何萬(wàn)軍，木合塔爾，董宏，孟祥兵，朱云飛，其那爾·胡山（1.中國(guó)石油新疆油田分公司a.勘探開(kāi)發(fā)研究院；b.彩南油田作業(yè)區(qū)，新疆克拉瑪依834000；.新疆金戈壁油砂礦開(kāi)發(fā)有限責(zé)任公司，新疆克拉瑪依834000）

風(fēng)城油田重37井區(qū)SAGD開(kāi)發(fā)提高采收率技術(shù)

何萬(wàn)軍1a，木合塔爾1a，董宏1a，孟祥兵1a，朱云飛1b，其那爾·胡山2
（1.中國(guó)石油新疆油田分公司a.勘探開(kāi)發(fā)研究院；b.彩南油田作業(yè)區(qū)，新疆克拉瑪依834000；2.新疆金戈壁油砂礦開(kāi)發(fā)有限責(zé)任公司，新疆克拉瑪依834000）

研究風(fēng)城油田重37井區(qū)生產(chǎn)動(dòng)態(tài)與蒸汽輔助重力泄油（SAGD）蒸汽腔發(fā)育的關(guān)系后認(rèn)為，重37井區(qū)SAGD開(kāi)發(fā)效果主要受儲(chǔ)集層非均質(zhì)性、注采管柱結(jié)構(gòu)、生產(chǎn)工藝以及注采關(guān)鍵操作參數(shù)等因素影響。以試驗(yàn)區(qū)典型井組非均質(zhì)模型為基礎(chǔ)，經(jīng)數(shù)值模擬提出了二次蒸汽吞吐預(yù)熱、加密井注汽輔助SAGD、注氮?dú)廨o助SAGD以及注溶劑輔助SAGD等改善SAGD開(kāi)發(fā)效果技術(shù)對(duì)策，為提高水平段動(dòng)用程度，促進(jìn)SAGD蒸汽腔發(fā)育，提高采收率提供研究思路。

準(zhǔn)噶爾盆地；風(fēng)城油田；齊古組油藏；蒸汽輔助重力泄油；超稠油；提高采收率

1　油藏概況

圖1　風(fēng)城油田重37井區(qū)齊古組底部構(gòu)造

風(fēng)城油田重37井區(qū)蒸汽輔助重力泄油（SAGD）試驗(yàn)區(qū)侏羅系齊古組超稠油油藏位于準(zhǔn)噶爾盆地風(fēng)城油田西北部，面積0.44 km2，試驗(yàn)區(qū)北部的重11井北斷裂和西南部的重32井東斷裂將重37井區(qū)齊古組油藏切割成一斷塊油藏，底部構(gòu)造為向南緩傾的單斜，地層傾角5°~7°（圖1）。齊古組頂部埋深為180~ 210 m，屬辮狀河流相沉積，自上而下可劃分為J3q1，J3q2，J3q33個(gè)油層組，各油層組之間有7~18 m的穩(wěn)定隔層，其中J3q2為主力油層組,巖性以中砂巖、細(xì)砂巖為主，巖石顆粒分選較好，以泥質(zhì)膠結(jié)為主，膠結(jié)疏松-中等，油層儲(chǔ)集空間以原生粒間孔為主；J3q2油層組厚度為15.0~33.5 m，平均25.3 m，油層孔隙度24.0%~37.0%，平均30.5%，滲透率194~3 840 mD，平均1 472 mD，垂向滲透率與水平滲透率比值0.53~ 0.82，平均0.65，含油飽和度65%~75%，平均73.2%；油藏原始地層溫度為18℃，原始地層壓力2.35 MPa，壓力系數(shù)0.978；50℃時(shí)地面脫氣油黏度為2.53×104~ 6.85×104mPa·s，平均4.62×104mPa·s，黏溫反應(yīng)敏感，溫度每升高10℃，黏度降低50%~70%.

重37井區(qū)齊古組油藏2009年開(kāi)展7個(gè)井組的雙水平井SAGD先導(dǎo)試驗(yàn)，水平段長(zhǎng)300~500 m，井距100 m，排距80 m，注汽水平井與生產(chǎn)水平井井間垂向距離為5 m.2009年12月試驗(yàn)區(qū)開(kāi)始循環(huán)預(yù)熱，2010年3月轉(zhuǎn)入SAGD生產(chǎn)，截至2014年12月，累計(jì)注汽120.0×104t，累計(jì)產(chǎn)油25.4×104t，累計(jì)油汽比0.21，單井組日產(chǎn)油15~56 t.目前，試驗(yàn)區(qū)蒸汽腔擴(kuò)展較慢，日產(chǎn)液量、日產(chǎn)油量及日注汽量無(wú)明顯上升趨勢(shì)，部分井組生產(chǎn)效果甚至變差，亟需探索促進(jìn)SAGD蒸汽腔較快發(fā)育，改善開(kāi)發(fā)效果和提高采收率的技術(shù)。

2　影響蒸汽腔發(fā)育因素分析

研究及實(shí)踐表明,SAGD開(kāi)發(fā)效果與SAGD蒸汽腔發(fā)育密切相關(guān)，蒸汽腔發(fā)育越均勻，擴(kuò)展速度越快，SAGD開(kāi)發(fā)效果越好[1-3]。SAGD蒸汽腔發(fā)育程度主要受控于油藏埋深、蓋層封閉性、連續(xù)油層厚度、原油黏度、儲(chǔ)集層非均質(zhì)性、鉆井軌跡控制精度和采油工藝等因素[4-6]。

重37井區(qū)轉(zhuǎn)SAGD生產(chǎn)4年以來(lái)，SAGD蒸汽腔發(fā)育極不均衡（圖2），其中，F(xiàn)HW209井組蒸汽腔擴(kuò)展面積最大，主要發(fā)育在水平段中-前部，其次是FHW201井組和FHW207井組，蒸汽腔主要發(fā)育在水平段“腳跟”附近，F(xiàn)HW202井組和FHW203井組蒸汽腔發(fā)育最差。SAGD井組之間未出現(xiàn)熱連通，水平段“腳尖”持續(xù)低溫，水平段動(dòng)用程度較低，分析認(rèn)為，SAGD試驗(yàn)區(qū)開(kāi)發(fā)效果主要受儲(chǔ)集層非均質(zhì)性、生產(chǎn)管柱結(jié)構(gòu)、生產(chǎn)過(guò)程中關(guān)鍵操作參數(shù)調(diào)控等因素影響。

圖2　重37井區(qū)SAGD先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)溫度場(chǎng)分布

（1）儲(chǔ)集層非均質(zhì)性SAGD生產(chǎn)過(guò)程，儲(chǔ)集層非均質(zhì)性影響主要體現(xiàn)在夾層對(duì)SAGD蒸汽腔發(fā)育的影響。FHW202井組“腳尖”附近注汽水平井上部以及水平段中部注汽水平井與生產(chǎn)水平井之間發(fā)育較厚的巖性?shī)A層（泥巖），水平段“腳跟”附近發(fā)育物性?shī)A層（圖3）。FHW202井組水平段“腳尖”部位蒸汽腔發(fā)育較差，蒸汽腔主要發(fā)育在水平段“腳跟”附近。數(shù)值模擬結(jié)果表明，泥巖夾層會(huì)抑制蒸汽和加熱后的稠油熱流體滲流，阻礙SAGD蒸汽腔垂向發(fā)育，物性?shī)A層對(duì)蒸汽腔發(fā)育影響較小。另外，泥巖夾層位置的不同，對(duì)SAGD生產(chǎn)的影響也不同，注汽水平井與生產(chǎn)水平井之間的泥巖夾層對(duì)蒸汽腔影響最大。

圖3　 FHW202井組溫度場(chǎng)剖面

（2）生產(chǎn)管柱結(jié)構(gòu)重37井區(qū)SAGD試驗(yàn)區(qū)部分SAGD井組注汽井長(zhǎng)油管進(jìn)行了打孔設(shè)計(jì)[7]，打孔段位于水平段“腳尖”部位，注汽長(zhǎng)油管距離水平井尾端50~100 m（圖4a）。根據(jù)打孔設(shè)計(jì)，當(dāng)注汽速度達(dá)到240 t/d時(shí)，將達(dá)到全水平段均勻注汽效果。SAGD循環(huán)預(yù)熱階段和SAGD生產(chǎn)初期，注汽速度為70~120 t/d，遠(yuǎn)低于均勻注汽設(shè)計(jì)指標(biāo)，蒸汽優(yōu)先由注汽長(zhǎng)油管中部打孔段進(jìn)入篩管中，蒸汽無(wú)法到達(dá)水平段“腳尖”部位，導(dǎo)致水平段“腳尖”熱連通效果差，蒸汽腔基本不發(fā)育（圖4b）。

圖4　 FHW207井組注汽管柱結(jié)構(gòu)（a）與溫度場(chǎng)剖面（b）

此外，通過(guò)對(duì)井筒蒸汽干度變化規(guī)律研究發(fā)現(xiàn)，SAGD水平井長(zhǎng)油管直井段采用隔熱油管時(shí)，水平段蒸汽干度較普通光油管提高14%~24%.注汽井、生產(chǎn)井長(zhǎng)油管直井段均采用隔熱油管，可以有效減少直井段熱損失，提高循環(huán)預(yù)熱效果，縮短預(yù)熱時(shí)間。

（3）關(guān)鍵操作參數(shù)循環(huán)預(yù)熱過(guò)程中，蒸汽顯熱隨熱水排替出井筒，只有蒸汽潛熱對(duì)井筒有較好的加熱作用。SAGD試驗(yàn)區(qū)預(yù)熱階段設(shè)計(jì)注汽速度為100 t/d，井口蒸汽干度大于95%，實(shí)際生產(chǎn)過(guò)程中，采用普通蒸汽鍋爐，注汽速度為40~70 t/d，井口蒸汽干度小于70%，遠(yuǎn)低于方案設(shè)計(jì)指標(biāo)，沿水平段蒸汽潛熱逐漸釋放，蒸汽到達(dá)水平段中后段已凝結(jié)成熱水，水平段末端基本為無(wú)效加熱。受地面控制設(shè)備限制，循環(huán)預(yù)熱初期出現(xiàn)注汽井與生產(chǎn)井相互施加壓差情形，壓差達(dá)到1.0 MPa以上，遠(yuǎn)高于設(shè)計(jì)指標(biāo)0.2 MPa，施壓時(shí)間過(guò)早，導(dǎo)致注采井間預(yù)熱不均勻，發(fā)生單點(diǎn)汽竄突破，整體預(yù)熱效果較差，嚴(yán)重影響后期生產(chǎn)和調(diào)控[8]。另外，SAGD生產(chǎn)初期采用自噴生產(chǎn)，注采井間的汽液界面無(wú)法有效控制，大量熱蒸汽從生產(chǎn)水平井逸出，嚴(yán)重影響了蒸汽腔發(fā)育和生產(chǎn)效果。

3　提高采收率技術(shù)

（1）二次蒸汽吞吐預(yù)熱針對(duì)蒸汽腔整體處于縱向上升階段，對(duì)水平段動(dòng)用程度較低的SAGD井組開(kāi)展二次蒸汽吞吐預(yù)熱。SAGD水平井采用長(zhǎng)油管注汽，注汽速度150~180 t/d，最大注汽壓力5.0 MPa，周期注汽量2 000~2 500 t，井底蒸汽干度大于80%，燜井時(shí)間2~3 d，采用短油管排液，生產(chǎn)時(shí)間15~20 d；SAGD生產(chǎn)水平井采用長(zhǎng)油管注汽，短油管排液，繼續(xù)循環(huán)預(yù)熱。FHW202井組經(jīng)過(guò)4周期二次蒸汽吞吐預(yù)熱后，水平段末端監(jiān)測(cè)點(diǎn)溫度由63℃上升至187℃，水平段末端得到有效動(dòng)用，日產(chǎn)油量由10.2 t上升至18.6 t.數(shù)值模擬結(jié)果表明，F(xiàn)HW202井組二次蒸汽吞吐預(yù)熱后，水平段動(dòng)用程度大大改善（圖5），預(yù)計(jì)將穩(wěn)產(chǎn)6年，累計(jì)注汽60.0×104t，累計(jì)產(chǎn)油16.87×104t，累計(jì)油汽比0.28，最終采收率將達(dá)到54.21%.

圖5　FHW202井組四輪蒸汽吞吐溫度場(chǎng)剖面

（2）加密井注汽輔助SAGD在水平段局部蒸汽腔發(fā)育到達(dá)油層頂部，開(kāi)始橫向擴(kuò)展過(guò)程中，僅依靠調(diào)整注采參數(shù)和管柱結(jié)構(gòu)，難以有效提高水平段動(dòng)用程度。對(duì)于水平段尚未發(fā)育蒸汽腔的部位，距SAGD井組水平段一定距離，完鉆若干口直井（或水平井），采用短周期、多輪次蒸汽吞吐，蒸汽吞吐8~12周期，注汽壓力小于破裂壓力，直井（或水平井）與SAGD井組之間形成熱連通后，直井（或水平井）與SAGD水平注汽井同時(shí)連續(xù)注入蒸汽，SAGD水平生產(chǎn)井連續(xù)生產(chǎn)。加密井注汽輔助SAGD方式將雙水平井SAGD開(kāi)發(fā)與直井（或水平井）蒸汽驅(qū)相結(jié)合，強(qiáng)制實(shí)現(xiàn)未動(dòng)用水平段的蒸汽腔，可提高水平段動(dòng)用程度。

FHW203井組無(wú)采取改善效果措施連續(xù)SAGD生產(chǎn)12年，水平段將無(wú)新的蒸汽腔發(fā)育，最終水平段動(dòng)用程度小于60%，最終采收率僅為39.5%.FHW203井組開(kāi)展直井蒸汽吞吐12輪后，轉(zhuǎn)入直井注汽輔助SAGD生產(chǎn)，數(shù)值模擬結(jié)果表明，有效生產(chǎn)時(shí)間延長(zhǎng)3年，水平段最終動(dòng)用程度達(dá)到90%，累計(jì)增油2.05× 104t，最終采收率達(dá)到49.27%，提高采收率9.77%.

FHW208井組和FHW209井組SAGD水平井組之間溫度基本保持原始地層溫度，且長(zhǎng)度較大，分別開(kāi)展了加密直井輔助注汽與加密水平井輔助注汽開(kāi)發(fā)方式實(shí)驗(yàn)。其中，加密水平井位于水平井組之間，水平段長(zhǎng)度為300 m，垂向上高于對(duì)應(yīng)SAGD生產(chǎn)水平井7~8 m.數(shù)值模擬結(jié)果顯示，加密水平井蒸汽吞吐10輪后，加密水平井與SAGD井組基本實(shí)現(xiàn)熱連通，加密水平井可以轉(zhuǎn)為注汽井，輔助SAGD生產(chǎn)，使蒸汽腔逐漸擴(kuò)大，水平段動(dòng)用程度達(dá)到85%以上，累計(jì)增油6.54×104t，最終采收率預(yù)計(jì)可達(dá)到60.14%，較直井輔助注汽方案提高采收率2.97%，較原注汽方案提高采收率9.01%（表1）。

（3）注氮?dú)廨o助SAGD在SAGD生產(chǎn)過(guò)程中，當(dāng)蒸汽腔縱向發(fā)育到達(dá)油層頂部后，蒸汽腔橫向擴(kuò)展增加，蒸汽與蓋層接觸面積隨之增加，部分熱量將逐漸散失至蓋層中，將影響蒸汽熱效率。FHW202井組于2012年11月開(kāi)展注氮?dú)廨o助SAGD生產(chǎn)，累計(jì)注入氮?dú)?.0×104m3，截至2014年11月底，階段注汽量3.06×104t，階段產(chǎn)油量0.73×104t（圖6），階段油汽比為0.24.采用相同地質(zhì)模型，開(kāi)展不加氮?dú)釹AGD生產(chǎn)數(shù)值模擬預(yù)測(cè)，階段產(chǎn)油量為0.34×104t，油汽比為0.13.模擬結(jié)果表明，SAGD生產(chǎn)中后期，注入一定量的氮?dú)夂螅獨(dú)庠谟蛯拥纳喜烤奂?，可減少蒸汽用量，有效降低熱損失，提高油層溫度，有利于SAGD生產(chǎn)，提高階段產(chǎn)量和油汽比。

圖6　FHW202井組注氮?dú)廨o助SAGD開(kāi)發(fā)效果對(duì)比

（4）注溶劑改善SAGD開(kāi)發(fā)效果膨脹溶劑-蒸汽輔助重力泄油（簡(jiǎn)稱(chēng)ES-SAGD）系指將碳?xì)浠衔锶軇┖驼羝黄鹱⑷胍愿纳芐AGD開(kāi)采效果的工藝。碳?xì)浠衔锶軇┰谟筒貤l件下可溶于瀝青，有利于降低瀝青黏度。ES-SAGD過(guò)程中碳?xì)浠衔锾砑觿?yīng)滿(mǎn)足添加劑和水在相同的條件下蒸發(fā)和凝結(jié)，溶劑以氣態(tài)與蒸汽一起注入，溶劑會(huì)在蒸汽腔的邊界處與蒸汽一起凝結(jié)，蒸汽腔界面附近凝結(jié)的溶劑稀釋原油，并且與蒸汽熱量共同作用降低原油黏度，提高蒸汽腔擴(kuò)展速度，有效提高產(chǎn)油量和油汽比[9-10]。

針對(duì)重37井區(qū)原油特性，實(shí)驗(yàn)篩選出C6（50%）+ C7（50%）作為ES-SAGD配方體系。該溶劑降黏率大，在重37井區(qū)原油樣品中加入5%（體積分?jǐn)?shù)）的該溶劑，原油黏度由1.4×104mPa·s（50℃）下降至0.27× 104mPa·s，降黏率達(dá)到80%以上；添加10%該溶劑時(shí)，在動(dòng)態(tài)條件下，僅需15 min即能與稠油完全互溶。另外，三維物理模擬結(jié)果顯示，該溶劑隨蒸汽注入模型后，蒸汽腔外圍溫度90℃以下的油層范圍也可實(shí)現(xiàn)高效降黏，表明溶劑可有效擴(kuò)大泄油腔范圍，從而加速泄油。

4　結(jié)論

（1）重37井區(qū)SAGD開(kāi)發(fā)效果主要受儲(chǔ)集層非均質(zhì)性、注采管柱結(jié)構(gòu)、生產(chǎn)過(guò)程工藝中關(guān)鍵操作參數(shù)調(diào)控等因素影響。

（2）轉(zhuǎn)SAGD生產(chǎn)初期，短周期、多輪次的二次蒸汽吞吐預(yù)熱，有利于提高水平段末端溫度，達(dá)到全井段均勻預(yù)熱效果。

（3）SAGD蒸汽腔整體進(jìn)入橫向擴(kuò)展階段后，單純的注采參數(shù)和管柱調(diào)整，難以有效提高水平段動(dòng)用程度，加密井注汽輔助SAGD方式將雙水平井SAGD開(kāi)發(fā)與直井（水平井）蒸汽驅(qū)相結(jié)合，強(qiáng)制實(shí)現(xiàn)未動(dòng)用水平段的蒸汽腔發(fā)育，可以提高水平段動(dòng)用程度與采收率。

（4）當(dāng)較長(zhǎng)水平段蒸汽腔到達(dá)油層頂部后注入適量的氮?dú)?，可以有效減少熱散失，保持油層壓力和溫度，有利于進(jìn)一步提高累計(jì)油汽比。

（5）實(shí)驗(yàn)篩選出C6（50%）+C7（50%）的ES-SAGD配方體系，對(duì)風(fēng)城油田的超稠油具有較好的降黏效果，但現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果有待試驗(yàn)檢驗(yàn)。

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EOR TechnologiesofSAGDDevelopment inZhong?37Wellblock,FengchengOilfield, Junggar Basin

HE Wanjun1a，Muhetaer1a，DONG Hong1a，ZHU Yunfei1b，MENG Xiangbing1a，QinaerHushan2
(1.PetroChinaXinjiangOilfield Company，a.Research Institute of Exploration and Development；b.Cainan Oil field Operation District，Karamay，Xinjiang834000，China;2.XinjiangGold Gebi Oilsand Development Co.,LTD)

The study of the relationship between the production performance and the steam chamber development by steam assisted gravity drainage(SAGD)process，the SAGD development effectiveness of Zhong?37 wellblock in Fengcheng oilfield is influenced by reservoir het?erogeneity，injection?production pipe string structure，production process and key operation parameters of injection and production wells. Based on the typical well group heterogeneous model in Zhong?37 SAGD pilot test area，using numerical simulation method，the technical countermeasures for improvingdevelopment effectiveness are proposed such as secondary huff and puff，infilled well steam injection assist?ed SAGD，nitrogen gas injection assisted SAGD，and solvent injection assisted SAGD.The research provides ideas for improving the hori?zontal section’s producingdegree，promotingthe balanced development of SAGD steam chamber，and enhanced oil recovery(EOR).

Junggar basin;Fengchengoilfield;Qigu reservoir;steam assisted gravity drainage(SAGD);super heavy oil;EOR

TE345

A

1001-3873（2015）04-0483-04

10.7657/XJPG20150419

2015-03-23

2015-04-27

國(guó)家科技重大專(zhuān)項(xiàng)（2011ZX05012-001）；中石油“新疆大慶”科技重大專(zhuān)項(xiàng)（2012E-34-05）

何萬(wàn)軍（1978-）,男,湖南株洲人,高級(jí)工程師,碩士,油藏工程,（Tel）0990-6867825（E-mail）hewanjun@petrochina.com.cn.