王琪琪 林伯韜 金衍 陳森 潘竟軍

1.油氣資源與探測國家重點實驗室；2.中國石油大學(xué)(北京)石油工程學(xué)院；3.中國石油新疆油田公司工程技術(shù)研究院

蒸汽輔助重力泄油(SAGD)技術(shù)已成為目前新疆風(fēng)城油田開采超稠油油砂儲層的主要手段［1-2］。長期現(xiàn)場生產(chǎn)證明，SAGD技術(shù)可以有效開采稠油及超稠油資源，但同時也存在一定問題。新疆風(fēng)城超稠油油藏具有含泥質(zhì)夾層、低滲透率和強非均質(zhì)性，SAGD過程中出現(xiàn)預(yù)熱周期長、蒸汽能耗大、環(huán)境壓力高、建產(chǎn)周期長等問題，不利于SAGD預(yù)熱及開發(fā)效果［3-7］。上述問題出現(xiàn)的根源在于建立井間熱連通難，針對這一問題，現(xiàn)場采用SAGD注采水平井擠液擴容的儲層改造技術(shù)增加井周儲層孔隙空間，改善儲層滲流特性［8］。新疆風(fēng)城油田自2013年起，借鑒加拿大阿爾伯塔地區(qū)擠液擴容技術(shù)的成功經(jīng)驗，在風(fēng)城區(qū)塊進行現(xiàn)場試驗并取得了良好的效果。

擠液擴容技術(shù)最早運用在加拿大阿爾伯塔地區(qū)McMurray油砂的開發(fā)中［9-11］。該油砂層屬于白堊紀之前時期的海相沉積，沉積環(huán)境為河流與海洋的交匯口，埋深為100～450 m。整個區(qū)域在第四紀經(jīng)歷了一系列的冰川活動，曾經(jīng)被2 000～3 000 m的冰蓋層覆蓋，在此冰川作用下，原本相切型的砂礫接觸結(jié)構(gòu)發(fā)生改變，形成超固結(jié)狀態(tài)下的“互鎖結(jié)構(gòu)”［12］。然而風(fēng)城超稠油儲層以陸相沉積為主，夾雜有條帶狀、分支狀的河流沉積相，隔夾層發(fā)育，歷史上未受冰川活動的影響，地質(zhì)條件與加拿大油藏的成藏條件區(qū)別甚大，所形成的儲層結(jié)構(gòu)也相差甚大。因此不能單方面借鑒加拿大擠液擴容的經(jīng)驗指導(dǎo)現(xiàn)場實施，需要針對具體油田的具體區(qū)塊進行分析，制定合理的工程實施方案。

針對擠液擴容技術(shù)的應(yīng)用對儲層變形及滲流的影響，國內(nèi)外學(xué)者已開展相應(yīng)的理論、實驗和數(shù)值模擬研究。Yuan等［9］針對新疆風(fēng)城油田SAGD擠液擴容快速啟動試驗區(qū)塊進行數(shù)值模擬分析，將地質(zhì)力學(xué)模型與油藏模型聯(lián)系起來，建立了井間連通判斷依據(jù)；Lin等［13］基于對12口SAGD井的擠液過程的有限元計算結(jié)果，建立了定量評價注采井之間水力連通程度的方法。上述研究分別闡明了油砂儲層擠液擴容的機理及油砂儲層SAGD油藏數(shù)值模擬結(jié)果，但未實現(xiàn)將儲層變形與后期油藏數(shù)值模擬結(jié)合來評價擠液擴容對儲層SAGD預(yù)熱及生產(chǎn)的影響。針對該問題，將地質(zhì)力學(xué)有限元分析與油藏數(shù)值模擬結(jié)合起來，對比擠液擴容前后儲層孔滲變化及其對SAGD預(yù)熱和生產(chǎn)階段的影響，形成擠液擴容-循環(huán)預(yù)熱-生產(chǎn)采油一體化設(shè)計流程，為現(xiàn)場工程實施提供參考。

1 地質(zhì)及工程背景

新疆風(fēng)城油田位于準噶爾盆地西北緣北端，北以哈拉阿拉特山為界，東與夏子街接壤，西鄰烏爾禾鎮(zhèn)，位于烏夏斷褶帶的夏紅北斷裂上盤中生界超覆尖滅帶上，稠油油藏主要分布在侏羅系，八道灣組和齊古組是主要含油層系。研究區(qū)塊所在儲層為侏羅系齊古組；該區(qū)塊齊古組沉積厚度為50～100 m，自上而下分為J3q22-1、J3q22-2、J3q3等3個砂層組，主要巖性為細砂巖、中細砂巖、含礫砂巖和不穩(wěn)定分布的砂礫巖，總體上屬于弱固結(jié)陸相沉積物，泥質(zhì)含量較多，基質(zhì)以黏土和瀝青的混合物為主，結(jié)構(gòu)疏松，層理不發(fā)育。油藏中部埋深為170～600 m，油藏厚度為 15～30 m［5,12-13］。

2008年以前風(fēng)城油田超稠油開發(fā)多為注蒸汽開采；2008—2009年，為進一步探索風(fēng)城超稠油有效開發(fā)技術(shù)，開辟了2個SAGD試驗區(qū)并取得了一定效果，初步形成了SAGD開發(fā)配套技術(shù)；2010—2013年先后在重18井區(qū)、重1井區(qū)、重32井區(qū)進行了工業(yè)化開發(fā)。截至2013年底，全區(qū)實現(xiàn)SAGD大規(guī)模應(yīng)用投產(chǎn)。

現(xiàn)場SAGD實施過程中出現(xiàn)預(yù)熱周期長、預(yù)熱不均勻等問題，借鑒加拿大油砂擠液擴容實施經(jīng)驗，實施了約一周的擠液預(yù)處理工程，效果良好，但缺乏針對具體區(qū)塊的分析研究。借鑒前期有限元計算方法［3-5］，將其與油藏數(shù)值模擬結(jié)合起來，分析擠液擴容對SAGD預(yù)熱和生產(chǎn)的影響。

2 稠油儲層擠液擴容機理

Lin等［14］認為擠液過程即為在井筒與儲層壓差作用下，注入液由井筒向儲層深處發(fā)生水滲的過程。油砂受擠液作用產(chǎn)生了剪切擴容(簡稱“剪脹”)和張性擴容。油砂砂粒在剪切作用下由原來的點或面接觸變?yōu)橄鄬Ψ瓭L和翻轉(zhuǎn)，導(dǎo)致孔隙體積增大的現(xiàn)象稱為剪脹；而由于孔隙壓力增加導(dǎo)致的骨架孔隙等向撐大的現(xiàn)象稱為張性擴容［5,11］。結(jié)合前人研究基礎(chǔ)，認為油砂儲層在擠液擴容過程中由于剪脹和張性擴容作用，會產(chǎn)生高孔滲區(qū)域，該區(qū)域儲層厚度遠大于常規(guī)線性大裂縫。剪脹是巖體滲透率增大的主要誘因，微觀體現(xiàn)為巖體體積膨脹增加了砂體孔隙度和砂體中水的飽和度，進而導(dǎo)致水的相對滲透率增大；而水的相對滲透率的增大進一步提高了巖體的可注性［15］。針對該區(qū)塊，利用有限元計算具體分析了擠液擴容效果，為擠液擴容后油藏數(shù)值模擬提供數(shù)據(jù)支持。

2.1 擠液效果分析

對于硬質(zhì)巖石，通常認為常規(guī)壓裂后裂縫為平行板裂縫模型，即由存在一定距離的2個線性平行板狀巖石形成的縫隙［11］。風(fēng)城油田油砂總體上屬于弱固結(jié)陸相沉積物，砂粒以石英、長石為主，泥質(zhì)含量較多，基質(zhì)以黏土和瀝青的混合物為主，結(jié)構(gòu)疏松，層理不發(fā)育。由于油砂儲層質(zhì)地松軟，受外力沖擊后極易松散開，因此形成常規(guī)大裂縫的可能性很小［11］。風(fēng)城油田重18區(qū)某SAGD井擠液擴容階段的I、P井井底壓力隨時間變化如圖1所示，圖中虛線為I、P井所在地層破裂壓力。

圖1 I、P井井底壓力隨擠液時間的變化Fig.1 Variation of bottom hole pressure of Well P as the liquid injection continues

由圖1可以看出，以一定壓力不斷向井筒中注入一定量的水，兩井井底壓力隨擠液時間不斷上升，最終趨于平緩，且井底壓力始終低于地層破裂壓力。一般認為當井壁上出現(xiàn)有一個超過巖石抗拉強度的拉伸應(yīng)力時，井壁開始破裂［11］，而油砂儲層擠液擴容階段為了避免壓穿上下井，防止循環(huán)預(yù)熱階段出現(xiàn)汽竄現(xiàn)象，井底壓力始終未超過地層破裂壓力，沒有達到破裂條件，不會產(chǎn)生傳統(tǒng)大裂縫。綜合該區(qū)塊油砂儲層弱固結(jié)陸相沉積特征和井底壓力未達到裂縫起裂條件2方面因素，認為擠液擴容不會導(dǎo)致傳統(tǒng)大裂縫的形成，而是發(fā)生剪脹和張性擴容。

2.2 擠液擴容理論驗證與模擬

基于國內(nèi)外廣泛認可的Drucker-Prager油砂本構(gòu)模型、現(xiàn)場測井數(shù)據(jù)、實時注入壓力和應(yīng)力及邊界條件，可通過有限元流固耦合分析計算微壓裂注水引起的儲層滲流及變形情況。如圖2所示為有限元計算所得的A井擠液擴容后地層孔隙壓力剖面圖。

圖2 A井擠液擴容后地層孔隙壓力剖面圖Fig.2 Formation pore pressure profile after squeeze dilatation in Well A

由圖2可見，擠液擴容后的地層孔隙壓力在垂直于井筒的剖面上以井筒為中心向四周逐漸降低，井筒附近孔隙壓力最大，結(jié)果使得地層孔隙壓力增大，砂粒之間弱膠結(jié)結(jié)構(gòu)受到破壞，孔隙連通性增強，出現(xiàn)更大的孔隙空間，兩水平井附近區(qū)域最早受注入水擴容作用，擴容效果更顯著。

3 擠液擴容后SAGD的數(shù)值模擬結(jié)果與評價

基于流固耦合有限元計算結(jié)果，對儲層改造前后的SAGD循環(huán)預(yù)熱和生產(chǎn)進行對比分析。以往研究關(guān)于SAGD的數(shù)值模擬工作大多在原始儲層條件下進行，未考慮擠液擴容后的儲層變化，與現(xiàn)場真實情況偏差較大。將有限元計算與油藏數(shù)值模擬相結(jié)合，模擬擠液擴容后儲層SAGD情況。首先依據(jù)有限元計算結(jié)果，對儲層擠液擴容后的孔滲參數(shù)進行插值計算，在一定程度上反映擠液擴容后儲層的宏觀變化情況。然后將處理后的孔滲參數(shù)賦值到油藏數(shù)值模擬中計算，分析擠液擴容對SAGD預(yù)熱及生產(chǎn)過程的影響，并將其與未擴容儲層進行比較。根據(jù)上述計算分析結(jié)果，評價擠液擴容對儲層改造的效果，形成一套擠液擴容-循環(huán)預(yù)熱-生產(chǎn)采油的一體化設(shè)計流程，如圖3所示。

圖3 擠液擴容-循環(huán)預(yù)熱-生產(chǎn)采油一體化設(shè)計流程Fig.3 Integrated design of squeeze dilatation-circulating preheating-oil production

3.1 油藏數(shù)值模擬建模

采用CMG熱采模塊STARS進行油藏數(shù)值模擬，A井油藏模型基本網(wǎng)格劃分為50×25×50，X方向上網(wǎng)格取值為10 m，Y方向上網(wǎng)格取值為4 m，縱向上劃分為50層，每層厚度為1 m，其中油層厚度30 m，油層底部10 m，油層頂部10 m。I井(上部水平井)垂深415 m，P井(下部水平井)垂深420 m，水平段長500 m。其余油藏及流體參數(shù)初始值見表1。

3.2 不同油藏模擬方案設(shè)計

分別控制不同的注入量計算得到儲層孔滲參數(shù)的變化，將有限元計算所得的儲層孔滲參數(shù)進行擬合插值處理，獲取油藏模擬模型所需網(wǎng)格數(shù)據(jù)，賦值于油藏模型的網(wǎng)格節(jié)點進行計算，從而得到不同擠液量下儲層擴容后的蒸汽腔擴展及生產(chǎn)情況。研究共設(shè)計5個方案模擬擠液擴容階段施加不同擠液量后的蒸汽腔擴展及生產(chǎn)情況。方案1到方案5注入量設(shè)計分別為無注入、實際注入量、1.5倍注入量、2倍注入量和2.5倍注入量。

表1 油藏及流體參數(shù)Table 1 Parameters of oil reservoir and fluid

3.3 結(jié)果比較與分析

循環(huán)預(yù)熱在2001年1月1日開始，方案1預(yù)熱300 d，方案2～方案5預(yù)熱160 d，預(yù)熱結(jié)束后沿垂直于水平井方向剖開，溫度場如圖4所示。

圖4 預(yù)熱結(jié)束溫度場剖面圖Fig.4 Temperature field profile after the ending of preheating

由圖4可以看出，隨著擠液強度增加，循環(huán)預(yù)熱過程溫度上升速度越快，波及區(qū)域越大。未擴容儲層循環(huán)預(yù)熱結(jié)束時兩井間網(wǎng)格溫度不均勻，預(yù)熱效果不夠理想。擠液擴容后儲層井間溫度均勻，蒸汽腔均勻擴展，相比未擴容儲層預(yù)熱更快、更均勻，效果更好。由此可見在相同條件下，擠液擴容后的儲層達到相同的溫度場所用時間更短。不同擠液方案擴容邊界溫度變化如圖5所示。

圖5 擴容區(qū)域邊界網(wǎng)格溫度變化曲線Fig.5 Grid temperature at the boundary of dilated area

對比不同儲層溫度曲線可以看出，未擴容儲層擴容邊界網(wǎng)格溫度開始上升的時間滯后于擠液擴容后的儲層，結(jié)果表明未擴容儲層溫度傳遞速度比擠液擴容后的儲層慢，對比曲線傾斜段可以看出擠液擴容后的儲層溫度曲線斜率大于未擴容儲層，即擠液擴容儲層擴容邊界網(wǎng)格溫度上升速度更快。

綜合圖4溫度場圖發(fā)現(xiàn)，對于未擴容儲層，預(yù)熱300 d后的井間溫度及擴容邊界溫度可達到200 ℃左右，井周原油黏度降到100 mPa · s以下，可以轉(zhuǎn)入SAGD生產(chǎn)階段。擠液擴容后的儲層最多180 d、最少130 d亦可達到相同情況，預(yù)熱周期縮短幅度為43%～60%。對比擠液擴容不同注液量方案結(jié)果可見，增大注液量可進一步縮短預(yù)熱時間。

擠液擴容對SAGD生產(chǎn)階段的影響如圖6所示。由圖6可以看出，擠液擴容后的儲層日產(chǎn)油量在穩(wěn)產(chǎn)期略高于原始儲層，日均產(chǎn)油量約提高3 m3，擠液施工提高了最終產(chǎn)量，但效果不顯著。因此，擠液的主要改善作用在于縮短循環(huán)預(yù)熱時間，以達到降本增效的目的。

圖6 日產(chǎn)油量曲線Fig.6 Daily oil production

綜上所述，擠液擴容對最終產(chǎn)油量影響不大，但可以大幅度縮短循環(huán)預(yù)熱時間，分析可能的原因有：(1)油砂具有結(jié)構(gòu)疏松、塑性強等特征，擠液擴容注水后不能形成常規(guī)的宏觀大裂縫，而是在近井壁區(qū)域產(chǎn)生強烈的張性擴容，微觀表現(xiàn)為巖體體積膨脹，砂體孔隙度和砂體中水的飽和度增加，進而導(dǎo)致水的相對滲透率增大，進一步提高了巖體的可注性；當注壓到一定程度，孔隙壓力增至大于油砂的抗拉強度時，該區(qū)域?qū)⑿纬蓮埿晕⒘芽p。同時，當井筒附近的有效圍壓減小時，由于地應(yīng)力差形成的偏應(yīng)力造成油砂強烈剪脹，進一步擴大了巖體的孔隙體積，提高了儲層滲流能力［16］。(2)原始油砂儲層中含水飽和度很小，擠液擴容注水后提高了含水飽和度，增強了水相相對滲透率和水的流動性，注入水儲存在井筒附近區(qū)域，預(yù)熱階段高溫蒸汽注入后此區(qū)域作為一個高滲區(qū)域加速了循環(huán)蒸汽與冷凝水之間的熱對流，同時在冷凝水汽化后加快了井間的熱連通效率和速度。以上二者協(xié)同作用，加速了井周油砂儲層熱傳遞和原油降黏的速度，從而有效縮短了循環(huán)預(yù)熱周期。

4 現(xiàn)場數(shù)據(jù)驗證

擠液擴容技術(shù)已廣泛應(yīng)用于風(fēng)城油田重1區(qū)、重18區(qū)。如圖7所示為現(xiàn)場統(tǒng)計的實施和未實施擠液擴容的SAGD井循環(huán)預(yù)熱周期對比情況，可見擠液擴容導(dǎo)致的預(yù)熱周期縮短幅度為50%～83%。結(jié)合地質(zhì)力學(xué)分析和油藏模擬，預(yù)測預(yù)熱周期縮短幅度為43%～60%，符合現(xiàn)場實際。

圖7 擠液擴容預(yù)熱周期現(xiàn)場對比Fig.7 Field comparison of the preheating period of squeeze dilatation

5 結(jié)論

(1)將有限元計算、擬合插值與油藏數(shù)值模擬相結(jié)合，賦予油藏模型擠液擴容后的孔滲參數(shù)，可進行擠液擴容-循環(huán)預(yù)熱-生產(chǎn)采油的一體化設(shè)計。擠液擴容后預(yù)熱周期縮短43%～60%，預(yù)熱更均勻，預(yù)測的預(yù)熱周期縮短幅度與現(xiàn)場實際情況基本一致，同時日均產(chǎn)油量提高3 m3左右。擠液擴容的主要作用在于縮短預(yù)熱時間。

(2)擠液擴容注水后，井筒附近區(qū)域的張性擴容作用為預(yù)熱階段蒸汽的注入和流動提供了更大的孔隙空間；井筒附近存儲了一定量的注入水，作為一個高滲區(qū)域促進了循環(huán)高溫蒸汽與冷凝水之間的熱對流，冷凝水汽化后加快了井間的熱連通。二者共同作用，大大縮短了循環(huán)預(yù)熱時間。