張國祿

(中國石油遼河油田分公司，遼寧 盤錦 124010)

杜84塊構(gòu)造上位于遼河盆地西斜坡中段，共發(fā)育三套開發(fā)層系，其中館陶油層為超稠油油藏[1,2]。2000年在研究區(qū)開始部署70 m井距正方形井網(wǎng)進(jìn)行吞吐開發(fā)，隨著吞吐輪次的增加，周期產(chǎn)量遞減，油汽比降低。為進(jìn)一步提高采收率，重點(diǎn)發(fā)展和攻關(guān)了組合式蒸汽吞吐技術(shù)、水平井吞吐技術(shù)以及SAGD開采技術(shù)[3-5]。其中SAGD開發(fā)技術(shù)運(yùn)用雙水平組合或直平組合向地層中注入蒸汽形成蒸汽腔，降粘的原油及凝析液在重力作用下流向生產(chǎn)井并采出，其理論采收率可以達(dá)到50%～70%。近年來，杜84 塊館陶油藏采用SAGD開發(fā)技術(shù)取得了較好的經(jīng)濟(jì)效益，但在快速上產(chǎn)的壓力下，如何實(shí)現(xiàn)SAGD高速、高效開發(fā)，因此提出了SAGD單口生產(chǎn)井日產(chǎn)油達(dá)到100 t(以下簡(jiǎn)稱SAGD百噸井)的目標(biāo)。本文將儲(chǔ)層特征與油井動(dòng)態(tài)特征相結(jié)合，分析影響?zhàn)^陶SAGD百噸井的地質(zhì)和開發(fā)因素，研究百噸井開發(fā)技術(shù)對(duì)策，成功實(shí)現(xiàn)SAGD百噸井13口，推動(dòng)了SAGD整體產(chǎn)量和效益的提升。

1 地質(zhì)條件分析

1.1 沉積相

曙一區(qū)館陶組地層是一套以粗碎屑為主的濕型沖積扇沉積體，發(fā)育在常年有流水的潮濕地區(qū)，平面上發(fā)育的大面積厚而寬的沖積河流形成了良好的儲(chǔ)層砂體[6,7]。杜84塊館陶油層位于沖積扇扇根下部和扇中亞相，進(jìn)一步細(xì)分為泥石流、辮狀河道、辮流砂壩、漫洪和漫流微相，其中扇根漫洪和扇中漫流沉積是洪泛期形成的細(xì)粒沉積物，一般發(fā)育較薄且不穩(wěn)定，多半由于受到河道侵蝕切割無法完整保存，所以，館陶油層最終形成了主要由泥石流沉積的礫巖層、河道沉積的砂礫巖層、中-粗粒砂巖層和細(xì)粒砂巖層組成的多旋回層序疊置，油層縱向整體連通程度高達(dá)93%，沉積背景具備了有利儲(chǔ)層發(fā)育的沉積條件。

1.2 儲(chǔ)層物性

杜84塊館陶油藏為邊頂?shù)姿筒?，空間上近似饅頭狀，中部近乎等厚，邊部迅速減薄，油層與周圍水體之間沒有純泥巖隔層[8]。油層厚度在23.6～126.6 m，平均厚度77.0 m，油層埋深530～720 m。SAGD井組部署區(qū)域油層厚度更大，平面分布穩(wěn)定，單井有效厚度在85～97 m之間，平均為90.5 m，平均孔隙度36.3%，平均滲透率5.54 μm2，含油飽和度71%，為高孔、高滲優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層。與國外淺層SAGD開發(fā)油藏相比較，油層埋藏較深，含油飽和度略低，但油藏有效厚度和儲(chǔ)滲條件相對(duì)優(yōu)越，完全具備單井高產(chǎn)的條件。

杜84塊館陶組濕地扇具有近物源、快速沉積的特點(diǎn)，儲(chǔ)層縱向非均質(zhì)性較強(qiáng)，豐水期沖積河流形成了良好的儲(chǔ)層砂體，干旱期沉積的細(xì)粒沉積物在儲(chǔ)層中形成了和儲(chǔ)層相互疊置的低物性隔夾層[9,10]。這些低物性隔夾層巖性以油斑粗砂巖、粉砂質(zhì)細(xì)砂巖和泥質(zhì)粉砂巖為主，厚度較薄，一般在0.2～2.0 m，具有一定的含油性和滲透性，含油飽和度40%左右，孔隙度小于20%，滲透率小于300 mD。由于垂向滲透率的降低，汽腔的上升速率減慢，相同操作時(shí)間內(nèi)的重力泄油高度降低，SAGD達(dá)到高峰產(chǎn)量的時(shí)間延長，若油層中隔夾層連續(xù)發(fā)育，會(huì)終止汽腔的進(jìn)一步上升，降低油層的實(shí)際泄油厚度和高峰產(chǎn)油量。根據(jù)巖心、測(cè)井和生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料，館陶油層內(nèi)低物性隔夾層在垂向上多旋回疊置發(fā)育，目前對(duì)SAGD百噸井開發(fā)影響較大物性隔夾層埋深630～640 m，位于水平井上部20～30 m，該套隔夾層是阻礙實(shí)現(xiàn)單井百噸生產(chǎn)的滲流屏障。

2 動(dòng)態(tài)條件及影響因素

實(shí)現(xiàn)館陶油層SAGD單井日產(chǎn)百噸目標(biāo)除了具備優(yōu)越的靜態(tài)地質(zhì)條件外，還需具備一定的動(dòng)態(tài)條件。油井動(dòng)態(tài)分析表明，館陶油層SAGD生產(chǎn)井單井產(chǎn)能差異較大，各井、各井組單元間在蒸汽腔高度、操作壓力、注采壓差、采油速度、油汽比、采注比、含水率等動(dòng)態(tài)特征也存在較大差異。根據(jù)百米水平段日產(chǎn)油等特征參數(shù)館陶SAGD井可以分為三類(見表1)，每類井動(dòng)態(tài)特征參數(shù)有各自的范圍，其中百噸井均屬于Ⅰ類井，但這些動(dòng)態(tài)參數(shù)種類繁多，且不同參數(shù)間相互制約，不能把每個(gè)參數(shù)都作為影響SAGD產(chǎn)能的動(dòng)態(tài)條件。

研究把蒸汽腔高度、有效水平段動(dòng)用長度、操作壓力、Sub-cool值四項(xiàng)關(guān)鍵指標(biāo)視為影響SAGD產(chǎn)能的基本動(dòng)態(tài)條件，其它指標(biāo)均受其影響。根據(jù)SAGD產(chǎn)能公式，SAGD日產(chǎn)油能力除了與孔隙度、滲透率、含油飽和度等靜態(tài)油藏地質(zhì)條件有關(guān)外，還受水平段的有效長度、泄油高度、蒸汽溫度下的可動(dòng)油飽和度、原油運(yùn)動(dòng)粘度影響，而蒸汽腔溫度下的可動(dòng)油飽和度和原油運(yùn)動(dòng)粘度均受控于蒸汽腔操作壓力，所以，蒸汽腔高度、水平段動(dòng)用程度、操作壓力是影響SAGD產(chǎn)能的動(dòng)態(tài)條件，而Sub-cool值是操作壓力衍生的一項(xiàng)指標(biāo)。

加拿大Butler 博士等人[11]對(duì)SAGD 技術(shù)的機(jī)理和預(yù)測(cè)理論進(jìn)行了大量的室內(nèi)物理模擬和理論研究，并推導(dǎo)了SAGD產(chǎn)能計(jì)算公式，其中穩(wěn)產(chǎn)階段計(jì)算公式為：

表1 館陶油層SAGD油井動(dòng)態(tài)特征分類統(tǒng)計(jì)表

式中：q為日產(chǎn)油速度，m3/d；L為水平井水平段有效長度，m；k為油層中油相有效滲透率，m2；g為重力加速度，m/s2；a為油層熱擴(kuò)散系數(shù)，m2/d；φ為油層孔隙度；ΔSo為蒸汽腔溫度下的可動(dòng)油飽和度；h為生產(chǎn)井以上部分的純油層泄油高度，m；m為粘性特征參數(shù)；v為蒸汽腔溫度下的原油運(yùn)動(dòng)粘度，m2/d。

利用上述公式可以計(jì)算出館陶油層重力泄油速率，圖1是館陶油層不同泄油高度、有效水平段長度條件下的重力泄油速度曲線，可以看出，當(dāng)蒸汽腔高度達(dá)到40 m，且有效水平段動(dòng)用長度達(dá)到300 m時(shí)，水平井日產(chǎn)油可達(dá)到100 t。SAGD百噸井操作壓力、Sub-cool值界限的確定過程比較復(fù)雜，后文有詳細(xì)論述。

對(duì)照SAGD百噸井地質(zhì)、動(dòng)態(tài)條件，目前制約SAGD日產(chǎn)油上產(chǎn)至百噸水平的主要因素有三個(gè)：1)油藏內(nèi)部發(fā)育低物性隔夾層影響蒸汽腔高度和產(chǎn)油量；2)受平面非均質(zhì)影響，水平段動(dòng)用程度低，制約了SAGD井產(chǎn)能；3)SAGD井組間操作壓力不均衡，普遍存在井間干擾。

3 SAGD百噸井開發(fā)技術(shù)研究

針對(duì)制約SAGD上產(chǎn)百噸的主要因素，開展了SAGD百噸井開發(fā)技術(shù)對(duì)策研究，具體包括驅(qū)泄復(fù)合、水平段均衡動(dòng)用、操作壓力控制和Sub-cool值調(diào)控四項(xiàng)技術(shù)。

3.1 驅(qū)泄復(fù)合開發(fā)技術(shù)

為了確定原油穿越物性隔夾層的可行性和驅(qū)泄復(fù)合實(shí)施界限，對(duì)不同開發(fā)方式、不同隔夾層條件下館陶油層蒸汽腔擴(kuò)展模式進(jìn)行了研究。在SAGD和驅(qū)泄復(fù)合兩個(gè)數(shù)值模型中，對(duì)厚度為1.5 m不同滲透率(0 mD、25 mD、50 mD、100 mD、200 mD、300 mD、500 mD)物性隔層進(jìn)行數(shù)值模擬。結(jié)果表明，物性夾層的泄油能力與開發(fā)方式和滲透性關(guān)系較大，在SAGD開發(fā)方式下，物性隔夾層滲透率大于300 mD時(shí)，蒸汽腔才能動(dòng)用隔夾層上方剩余油，在驅(qū)泄復(fù)合開發(fā)方式下，理論界限值降至50 mD，當(dāng)滲透率大于100 mD時(shí)，幾乎不影響隔夾層上方原油動(dòng)用，可以取得較好的開發(fā)效果。館陶油層內(nèi)物性隔夾層滲透率多數(shù)都大于50 mD，根據(jù)以上研究成果，應(yīng)用隔夾層上下同時(shí)注汽的驅(qū)泄復(fù)合方式可以實(shí)現(xiàn)隔夾層上方原油有效動(dòng)用。

礦場(chǎng)應(yīng)用上，直平組合SAGD無需增加新井工作，通過調(diào)整注汽井段可實(shí)現(xiàn)隔層上方注汽，當(dāng)?shù)臀镄詩A層上部油層溫度大于100 ℃時(shí)，低物性段上方補(bǔ)孔注汽，隔夾層上方原油被蒸汽驅(qū)動(dòng)至隔夾層薄弱部位并泄至生產(chǎn)井，形成驅(qū)泄復(fù)合開采方式。2012年開始對(duì)16個(gè)井組52口注汽井進(jìn)行了調(diào)整，調(diào)整后蒸汽腔上升15～25 m，產(chǎn)量大幅提高，其中有9個(gè)井組汽腔高度上升至40～45 m，日產(chǎn)油均達(dá)到了百噸生產(chǎn)水平，9井組日產(chǎn)油由515 t上升至993 t。

3.2 水平段均衡動(dòng)用技術(shù)

蒸汽腔均衡發(fā)育是SAGD開采過程的最大挑戰(zhàn)，因?yàn)檎羝痪鶆虬l(fā)育程度直接影響到采油速度和采收率[12，13]。在蒸汽腔平面調(diào)控上，直平組合SAGD相對(duì)雙水平井也具有一定優(yōu)勢(shì)，因?yàn)槠矫孀⑵c(diǎn)調(diào)整較靈活，有利于水平段均勻動(dòng)用。數(shù)值模擬與生產(chǎn)動(dòng)態(tài)結(jié)合分析表明，直平SAGD開發(fā)初期蒸汽腔的數(shù)量與注汽井點(diǎn)數(shù)一致，隨注汽井點(diǎn)的增加，日產(chǎn)油也隨之增加，一類井組平均百米注汽井點(diǎn)數(shù)為1.8口，平均百米日產(chǎn)油可達(dá)16.8 t，二類井組平均百米注汽井點(diǎn)數(shù)為1.2 口，平均百米日產(chǎn)油可達(dá)8.5 t，三類井組平均百米注汽井點(diǎn)數(shù)為1口，平均百米日產(chǎn)油僅為5.6 t。由此可見，注汽井點(diǎn)數(shù)決定蒸汽腔數(shù)量，可以通過多個(gè)井點(diǎn)注汽提高井組產(chǎn)量。但部分井組注采井間未形成有效熱連通，注汽井點(diǎn)不一定是泄油井點(diǎn)，通過重新吞吐預(yù)熱、注汽激勵(lì)方式改善注采井間熱連通，當(dāng)注采井壓差降至0.5 MPa時(shí)，該注汽井即為泄油井點(diǎn)，單個(gè)泄油井貢獻(xiàn)日產(chǎn)油約30 t。為保證館陶SAGD獲得百噸的開發(fā)效果，每百米泄油井?dāng)?shù)需達(dá)到1.5口以上。近幾年來，通過實(shí)施水平段均衡動(dòng)用技術(shù)，增加注汽井點(diǎn)22個(gè)、泄油井點(diǎn)16個(gè)，平均單井組日產(chǎn)油增加30 t。例如，百噸井組杜84-館H50在注汽井泄油井點(diǎn)逐步增加過程中，水平段溫度和動(dòng)用程度逐步提高，當(dāng)泄油井點(diǎn)達(dá)到4個(gè)時(shí)，日產(chǎn)油上升至120 t。

3.3 操作壓力控制技術(shù)

除了培養(yǎng)蒸汽腔均衡擴(kuò)展外，SAGD百噸生產(chǎn)過程還需要合理控制蒸汽腔操作壓力。業(yè)內(nèi)普遍認(rèn)為，低壓操作對(duì)應(yīng)高油汽比和低采油速度，高壓操作對(duì)應(yīng)高采油速度和低油汽比，本次研究認(rèn)為操作壓力對(duì)SAGD不同階段的采油速度和油汽比有著不同程度的影響，為確定操作壓力對(duì)SAGD不同開發(fā)階段采油速度和油汽比的影響，分別模擬了操作壓力為2.5 MPa、3.0 MPa、3.5 MPa、4.0 MPa、4.5 MPa 時(shí)的SAGD開發(fā)效果(見圖2)。模擬結(jié)果表明：在SAGD生產(chǎn)初期，較高的操作壓力對(duì)應(yīng)的油汽比并未下降，但產(chǎn)量上升速度明顯提升；在SAGD生產(chǎn)中后期，較高的操作壓力對(duì)應(yīng)的注汽量增加，面產(chǎn)量上升速度有限，油汽比有所下降。

根據(jù)以上模擬結(jié)論，SAGD生產(chǎn)過程宜采用變油層操作壓力的方式，即SAGD不同開發(fā)階段選擇不同的操作壓力范圍，推薦在汽腔到達(dá)油層頂部之前的初期，應(yīng)適當(dāng)提高操作壓力，即4.0 MPa左右；達(dá)到產(chǎn)油高峰后，從經(jīng)濟(jì)開發(fā)角度考慮，應(yīng)逐步降低操作壓力，控制在3.0～3.5 MPa為宜?，F(xiàn)場(chǎng)根據(jù)溫壓監(jiān)測(cè)資料和生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征調(diào)整注汽排量，控制操作壓力在目標(biāo)操作壓力范圍，從而保證百噸產(chǎn)量的同時(shí)提高蒸汽熱利用效率。

3.4 Sub-cool值調(diào)控技術(shù)

SAGD生產(chǎn)過程，生產(chǎn)井排液速度應(yīng)該與蒸汽腔的泄油速度相匹配，最佳排液速度為注汽速度的1.2～1.5倍，排液速度過高過低會(huì)影響蒸汽腔擴(kuò)展并拉低油汽比。館陶直平SAGD兩口生產(chǎn)井共用中間一排注汽井，井組間的干擾不可避免，很難確定單井組的采注比是否控制在合理范圍內(nèi)[14,15]。為指導(dǎo)SAGD采油井工作制度調(diào)整，生產(chǎn)調(diào)控過程中引入Sub-cool值概念模型，Sub-cool值是水平井井底溫度與流動(dòng)壓力對(duì)應(yīng)飽和蒸汽溫度的差值，其大小主要取決于蒸汽腔壓力和井底流動(dòng)壓力，其要作用是避免井底蒸汽突破和井底積液，追求最高采油速度。為確定SAGD百噸井合理的Sub-cool值控制范圍，取Sub-cool分別為5、10、15、20、25 ℃進(jìn)行數(shù)值模擬研究，結(jié)果見表2。從表2中可以看出，采油速度、累產(chǎn)油隨著Sub-cool值的升高而降低，而油汽比先升高后降低，Sub-cool值25 ℃比10 ℃時(shí)累產(chǎn)油減少 5.7×104m3，采出程度降低4.3%，油汽比低0.06，這是由于Sub-cool值越大，汽液界面越高，Sub-cool值越小，汽液界面越低。Sub-cool值在10～15 ℃時(shí)，生產(chǎn)效果較好，可實(shí)現(xiàn)百噸井穩(wěn)定高效生產(chǎn)。

表2 不同Sub-cool值下SAGD生產(chǎn)效果對(duì)比表

4 應(yīng)用效果

SAGD開發(fā)過程中，應(yīng)用驅(qū)泄復(fù)合、水平段均衡動(dòng)用、操作壓力控制、Sub-cool值調(diào)控技術(shù)共實(shí)現(xiàn)SAGD百噸井13口，最高單井日產(chǎn)油150 t，最高單井累產(chǎn)油33.5×104t，充分發(fā)揮了SAGD水平井高效采油的技術(shù)優(yōu)勢(shì)。

1)單井產(chǎn)油量和油汽比大幅提高。應(yīng)用SAGD百噸井開發(fā)技術(shù)后，13口百噸井(見圖3)日產(chǎn)油由715 t提高至1 430 t，平均單井日產(chǎn)油由55 t上升至110 t，含水由82%下降至72%，階段油汽比由0.21上升到0.31；

2)對(duì)比吞吐方式單井產(chǎn)油量大幅提高。13口百噸井平均單井日產(chǎn)油110 t，相當(dāng)于24口吞吐直井，相當(dāng)于11口吞吐水平井；SAGD生產(chǎn)時(shí)率高達(dá)93%，單井年產(chǎn)油高達(dá)3.8×104t，是吞吐直井的39倍，是吞吐水平井的19倍；

3)單位操作成本大幅下降。13口SAGD百噸井噸油操作成本由911元/t下降至497元/t，對(duì)比SAGD區(qū)塊單位操作成本降低348元/t，對(duì)比吞吐單位操作成本降低1 398元/t。

5 結(jié)論

1)綜上所述，影響百噸井的地質(zhì)因素主要有沉積條件、儲(chǔ)層物性和隔夾層等三方面，開發(fā)影響因素主要有蒸汽腔高度、有效水平段動(dòng)用長度、操作壓力和subcool等四個(gè)方面；

2)針對(duì)百噸井的靜態(tài)、動(dòng)態(tài)影響因素，制定了驅(qū)泄復(fù)合、水平段均衡動(dòng)用、操作壓力控制和subcool值調(diào)控等四項(xiàng)技術(shù)進(jìn)行調(diào)控，并取得了產(chǎn)油量大幅提高、操作成本下降等較好的應(yīng)用效果。

該系列技術(shù)對(duì)同類型油藏開發(fā)具有重要的借鑒意義。

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