāng)注汽強(qiáng)度為20 t/m時(shí)，平均日產(chǎn)油量達(dá)到最大，即24 t/d；當(dāng)注汽強(qiáng)度再增加，平均日產(chǎn)油量則開(kāi)始下降。從油汽比指標(biāo)看，注汽強(qiáng)度為10 t/m時(shí)，油汽比最大，為0.45；當(dāng)注汽強(qiáng)度再增加，油汽比則開(kāi)始下降。通過(guò)對(duì)油汽比、平均日產(chǎn)油量等指標(biāo)的綜合分析，水平井蒸汽吞吐第一周期的注汽強(qiáng)度最佳值為15～20 t/m，即第一周期的注汽量為5 250～7 000 t。

圖4 不同注汽強(qiáng)度下開(kāi)發(fā)指標(biāo)變化規(guī)律Fig.4 Development index under different steam injection intensity

2.2 注汽速度

模擬了注汽速度分別為200 t/d，250 t/d，300 t/d，350 t/d，400 t/d條件下的吞吐效果。從表2可以看出，隨著注汽速度的增加，采油量和油汽比均增大。因此，建議在不超過(guò)油層破裂壓力及油層吸汽能力允許的情況下，盡量提高注汽速度，確保較高干度的蒸汽進(jìn)入油層，提高蒸汽吞吐的開(kāi)發(fā)效果。針對(duì)該區(qū)塊水平井的吞吐現(xiàn)狀及現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施情況，推薦注汽速度為350～400 t/d。

表2 注汽速度對(duì)水平井蒸汽吞吐效果的影響Table 2 Effect of steam injection velocity oncyclic steam stimulation

2.3 注汽干度優(yōu)化

不同干度的蒸汽所攜帶的熱焓不同，干度越高，熱焓越大。在井口蒸汽性質(zhì)一定的條件下，注入蒸汽的干度越高，井底蒸汽干度就越高，進(jìn)入油層的熱量也越多，吞吐效果越好（圖5）。模擬結(jié)果表明，隨著蒸汽干度增加，蒸汽吞吐采油量、油汽比也逐漸增大。當(dāng)蒸汽干度為50%時(shí)，周期產(chǎn)油量的增幅最大，油汽比也有較大提高；而蒸汽干度大于50%后，周期產(chǎn)油量的增幅明顯減緩。因此，水平井入口端蒸汽干度應(yīng)大于50%，并且在工藝技術(shù)允許的條件下應(yīng)盡量提高蒸汽干度，以改善吞吐開(kāi)發(fā)效果。

圖5 不同蒸汽干度條件下開(kāi)發(fā)指標(biāo)變化規(guī)律Fig.5 Development index under different steam quality

3 水平井吞吐后期提高采收率技術(shù)研究

雖然通過(guò)加密水平井進(jìn)行蒸汽吞吐能夠改善開(kāi)采效果，但蒸汽吞吐由于依靠地層的彈性能量開(kāi)采稠油，屬于一次降壓生產(chǎn)，因此原油采收率不會(huì)太高。為了進(jìn)一步提高原油采收率，需要研究蒸汽吞吐后的接替技術(shù)。

通過(guò)調(diào)研，結(jié)合研究區(qū)油藏條件，確立將蒸汽輔助重力泄油技術(shù)（SAGD）作為水平井開(kāi)發(fā)超稠油的一種接替方式。SAGD是開(kāi)發(fā)超稠油的一項(xiàng)前沿技術(shù)［7-9］，其理論首先是由Butler博士于1978年提出的，其機(jī)理是在注汽井中連續(xù)注入高干度蒸汽，注入的蒸汽向上超覆在地層中形成蒸汽腔，蒸汽腔向上及側(cè)面移動(dòng)，與油層中的原油發(fā)生熱交換，加熱后的原油和蒸汽冷凝水靠重力作用泄流到下面的生產(chǎn)井中產(chǎn)出。SAGD主要有2種生產(chǎn)方式：①雙水平井方式，即在靠近油藏的底部鉆一對(duì)上下平行的水平井，上面的水平井注汽，下面的水平井采油；②直井與水平井組合方式［10］，即在油藏底部鉆一口水平井，在其上方鉆一口或幾口垂直井，垂直井注汽，水平井采油。目前，SAGD技術(shù)已先后在加拿大、委內(nèi)瑞拉等國(guó)家進(jìn)行了先導(dǎo)試驗(yàn)，并取得了令人滿意的效果。根據(jù)SAGD適用性篩選標(biāo)準(zhǔn)和成功的SAGD開(kāi)發(fā)經(jīng)驗(yàn)，認(rèn)為杜84塊超稠油油藏油層厚度大于20 m的區(qū)域水平井經(jīng)過(guò)吞吐降壓開(kāi)采后，非常適合開(kāi)展直井與水平井組合SAGD技術(shù)。

3.1 布井方式優(yōu)化

直井與水平井SAGD布井方式有2種（圖6、圖7）：一種是水平井位于直井的正下方（正對(duì)）；另一種是水平井位于直井的側(cè)下方（側(cè)向）。

圖6 直井與水平井組合示意圖Fig.6 Sketch map showing vertical well and horizontal well arrangement

圖7 垂直正對(duì)與側(cè)向蒸汽腔變化圖Fig.7 Steam chamber variation for perpendicular and sideway well arrangement

水平井位于直井側(cè)下方可擴(kuò)大井間蒸汽腔波及體積，提高儲(chǔ)量動(dòng)用程度。數(shù)值模擬結(jié)果表明，側(cè)下方布井方式與正下方布井方式相比，可提高采收率4.9%～5.2%，因此SAGD階段的布井方式優(yōu)化為水平井位于直井的側(cè)下方。

3.2 直井與水平井井距的確定

SAGD階段的井距主要是指注采井之間的橫向距離和垂向距離［11］。根據(jù)優(yōu)選的水平井位于直井側(cè)下方的布井方式，在試驗(yàn)區(qū)現(xiàn)有的直井正方形井網(wǎng)、70 m井距基礎(chǔ)上，可轉(zhuǎn)換成注采井距為25 m，35 m，50 m，70 m（圖8）。

圖8 直井與水平井井網(wǎng)配置示意圖Fig.8 Sketch map showing well pattern of vertical well and horizontal well

模擬結(jié)果表明：一是50 m井距之內(nèi)可以形成熱連通，但所需時(shí)間有所增加，結(jié)合觀察井測(cè)溫情況，直井吞吐8～10輪，吞吐半徑只有20～30 m，70 m井距難以形成有效熱連通；二是隨著直井與水平井橫向水平距離的增加，油汽比下降，采收率逐漸降低。結(jié)合現(xiàn)有井網(wǎng)綜合分析，采用直井與水平井的橫向水平距離為35 m。

3.3 直井射孔井段底界與水平段垂向距離的優(yōu)選

利用數(shù)值模擬研究了直井射孔井段底界與水平段垂向距離，分別模擬了5 m，10 m，15 m，20 m，25 m共5種井距，結(jié)果顯示隨著垂向距離的增加，生產(chǎn)時(shí)間、采收率、油汽比隨之下降。當(dāng)垂直距離為5 m時(shí)SAGD階段的采收率最高，達(dá)到了36.1%；當(dāng)垂直距離為15 m時(shí)采收率為34.5%；當(dāng)垂直距離為25 m時(shí)采收率為32.8%（表3）。由此可以看出直井與水平井的垂向距離越小越好，國(guó)外一般采用3～5 m。考慮到使鉆井及汽液界面易控制的因素，確定直井射孔底界與水平段的垂直距離為5～8 m。

表3 直井與水平井垂向距離生產(chǎn)指標(biāo)對(duì)比Table 3 Comparison of productiom targets under different vertical distance between vertical well and horizontal well

4 水平井實(shí)施效果

4.1 水平井吞吐效果

根據(jù)研究結(jié)果，自2003年開(kāi)始水平井在該區(qū)塊逐步推廣規(guī)模實(shí)施，隨著水平井?dāng)?shù)增加，水平井產(chǎn)量逐年升高，截至2010年年底該塊共完鉆120口水平井的蒸汽吞吐開(kāi)采，階段平均吞吐4.9輪，年產(chǎn)油量達(dá)到了37×104t，占區(qū)塊日產(chǎn)量的近42%。

由于水平井生產(chǎn)井段長(zhǎng)，與油層接觸面積大，在生產(chǎn)初期利于油層溫場(chǎng)的快速、均衡建立，相對(duì)于直井能獲得較高的產(chǎn)量，其周期采油量在3 000～5 000 t，為直井的2～2.5倍，周期平均日產(chǎn)能力在25～30 t，特別是在低輪次階段高峰期日產(chǎn)油可達(dá)百噸以上并能保持較長(zhǎng)的生產(chǎn)時(shí)間，而同期直井日產(chǎn)能力不到水平井的一半。

4.2 直井與水平井SAGD生產(chǎn)效果

2006年在杜84塊興隆臺(tái)油層開(kāi)辟直井與水平井組合SAGD試驗(yàn)區(qū)，目前有5個(gè)SAGD井組在生產(chǎn)。通過(guò)近幾年的實(shí)施調(diào)整，杜84塊興Ⅵ試驗(yàn)區(qū)5個(gè)井組現(xiàn)已進(jìn)入泄油為主、驅(qū)替為輔的階段，日產(chǎn)油量由采用SAGD之前的90 t提高到目前的185 t，是采用SAGD前的2.1倍，并且產(chǎn)油效果逐漸變好，達(dá)到方案設(shè)計(jì)指標(biāo)。

杜84塊興Ⅵ井組SAGD試驗(yàn)區(qū)生產(chǎn)效果好于同類型油田。加拿大Tangleflags油田也采取直井與水平井組合SAGD方式開(kāi)發(fā)，同階段平均單井日產(chǎn)液155 t，日產(chǎn)油31.1 t，油汽比為0.20；而杜84塊興Ⅵ井組SAGD井平均單井日產(chǎn)液252 t，日產(chǎn)油37 t，油汽比為0.21，生產(chǎn)指標(biāo)好于Tangleflags油田。先導(dǎo)試驗(yàn)取得了成功，并總結(jié)出一套SAGD動(dòng)態(tài)調(diào)控方法，對(duì)SAGD工業(yè)化推廣意義重大。

5 結(jié)論及認(rèn)識(shí)

（1）應(yīng)用油藏?cái)?shù)值模擬技術(shù)，提出了一系列與杜84塊超稠油油藏水平井部署方式相關(guān)的技術(shù)指標(biāo)，包括：油層厚度合理范圍應(yīng)控制在250～400 m；水平井的合理方位應(yīng)為北東—南西向；水平井蒸汽吞吐的合理井距為70 m；水平井長(zhǎng)度在300～400 m為宜。

（2）通過(guò)對(duì)水平井注采參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化，杜84塊超稠油油藏水平井蒸汽吞吐第一周期的注汽強(qiáng)度最佳值為15～20 t/m，注汽速度為350～400 t/d，注汽干度應(yīng)大于50%。

（3）推薦SAGD階段的布井方式為水平井位于直井的側(cè)下方，直井與水平井合理井距為35 m，直井射孔底界與水平段的垂直距離在5～8 m為宜。

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