桑林翔，呂柏林，盧迎波，薛夢楠，黃純，趙慧龍，楊若姣，王桂慶

(中國石油新疆油田分公司，克拉瑪依 834000)

超稠油與普通稠油、特稠油相比，具有更高的凝固點、黏度和更弱的流動性等特點，主要分布在遼河、新疆等油田，普遍采用熱采方式進行開采，目前常用的開發(fā)方式有蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)、火燒油層、蒸汽輔助重力泄油[雙水平井SAGD(steam assisted gravity drainage,SAGD)、直井-水平井組合VHSD(vertical well and horizontal well combined flooding and drainage，VHSD)]等。受原油黏度限制，超稠油油藏采用蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)方式開發(fā)的采收率、油汽比較低，受連續(xù)油層厚度大于15 m條件的要求限制，采用雙水平井SAGD開發(fā)無法實現(xiàn)規(guī)?；茝V應(yīng)用。直水-水平井組合開發(fā)油藏條件要求連續(xù)油層厚度大于8 m，同時直井作為注汽井具有靈活性，可有效解決非連續(xù)夾層遮擋影響，具有廣泛的應(yīng)用范圍和推廣潛力[1-3]。

直井-水平井組合開發(fā)方式最早由遼河油田2005年提出并開展先導(dǎo)試驗，2008年進入工業(yè)化應(yīng)用，年產(chǎn)油能力達100萬t以上[1]。該方式是水平井作為采油井，位于油層底部，直井作為注汽井，位于水平井兩側(cè)，射孔位置高于水平段垂向距離5 m。直井與水平井通過蒸汽吞吐預(yù)熱方式建立注采井間水動力連通，之后轉(zhuǎn)VHSD生產(chǎn)，直井持續(xù)向油藏內(nèi)注入蒸汽，蒸汽超覆在油層上部形成蒸汽腔，蒸汽汽化潛熱加熱的原油在蒸汽驅(qū)替和重力勢能作用下，滲流至底部的水平井采出[3]。VHSD即有蒸汽吞吐及蒸汽驅(qū)靠注入流體平面驅(qū)替原油，又有SAGD靠重力作用垂向驅(qū)動原油下泄。

2013年，VHSD開發(fā)在連續(xù)油層厚度大于30 m的遼河厚層超稠油油藏已經(jīng)得到了廣泛研究和應(yīng)用。王春生等[4]對厚層VHSD泄油機理開展三維物模實驗，證實了蒸汽超覆、原油下泄的流體運動規(guī)律溫度場擴散規(guī)律。朱云鵬等[5]通過數(shù)值模擬技術(shù)開展了蒸汽腔在蒸汽腔形成、蒸汽腔上升、蒸汽腔橫向擴展、蒸汽腔下降等各階段的演變規(guī)律及注采參數(shù)、儲層物性對VHSD開發(fā)的影響等方面研究。文獻[6-9]提出了通過過熱蒸汽干度提升、溶劑輔助等舉措來提升注采井間連通、促進蒸汽腔擴展。針對新疆油田連續(xù)油層厚度小于15 m的薄層超稠油油藏，因原油黏度高、密度大、流動難等特點，普遍采用蒸汽吞吐方式開發(fā)，但該方式存在成本高、能耗大、采收率低的缺點。針對此問題，文獻[10-13]開展了電加熱輔助水平井吞吐、水平井?dāng)U容等改善蒸汽吞吐開發(fā)效果的研究，均取得一定的增產(chǎn)效果，但未能改變吞吐低采收率的現(xiàn)狀。文獻[14-16]研究了超稠油蒸汽吞吐中后期轉(zhuǎn)換開發(fā)方式，將VHSD作為蒸汽吞吐轉(zhuǎn)換開發(fā)方式的一種在F油田開辟了先導(dǎo)試驗，并對其開發(fā)油藏適應(yīng)性、關(guān)鍵注采參數(shù)、生產(chǎn)特征分析做了相關(guān)研究，唯獨缺少針對薄層吞吐開發(fā)后轉(zhuǎn)VHSD生產(chǎn)的開發(fā)機理及蒸汽腔演變規(guī)律研究，導(dǎo)致試驗區(qū)后期注采井間汽竄頻繁，生產(chǎn)調(diào)控缺乏指導(dǎo)，井組產(chǎn)油水平僅7.5 t/d，油汽比0.12，尚未發(fā)揮井組最大產(chǎn)能，生產(chǎn)效果未達預(yù)期。

從目前的研究成果看，VHSD開發(fā)具有平面驅(qū)替和重力泄油的雙重驅(qū)油機理，但對于薄層VHSD開發(fā)還存在開采機理和蒸汽腔演變規(guī)律認(rèn)識不清楚的問題。為實現(xiàn)薄層VHSD提產(chǎn)提效，發(fā)揮重力泄油最大潛能，借鑒已有的研究成果，針對F油田VHSD試驗區(qū)油藏條件，運用數(shù)值模擬技術(shù)，開展薄層VHSD生產(chǎn)機理數(shù)值模擬研究，以期為薄層超稠油驅(qū)泄復(fù)合開發(fā)精準(zhǔn)調(diào)控提供支撐。

1 VHSD先導(dǎo)試驗區(qū)基本情況

F油田VHSD先導(dǎo)試驗區(qū)位于新疆準(zhǔn)噶爾盆地西北緣，開發(fā)目的層為侏羅系齊古組J3q22-3層油藏，屬于辮狀河流相沉積。油藏平均埋深215 m，平均連續(xù)油層厚度為14.8 m，孔隙度為32.2%，滲透率為2 650 mD，含油飽和度為74.8%，地面脫氣條件下原油黏度約為5×105mPa·s，屬高孔、高滲、高飽和度的淺層超稠油油藏。試驗區(qū)以直井-水平井組合井網(wǎng)部署油井43口，其中水平井8口，直井35口，直井井距70 m×100 m，水平井排距100 m，直井與水平井井距50 m，水平段長度280 m。油井于2009年采用蒸汽吞吐方式投入開發(fā)，2013年8月轉(zhuǎn)入VHSD開發(fā)，生產(chǎn)7.5年，累產(chǎn)原油39萬t，采出程度達到51.0%，目前產(chǎn)油水平仍保持在100 t/d以上，油汽比保持在0.2以上。

2 VHSD機理模型

以F油田VHSD先導(dǎo)試驗區(qū)油藏條件為依據(jù)，利用熱采數(shù)值模擬軟件CMG建立VHSD生產(chǎn)機理模型(表1)。模型I方向網(wǎng)格步長為5 m，J方向上網(wǎng)格步長為1 m，K方向上網(wǎng)格步長為0.375 m，共計 384 000個網(wǎng)格數(shù)。模型中設(shè)置1口生產(chǎn)水平井(FHW-P)，水平段兩側(cè)共設(shè)置8口注汽直井(DF1～DF8)，直井與水平井側(cè)向水平距離為50 m，直井射孔底界距水平段垂直距離5 m，水平井水平段長度為280 m。投產(chǎn)初期直井、水平井均已蒸汽吞吐方式進行預(yù)熱，蒸汽吞吐關(guān)鍵參數(shù)設(shè)置為直井注汽速度150 t/d，水平井注汽速度240 t/d，注汽10 d，燜井2 d，開井生產(chǎn)90 d，周期采注比1.2。蒸汽吞吐12周期后，直井與水平井井間溫度達到85 ℃以上，根據(jù)試驗區(qū)原油粘溫曲線，判斷此時的原油具有流動性，直井與水平井建立了水動力連通通道，隨后轉(zhuǎn)為VHSD生產(chǎn)模式，直井作為注汽井注汽，水平井作為采油井生產(chǎn)。

表1 模型油藏參數(shù)設(shè)置統(tǒng)計Table 1 Statistics of parameter setting for model reservoir

3 VHSD蒸汽腔演變規(guī)律

根據(jù)VHSD生產(chǎn)過程中蒸汽腔演變特征，將整個過程劃分為蒸汽腔形成階段、蒸汽腔橫向擴展階段、蒸汽腔向下階段。

3.1 蒸汽腔形成階段

VHSD蒸汽腔形成階段是基于蒸汽吞吐建立的注采井間水動力連通，直井全部作為注汽井注汽，水平井作為采油井采油，開始VHSD生產(chǎn)模式。該階段關(guān)鍵參數(shù)設(shè)置為每口直井注汽速度15 t/d，采注比1.2，蒸汽干度0.8。以高干度蒸汽為驅(qū)替介質(zhì)，以蒸汽吞吐有效加熱半徑為起點向采油井進行驅(qū)替，隨著蒸汽不斷注入，直井和水平井連通通道內(nèi)的剩余油、殘余油被驅(qū)替至水平井采出，隨后在水平井上方形成泄油槽。蒸汽持續(xù)占據(jù)被采出原油體積空間形成蒸汽腔，蒸汽腔以獨立腔體為主，呈“錐形”(圖1)。

圖1 蒸汽腔形成階段蒸汽腔形態(tài)Fig.1 The shape of steam cavity in the formation stage of steam cavity

蒸汽腔初期受油層厚度及蒸汽超覆影響，蒸汽腔形成階段蒸汽腔直接到達油層頂界，且僅在注汽井附近形成，隨著水平井作為泄壓點對蒸汽腔產(chǎn)生一定的牽引，蒸汽腔向直井對向水平段方向推進，逐步在水平井上方形成蒸汽腔體。腔體基本占據(jù)已動用區(qū)空間，剩余油主要分布在蒸汽腔未波及區(qū)域，蒸汽腔形成末期井間剩余油在垂直水平段方向呈“M型”(圖2)。蒸汽吞吐建立水動力連通過程中，油藏的動用情況決定了轉(zhuǎn)VHSD生產(chǎn)初期蒸汽腔的發(fā)育規(guī)模和形態(tài)，蒸汽腔優(yōu)先在水平段與直井建立水動力連通區(qū)域形成，形成直井-水平井單點-直井的蒸汽腔通道。受注采生產(chǎn)壓差作用，井間剩余油、殘余油在蒸汽的驅(qū)掃下滲流至采油井上方，在重力作用下沿泄油槽泄流采出，直井垂向?qū)?yīng)的水平段為主要的產(chǎn)油區(qū)(圖3)。該階段以蒸汽平面驅(qū)替作用為主，重力泄油作用為輔。

圖2 蒸汽腔形成階段含油飽和度圖Fig.2 Oil Saturation field during the formation of steam cavity

圖3 蒸汽腔形成階段溫場及原油流向圖Fig.3 Temperature field and flow pattern of crude oil during the formation of steam chamber

3.2 蒸汽腔橫向擴展階段

隨著蒸汽腔的形成，蒸汽腔開始橫向擴展，該階段關(guān)鍵參數(shù)設(shè)置為直井注汽速度15 t/d，采注比1.2，蒸汽干度0.8。以水平段為主要泄壓區(qū)域，蒸汽腔沿水平段的橫向擴展速度大于直井間橫向擴展速度，當(dāng)水平段方向蒸汽腔融合后，直井間蒸汽腔融合速度提升，直至獨立腔體逐漸全部融合，建立統(tǒng)一的蒸汽腔體占據(jù)油層中上部，油層中上部原油基本動用(圖4)。

圖4 蒸汽腔橫向擴展階段蒸汽腔形態(tài)Fig.4 The shape of steam cavity in the stage of transverse expansion

受蒸汽腔橫向擴展不斷釋放汽化潛熱影響，蒸汽腔前緣未動用的原油得到有效加熱，被加熱的原油不斷沿泄油槽滲流至采油井采出，在垂直水平段方向剩余油由“M型”轉(zhuǎn)變成“m型”(圖5)。蒸汽腔形成后，原油已動用區(qū)均處于同一個壓力系統(tǒng)，注采壓差降低，平面驅(qū)替作用減弱，受水平井泄壓牽引，泄油槽成為主要的泄油通道，泄油槽附近蒸汽腔外圍被加熱的原油在重力作用下驅(qū)泄采出，整個水平段得到100%動用。該階段以重力泄油為主，驅(qū)替作用為輔(圖6)。

圖5 蒸汽腔橫向擴展階段含油飽和度圖Fig.5 Oil Saturation field during the transverse expansion stage of steam cavity

圖6 蒸汽腔橫向擴展階段溫場及原油流向圖Fig.6 Temperature field and flow pattern of crude oil in transverse expansion stage of steam chamber

3.3 蒸汽腔向下擴展階段

隨著獨立蒸汽腔的完全融合到頂后，蒸汽腔開始向下擴展，該階段關(guān)鍵參數(shù)設(shè)置為直井注汽速度10 t/d，采注比1.2，蒸汽干度0.8。泄油槽外圍原油不斷采出，泄油槽坡度減緩，蒸汽腔逐漸向油層中下部擴展(圖7)。受泄油槽坡度減緩影響，泄油高點也隨之向直井方向偏移，泄油速率降低，直井間原油在蒸汽汽化潛熱加熱后，沿緩坡的泄油面泄流至采油井采出，在垂直水平段方向剩余油“m”型高度逐漸降低，直井間的深部未動用區(qū)原油得到較好動用(圖8)。蒸汽腔進入向下階段后，泄油槽的泄油速率隨著泄油坡度的降低而減緩，沿水平段的產(chǎn)油能力隨之降低(圖9)，該階段以重力泄油為主。當(dāng)“m”型高度降低至一定高度，原油間的粘滯力大于原油的重力分力時，泄油槽停止泄油，此時剩余油分布基本不再發(fā)生變化，油藏的重力泄油達到極限。

圖7 蒸汽腔向下階段蒸汽腔形態(tài)Fig.7 The shape of steam cavity in the stage of downward expansion

圖8 蒸汽腔向下階段含油飽圖Fig.8 Oil saturation diagram of the steam cavity in the downward stage

圖9 蒸汽腔向下階段溫場及原油流向圖Fig.9 Temperature field and flow pattern of crude oil in the downward stage of steam chamber

4 各階段生產(chǎn)特征變化

蒸汽吞吐預(yù)熱階段累產(chǎn)油2.2萬t，采出程度為12.1%。蒸汽吞吐建立注采井間水動力連通后，注采井間連通溫度達85 ℃以上，此時油井注汽時井底流壓4～5 MPa，之后轉(zhuǎn)VHSD生產(chǎn)，進一步驅(qū)替井間原油8.5萬t，階段產(chǎn)出程度46.2%，采用該開發(fā)方式，油藏采收率可達58.3%。通過數(shù)值模擬軟件CMG中Results Graph模塊，輸出了VHSD生產(chǎn)階段的生產(chǎn)特征曲線(圖10)。

轉(zhuǎn)入VHSD生產(chǎn)時，首先是進入蒸汽腔形成階段，隨著井間剩余油、殘余油驅(qū)掃采出，油藏平均溫度逐漸爬升至100 ℃，井底流壓逐漸下降至2.3 MPa，注采井間壓差逐漸由1.2 MPa穩(wěn)下降至0.7 MPa，日產(chǎn)油快速上升至23 t/d，含水率快速下降，由初期的92.5%下降到72.6%，后上升到約80.3%，主要是由于汽腔形成階段的井間剩余油、殘余油被驅(qū)掃完，日產(chǎn)油量快速上升后下降，導(dǎo)致含水呈先下降后上升趨勢，階段累產(chǎn)油1.3萬t，采出程度為7.1%(圖10)。

當(dāng)蒸汽腔進入橫向擴展階段，原油沿泄油槽不斷采出，蒸汽腔以穩(wěn)定的擴展速度不斷填充已動用區(qū)域，油藏平均溫度不斷快速上升至180 ℃，井底流壓穩(wěn)定在2.3 MPa,注采井間壓差保持穩(wěn)定在0.7 MPa 左右，日產(chǎn)油穩(wěn)定在18t/d左右，含水率由80.3%上升到90%，保持相對穩(wěn)定。階段累產(chǎn)油5.3萬t，采出程度為28.8%(圖10)。

當(dāng)蒸汽腔橫向完全融合后，進入汽腔下降階段，斜坡帶部位的原油被不斷被緩慢剝蝕，油藏平均溫度進一步攀升至200 ℃左右，井底流壓、注采井間壓差與蒸汽腔橫向擴展階段基本一致，產(chǎn)油水平迅速下降至10 t/d，含水率由90%逐漸上升至96%左右，階段累產(chǎn)油1.9萬t，采出程度為10.3%(圖10)。

圖10 VHSD生產(chǎn)特征曲線Fig.10 VHSD production characteristic curve

2013年8月VHSD試驗區(qū)由蒸汽吞吐預(yù)熱轉(zhuǎn)為VHSD生產(chǎn)。2014年2月蒸汽腔形成，產(chǎn)油水平由80 t/d提升至135 t/d，含水率由84.2%下降至76.3%，2014年3月試驗區(qū)進入蒸汽腔橫向擴展階段，產(chǎn)量呈緩慢下降趨勢，基本穩(wěn)定在120 t/d，油汽比穩(wěn)定在0.18，含水率緩慢上升趨勢，2020年試驗區(qū)進入蒸汽腔向下階段，產(chǎn)量下降幅度增大，下降至目前的95 t/d，含水上升至83.8%，油汽比下降至0.14(圖11)。VHSD生產(chǎn)已7.5年，整個生產(chǎn)特征與數(shù)值模擬研究結(jié)果相一致，累產(chǎn)原油39萬t，采出程度達51%，取得較好的生產(chǎn)效果。

圖11 VHSD先導(dǎo)試驗區(qū)生產(chǎn)曲線Fig.11 VHSD pilot production curve

5 結(jié)論

通過數(shù)值模擬研究，充分揭示了VHSD開發(fā)生產(chǎn)的各個階段汽腔的發(fā)育特征、主力泄油區(qū)及階段生產(chǎn)特征，得到以下結(jié)論。

(1)VHSD開發(fā)蒸汽腔發(fā)育過程為直井注汽建立獨立蒸汽腔體，在水平段牽引下驅(qū)替注采井間剩余油、殘余油采出，蒸汽占據(jù)初始已動用區(qū)域空間體積形成蒸汽腔，隨著蒸汽的持續(xù)補充，蒸汽腔開始橫向擴展直至全部融合后，蒸汽腔開始向下擴展。根據(jù)蒸汽腔演變規(guī)律，將VHSD生產(chǎn)劃分為蒸汽腔形成階段，蒸汽腔橫向擴展階段和蒸汽腔向下擴展階段。

(2)剩余油隨著蒸汽腔的發(fā)育和擴展情況變化，在垂直水平段方向，剩余油分布由“M型”向“m型”轉(zhuǎn)變，其兩種形態(tài)的泄油高度是不斷降低的，水平段的產(chǎn)油能力呈下降趨勢。

(3)蒸汽腔的演變階段，對應(yīng)著不同的生產(chǎn)特征，蒸汽腔形成階段，含水呈先下降后上升趨勢，產(chǎn)油呈先上升后下降趨勢，階段采出程度7.1%；蒸汽腔橫向擴展階段，產(chǎn)油、含水保持穩(wěn)定，為主要產(chǎn)油期，階段采出程度為28.8%；蒸汽腔向下擴展階段，產(chǎn)油呈快速下降趨勢，含水率呈快速上升趨勢，階段采出程度10.3%，采用該方式，油藏最終采收率可達58.3%。

(4)VHSD開發(fā)對于已開發(fā)油田，可利用現(xiàn)有直井作為注汽井，節(jié)約新鉆井費用。在開發(fā)過程針對蒸汽腔發(fā)育情況，靈活調(diào)整注汽井點，提高汽腔連通程度，可以通過優(yōu)化射孔的手段達到減少油層非均質(zhì)性影響的目的，使汽腔均衡發(fā)育，VHSD開發(fā)可提高油藏采收率近35%，成為超稠油油藏中后期改善開發(fā)效果的有效接替方式。