葛明曦

(中國石油遼河油田分公司，遼寧 盤錦 124010)

0 引 言

SAGD開發(fā)技術(shù)是超稠油油藏繼蒸汽吞吐開采后主要接替技術(shù)之一[1-5]，是遼河油田保持超稠油產(chǎn)量穩(wěn)定和油田千萬噸持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)的重要組成部分。蒸汽注入油藏后，由于汽液間的密度差向油藏上部運(yùn)移并且形成蒸汽腔，釋放汽化潛熱，冷油吸熱變成熱油，在重力作用下降落，從生產(chǎn)井中采出。SAGD開發(fā)受油藏非均質(zhì)、隔夾層影響，水平井水平段動(dòng)用不均，井組間蒸汽腔擴(kuò)展不均衡，開發(fā)效果差異大。近年來，為了均衡汽腔擴(kuò)展、提高油藏采收率，提出了溶劑輔助SAGD、注氣輔助SAGD、注化學(xué)劑輔助SAGD、泡沫輔助SAGD等多介質(zhì)輔助SAGD技術(shù)，實(shí)現(xiàn)了減少蒸汽用量、促進(jìn)蒸汽腔均勻擴(kuò)展、減少與頂部蓋層熱損失、提高油汽比的目的。中國SAGD主要應(yīng)用在遼河油田及新疆風(fēng)城油田，并且取得工業(yè)化推廣[6]。遼河油田杜84塊館陶油層于2005年開始SAGD先導(dǎo)試驗(yàn)，目前年產(chǎn)油為77×104t/a，占遼河油田SAGD總產(chǎn)量70%以上。杜84塊油藏存在邊、頂水，存在頂水下泄等風(fēng)險(xiǎn)，由于觀察井井?dāng)?shù)的限制以及蒸汽腔描述方法不完善，無法獲得整個(gè)油藏蒸汽腔的監(jiān)測(cè)資料，SAGD蒸汽腔發(fā)育情況尚不清楚。為此，開展地質(zhì)建模及蒸汽腔精細(xì)描述，采取有效措施，降低油藏頂水下泄風(fēng)險(xiǎn)。

1 油藏概況

杜84塊館陶組為巨厚塊狀超稠油油藏，構(gòu)造位于遼河盆地西部凹陷西斜坡歡曙上臺(tái)階中段、曙一區(qū)的南部，發(fā)育邊水、頂水和底水，埋深為530～740 m，呈“饅頭狀”，中部近乎等厚，邊部迅速減薄，油層與水體之間無純泥巖隔層。儲(chǔ)層孔隙度為36.3%，滲透率為5 540.00 mD，屬于特高孔特高滲儲(chǔ)層，50 ℃地面脫氣原油黏度為23×104mPa·s，20 ℃原油密度為1.009 g/cm3。1999年采用70 m正方形井網(wǎng)蒸汽吞吐開發(fā)，區(qū)塊經(jīng)歷上產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)階段。SAGD先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)于2005年建立，其余井組自2009年后陸續(xù)轉(zhuǎn)為SAGD開發(fā)，目前館陶井組已全部轉(zhuǎn)為SAGD開發(fā)，以直井-水平井SAGD組合為主，注采井距為35 m，日注汽為7 907.0 t/d，日產(chǎn)液為9 773.0 t/d，日產(chǎn)油為2 495.0 t/d，含水率為74.0%，油汽比為0.31，瞬時(shí)采注比為1.20，累計(jì)產(chǎn)油為1 052.0×104t，累計(jì)油汽比為0.31，累計(jì)采注比為1.16，采出程度超過40%。

2 巨厚塊狀油藏SAGD蒸汽腔精細(xì)描述

SAGD開發(fā)效果取決于直井-水平井組合SAGD有效泄油井點(diǎn)數(shù)量及蒸汽腔擴(kuò)展高度，蒸汽腔擴(kuò)展程度影響產(chǎn)量大小。開發(fā)過程中需要密切監(jiān)測(cè)蒸汽腔，保證蒸汽腔健康發(fā)育，培育有效泄油通道。通過觀察井監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)、數(shù)學(xué)統(tǒng)計(jì)方法和數(shù)值模擬研究[7-10]，開展全油藏SAGD蒸汽腔擴(kuò)展形態(tài)描述。

2.1 數(shù)值模擬蒸汽腔描述

以地震、鉆井、測(cè)井、測(cè)試等資料為基礎(chǔ)，采用Petrel地質(zhì)建模軟件開展館陶油層三維地質(zhì)建模，油藏描述中孔隙度、滲透率、含水飽和度等參數(shù)作為油藏?cái)?shù)值模擬的初始參數(shù)。建立館陶組全油藏模型滲透率與孔隙度分布圖(圖1、2)，其中，滲透率最小值為2.16 mD，最大值為28 080.00 mD，平均為6 073.00 mD；孔隙度最小值為0，最大值為60.0%，平均為36.0%。在全油藏地質(zhì)模型的基礎(chǔ)上以最早投入直井-水平井組合的先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)(GP10—GP13井組)建立數(shù)值模型。模型包括4口水平井和40口直井。模型的總網(wǎng)格數(shù)為60×38×64共145 920，平面上的網(wǎng)格長度小于10.0 m，縱向上網(wǎng)格厚度小于5.0 m。利用熱采數(shù)模軟件STARS，對(duì)先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)的蒸汽吞吐和直井-水平井組合SAGD井組進(jìn)行生產(chǎn)動(dòng)態(tài)歷史擬合，主要通過調(diào)整相滲曲線端點(diǎn)值，擬合產(chǎn)油量和產(chǎn)液量。累計(jì)產(chǎn)油擬合誤差小于1%，累計(jì)產(chǎn)液擬合誤差為1%。

圖1 滲透率分布

圖2 孔隙度分布

利用數(shù)值模擬，可將SAGD蒸汽腔擴(kuò)展過程劃分為驅(qū)替階段、復(fù)合階段及重力泄油階段。驅(qū)替階段以“點(diǎn)”的形式表現(xiàn)腔體，蒸汽腔較小，泄油面積小、能力有限，主要以蒸汽驅(qū)油為主，井組間汽腔擴(kuò)展速度為2.5 m/a，動(dòng)用區(qū)壓力為3～4 MPa，井間未動(dòng)用區(qū)保持原始地層壓力；復(fù)合階段以“線”的狀態(tài)連接，隨著蒸汽腔的擴(kuò)展，汽腔的泄油面積加大，井組間汽腔擴(kuò)展速度為1.3 m/a，逐漸形成大的泄油腔體，腔體壓力保持在3～4 MPa；重力泄油階段泄油能力增強(qiáng)，井組間汽腔擴(kuò)展速度為0.8 m/a，此時(shí)驅(qū)替原油主要以蒸汽輔助重力泄油為主。

SAGD蒸汽腔溫度剖面表現(xiàn)為水平段上部汽腔體積大，在水平井易形成連續(xù)的腔體，有利于提高SAGD的動(dòng)用程度；壓力剖面表現(xiàn)為汽腔壓力顯著低于腔體外壓力，同一腔體內(nèi)，水平段下部壓力高于上部壓力，而壓力高會(huì)造成蒸汽飽和度低，因此水平段下部蒸汽利用率低。

2.2 監(jiān)測(cè)資料分析法

建立SAGD全區(qū)觀察井監(jiān)測(cè)系統(tǒng)，監(jiān)測(cè)參數(shù)包括油藏溫度、壓力及含油飽和度[11]，可有效判斷蒸汽腔在縱向和平面的推進(jìn)速度與擴(kuò)展方向，同時(shí)可通過四維地震、微重力、時(shí)移微震等方法，了解不同時(shí)期蒸汽腔平面擴(kuò)展情況。例如時(shí)移微重力技術(shù)是通過影響重力異常的2個(gè)因素(密度及幾何形態(tài))，監(jiān)測(cè)地下油藏質(zhì)量變化引起的異常，進(jìn)而推測(cè)出地下流體發(fā)生驅(qū)替、運(yùn)移等過程，指導(dǎo)油田動(dòng)態(tài)開發(fā)。

由于現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施時(shí)，難以形成觀察井全覆蓋，為彌補(bǔ)SAGD部分區(qū)域缺少監(jiān)測(cè)資料，統(tǒng)計(jì)井組不同時(shí)期累計(jì)注入蒸汽量和蒸汽腔發(fā)育高度，結(jié)合數(shù)值模擬預(yù)測(cè)油藏內(nèi)汽腔發(fā)育形態(tài)。當(dāng)井組累計(jì)注汽量小于10×104t時(shí)，只在注汽直井附近形成小的蒸汽腔體；當(dāng)井組累計(jì)注汽量為10×104～20×104t時(shí)，蒸汽腔逐漸擴(kuò)展，由“點(diǎn)”連成“線”；當(dāng)井組累計(jì)注汽量大于20×104t時(shí)，井組間平面上蒸汽腔基本連通。此外，利用圖3所示圖版，可對(duì)井組汽腔體積及空間擴(kuò)展趨勢(shì)進(jìn)行預(yù)測(cè)。例如GH20井組監(jiān)測(cè)資料顯示汽腔高度為47 m，累計(jì)百米注汽量為28.66×104t，通過圖版計(jì)算汽腔高度為46 m，誤差為2%；GP12井組監(jiān)測(cè)資料顯示汽腔高度68 m，累計(jì)百米注汽量為40.32×104t，通過圖版計(jì)算汽腔高度為71 m，誤差為4%，表明圖版準(zhǔn)確性高。將觀察井點(diǎn)測(cè)溫飽和溫度折算汽腔壓力，繪制全油藏SAGD汽腔壓力等值圖(圖4)。由圖4可知：不同區(qū)域壓力存在差異，西部汽腔壓力已經(jīng)接近外部水體壓力(4.5～5.5 MPa)，東部汽腔壓力為3.0～5.0 MPa，北部高于南部。

圖3 累計(jì)百米注汽量與汽腔高度關(guān)系

圖4 汽腔操作壓力

2.3 邊頂水油藏SAGD蒸汽腔擴(kuò)展現(xiàn)狀

受轉(zhuǎn)驅(qū)時(shí)間等因素的影響，蒸汽腔發(fā)育差異較大，北部區(qū)域好于南部區(qū)域。平面蒸汽腔大部分已連片發(fā)育，其中，先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)整體形成一個(gè)大汽腔，汽腔高度為50～70 m，其余井組汽腔高度為30～40 m，局部距離頂水僅為38 m左右，蒸汽腔縱向擴(kuò)展速度為5～6 m/a，預(yù)計(jì)2～3 a蒸汽腔到達(dá)頂部，頂水一旦下泄，油藏整體水淹，影響SAGD的整體采收率。

3 汽腔調(diào)控對(duì)策優(yōu)化

以控制高部位汽腔擴(kuò)展為主要思路，通過調(diào)整注入介質(zhì)、優(yōu)化注采關(guān)鍵參數(shù)，抑制汽腔高部位繼續(xù)向上擴(kuò)展，保持與頂水距離，延長開采時(shí)間。以杜84塊GP13井組為例，利用數(shù)值模擬開展降低注汽量、間歇注汽、非烴氣輔助SAGD等調(diào)控方法，對(duì)比各方案采油量、汽腔頂部溫度、汽腔發(fā)育形態(tài)及生產(chǎn)年限等指標(biāo)，優(yōu)選均衡汽腔擴(kuò)展方案。

3.1 降低注汽量

GP13井組日注汽為336 t/d，日產(chǎn)液為423 t/d，日產(chǎn)油為120 t/d，通過調(diào)整井組注汽量控制汽腔縱向突進(jìn)，設(shè)計(jì)注汽量分別為原日注氣量的80%、60%、40%，水平生產(chǎn)井按照原產(chǎn)液量繼續(xù)生產(chǎn)。結(jié)果表明，降低注汽量后，有效抑制了縱向汽腔上升速度，當(dāng)注汽量降至40%時(shí)，汽腔上升速度由10 m/a降至5 m/a。此外，降低注汽量可使蒸汽腔溫度和壓力降低，方案實(shí)施1 a后汽腔整體溫度由248 ℃降至235 ℃，汽腔頂部溫度由244 ℃降至231 ℃，壓力由4.0 MPa降至3.1 MPa，與頂水壓差為2.4 MPa。與常規(guī)SAGD生產(chǎn)相比，注汽量降低越多，日產(chǎn)油量越低。正常生產(chǎn)SAGD日產(chǎn)油量為100.0～120.0 t/d，80%注汽量下SAGD日產(chǎn)油量為60.0～70.0 t/d，40%注汽量下SAGD日產(chǎn)油量僅為50.0～60.0 t/d。

3.2 間歇注汽

將GP13井組注汽方式由連續(xù)注入改為間歇式注汽，即注入3個(gè)月再停注3個(gè)月，水平生產(chǎn)井按照原產(chǎn)液量生產(chǎn)。溫度場(chǎng)顯示，相比連續(xù)注汽，間歇注汽下SAGD蒸汽腔明顯收縮，蒸汽腔及汽腔頂部溫度快速降低，1 a后汽腔整體溫度由248 ℃降至231 ℃，汽腔頂部溫度由247 ℃降至201 ℃；2 a后，連續(xù)注汽下SAGD汽腔頂部溫度為220 ℃，間歇注汽下SAGD汽腔頂部溫度為176 ℃。間歇注汽1 a后壓力由4.0 MPa降至2.9 MPa，與頂水壓差為2.6 MPa。與常規(guī)SAGD生產(chǎn)相比，間歇注汽日產(chǎn)油保持穩(wěn)定，略低于正常生產(chǎn)，為70.0～80.0 t/d。

3.3 停注蒸汽

停止向GP13井組注入蒸汽，水平生產(chǎn)井繼續(xù)生產(chǎn)，利用蒸汽腔余熱開發(fā)。與持續(xù)注汽相比，井組停注后可有效抑制汽腔擴(kuò)展。溫度場(chǎng)顯示，停注后SAGD汽腔明顯收縮(圖5)，蒸汽腔及汽腔頂部溫度快速降低，1 a后汽腔整體溫度由248 ℃降至231 ℃，汽腔頂部溫度由247 ℃降到201 ℃；2 a后，停注下SAGD汽腔頂部溫度為90 ℃，而持續(xù)注汽下SAGD汽腔頂部溫度為220 ℃。此外，停注后汽腔壓力快速降低，停注1 a后壓力由4.0 MPa降至2.8 MPa，與頂水壓差為2.7 MPa，存在頂水下竄的風(fēng)險(xiǎn)。與常規(guī)SAGD生產(chǎn)相比，停注初期生產(chǎn)井產(chǎn)量較為穩(wěn)定，后期油藏沒有能量補(bǔ)充，汽腔收縮，產(chǎn)量迅速下降。

圖5 持續(xù)注汽與停注2a后SAGD平面溫度場(chǎng)

3.4 注非凝析氣

減少GP13井組蒸汽注入量，改為注氮?dú)廨o助SAGD生產(chǎn)，單井組日注入氮?dú)鉃?0 000.0m3/d，日注入蒸汽為304.0 t/d。氮?dú)庾⑷牒?，主要分布于汽腔頂部，起到隔熱作用，可有效抑制汽腔縱向突進(jìn)。溫度場(chǎng)顯示，注氮?dú)夂螅羝粶囟瓤焖俳档?，汽腔整體溫度由250 ℃降至214 ℃，汽腔頂部溫度由244 ℃降至175 ℃。注氮?dú)夂笃粔毫档筒②呌谄椒€(wěn)，1 a時(shí)壓力由4.0 MPa降至2.9 MPa，與頂水壓差為2.6 MPa。氮?dú)廨o助SAGD前期產(chǎn)油呈上升趨勢(shì)，日產(chǎn)油高于正常生產(chǎn)，后期定壓生產(chǎn)日產(chǎn)油降低，僅為30.0～40.0 t/d。

3.5 調(diào)控方式生產(chǎn)情況對(duì)比

4種調(diào)整方式與正常生產(chǎn)SAGD進(jìn)行對(duì)比，生產(chǎn)參數(shù)如表1所示。由表1可知：GP13井組正常生產(chǎn)可繼續(xù)開采1 280 d，平均日產(chǎn)油為82.4 t/d，凈產(chǎn)油為7.3×104t，油汽比為0.23，階段采出程度為14.2%；實(shí)施停注后，開采1 127 d頂水下侵，凈產(chǎn)油僅為5.1×104t，階段采出程度14.2%；降低注汽量延長生產(chǎn)時(shí)間，可再開采1 980 d，平均日產(chǎn)油為55.0 t/d，凈產(chǎn)油為9.0×104t，油汽比為0.41，階段采出程度為14.6%；非凝析氣輔助SAGD折算凈產(chǎn)油僅為2.5×104t，油汽比為0.31，階段采出程度為16.9%；采用間歇注汽方式可繼續(xù)開采1 644 d，平均日產(chǎn)油為77.5 t/d，凈產(chǎn)油為9.5×104t，油汽比為0.28，階段采出程度為17.1%。針對(duì)SAGD先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)開展各方式的優(yōu)缺點(diǎn)分析，結(jié)果見表2。由表2可知，各方式均有優(yōu)劣勢(shì)，間歇注汽方式更易于均衡汽腔，節(jié)約蒸汽用量，具有油汽比高、凈產(chǎn)油量高的特點(diǎn)。

表1 不同調(diào)控方式生產(chǎn)情況對(duì)比

表2 調(diào)控方式優(yōu)缺點(diǎn)

4 調(diào)控效果

SAGD先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)實(shí)施調(diào)控汽腔方案，抑制汽腔縱向上升。在SAGD先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)4個(gè)井組采取間歇注汽方式，選擇蒸汽腔發(fā)育高部位的注汽井采取注入蒸汽3個(gè)月，停注2～3個(gè)月，注汽井點(diǎn)6個(gè)月輪換注汽。該方案節(jié)約了注汽用量，減少汽腔高部位的注汽井點(diǎn)，兼顧調(diào)控均衡蒸汽腔。調(diào)控期間，將注汽井由11口縮減至6口，注汽量由930.0 t/d逐漸降至487.0 t/d，監(jiān)測(cè)資料顯示汽腔頂部基本保持在588 m，日產(chǎn)油由410.0 t/d降至287.0 t/d(圖6)，節(jié)約蒸汽用量13 600.0 t，油汽比由0.44提升至0.59，預(yù)計(jì)累計(jì)產(chǎn)油量達(dá)到199.0×104t。

圖6 SAGD先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)生產(chǎn)曲線

5 結(jié) 論

(1) 邊頂水油藏SAGD蒸汽腔連片發(fā)育后，受地質(zhì)條件和井組間開發(fā)時(shí)間差異，蒸汽腔縱向擴(kuò)展不均，先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)域縱向汽腔更早接近頂水。

(2) 在無實(shí)測(cè)溫度區(qū)域，可采用區(qū)域內(nèi)生產(chǎn)井組累計(jì)注汽量與汽腔發(fā)育高度圖版，結(jié)合數(shù)值模擬預(yù)測(cè)汽腔發(fā)育趨勢(shì)，與實(shí)際監(jiān)測(cè)誤差為4%。

(3) 蒸汽腔縱向擴(kuò)展速度過快的區(qū)域，可通過調(diào)控注采參數(shù)，停止注蒸汽、降低注汽量、間歇注汽方式抑制汽腔縱向突進(jìn)，注汽井采用間歇注汽方式，可保證開發(fā)效果，與停止注汽相比提高采收率10%。