超稠油非均質油藏直井-水平井SAGD精細化調控研究

陶 亮，李凌鐸，袁玉曉，楊樹波，任柯全

(1.油氣藏地質及開發工程國家重點實驗室，四川 成都 610500；2.西南石油大學，四川 成都 610500；3.中國石油新疆油田分公司，新疆 克拉瑪依 834000；4.中國石油華北油田分公司，河北 任丘 062552)

0 引 言

目前，國內外超稠油油藏初期開發方式主要為蒸汽吞吐開發，但隨吞吐周期的增加，油井表現出產油量遞減快、周期油汽比低和油藏壓力下降快等特點，開發效果變差。蒸汽驅是稠油油藏蒸汽吞吐后期的主要轉換方式[1-14]，許多學者對直井-水平井SAGD組合開發方式開展了大量的研究，取得了較好的增產效果。尚建林等[15]建立先導區塊直井-水平井SAGD組合汽驅模型，通過數值模擬和油藏工程，研究驗證了直井-水平井SAGD組合的可行性；錢根葆等[16-18]提出了驅泄復合開采的概念，并闡述了驅泄復合開采機理，明確了注汽方式、注采參數和調控政策；田鴻照等[19-29]開展了直井-水平井SAGD組合汽驅井網井距、注采參數等方面的研究，提高了開發效果。上述研究均未考慮儲層非均質性對蒸汽腔發育的影響，也未結合溫度場分布和生產井的實際生產狀況提出針對性精細化調控措施。針對風城油田重32井區超稠油非均質油藏直井-水平井SAGD試驗區建立非均質油藏數值模型，對轉SAGD后注采參數進行優化，同時對生產井分類治理，對現場精細化調控具有重要的指導意義。

1 油藏概況

風城油田重32井區齊古組超稠油油藏位于準噶爾盆地西北緣，齊古組地層自下而上可劃分為J3q3、J3q22-3、J3q22-2+J3q22-13個砂層，其中，重32井區直井-水平井SAGD先導試驗生產層位為J3q22-3層，試驗區油藏平均埋深為215 m，油層平均厚度為15.8 m，平均孔隙度為32.1%，平均滲透率為3 497×10-3μm2，原始含油飽和度為74.6%，50 ℃地面脫氣原油黏度為12 860 mPa·s，原始地層壓力為2.1 MPa，原始地層溫度為17.3 ℃。J3q22-3層平均滲透率變異系數為1.06，平均滲透率突進系數為4.20，平均滲透率級差為20.97，屬于強非均質儲層。

2 油藏數值模擬研究

2.1 非均質油藏數值模型建立

重32井區SAGD試驗區共部署直井35口，水平井8口，直井與水平井間距為50 m，直井間距為70 m，直井射孔井段底界與水平段垂直距離為5 m。根據地質分層數據、測井解釋數據等建立非均質精細地質模型，模型面積為0.48 km2。為保證數值模擬精度，同時能夠反映油藏邊界和隔夾層縱向分布情況，平面網格步長為5 m×5 m，共計93×70=6 510個網格；油藏平均厚度為15.8 m，縱向上粗分為5層，垂向步長為2～5 m，網格總數為78 120個，將井組的構造及屬性模型導入CMG軟件，建立數值模擬模型，為生產動態研究提供依據。

2.2 生產動態歷史擬合

歷史擬合是數值模擬研究的一個重要環節，是預測油藏開采動態的基礎。通過調整相滲、黏溫曲線及相關物性參數，對試驗區井組轉驅前生產數據進行生產動態歷史擬合，定液量生產。全井組整體擬合率大于96%，單井擬合率大于92%，模型準確、可靠。

2.3 溫度場和含油飽和度場分布規律

試驗井組轉SAGD前采用蒸汽吞吐開發，部分井蒸汽吞吐超過7個周期。由三維溫度場分布(圖1a)可知，大部分直井與水平井間已經形成熱連通，蒸汽腔發育較好，溫度為100～235 ℃，直井周圍溫度普遍高于水平井周圍溫度，遠井地帶溫度基本維持在17～25 ℃。由于儲層的強非均質性，蒸汽超覆現象嚴重，蒸汽腔沿高滲帶發育，形成優勢通道，井間最高溫度可達235 ℃，同時，部分井蒸汽吞吐效果較差，蒸汽加熱半徑很小，井間未形成熱連通。

由含油飽和度場(圖1b)可知，含油飽和度分布與溫度場分布成正相關，直井和水平井近井地帶原油大部分被采出，含油飽和度較低，井間連通的部分原油也得到有效動用，遠井地帶原油基本未被動用。由于儲層的非均質性，原油動用程度差異大，優勢通道區域采出程度較高。

3 油藏工程優化

在油藏數值模擬的基礎上，選取試驗區典型井組(1口水平井、4口直井的布井方式)，采用單變量法對注汽速度、注汽干度、采注比、注汽方式等影響直井-水平井SAGD開發效果的關鍵因素進行了優化研究。

圖1 SAGD試驗區三維場分布

3.1 注汽速度

由于儲層的非均質性，注汽速度過大時，容易形成優勢通道，導致過早汽竄，降低油汽比；注汽速度較低時，熱損失較大，地層加熱范圍較小，產油量低。通過對比不同注汽速度開發效果(圖2)，確定井組合理注汽速度為50 t/d。

圖2 不同注汽速度SAGD開發效果對比

3.2 注汽干度

蒸汽干度越大，蒸汽汽化潛熱越高，越有利于降低原油黏度，有效擴展蒸汽腔，提高開發效果。模擬結果表明(圖3)，井底蒸汽干度越大，采出程度和油汽比越大，當井底蒸汽干度大于0.7時，采出程度和油汽比增加幅度變緩。考慮井筒的熱損失和經濟效益，井底蒸汽干度應大于0.7。

3.3 采注比

液體采出能力決定著蒸汽的注入能力，采注比應該與蒸汽腔的擴展和泄油能力匹配，在優選注汽速度和蒸汽干度的情況下，模擬不同采注比下蒸汽驅的開發效果(圖4)。結果表明，隨著采注比的增加，采出程度和油汽比逐漸增加，采注比增至1.2后，油汽比逐漸降低。因此，確定合理的采注比為1.2。

圖3 不同蒸汽干度SAGD開發效果對比

圖4 不同采注比SAGD開發效果對比

3.4 注汽方式

直井同時注汽容易產生井間干擾，汽竄影響蒸汽腔波及范圍。因此，提出了2種注汽方式(圖5)，方案a為直井中心汽驅，方案b為直井復合汽驅。模擬結果對比：直井中心汽驅采出程度為41.2%，油汽比為0.165，直井復合汽驅采出程度為51.3%，油汽比為0.186，由此可知，直井復合汽驅方式減緩了蒸汽腔推進速度，提高了波及效率，生產效果明顯好于直井中心汽驅的生產效果，綜合考慮采出程度和油汽比，推薦注汽方式為直井復合汽驅。

圖5 不同組合注汽方式

4 精細化調控措施

結合油藏數值模擬結果，由溫度場和含油飽和度場分布可知，儲層的非均質性嚴重影響蒸汽腔發育，需根據井間溫度場連通情況，精細化調控，提高開發效果。試驗區轉驅后，根據生產井產能、井口溫度及含水率變化情況，按照見效程度，將生產井分為見效井、見反應井、不見效井、汽竄井4類。見效井表現為日產液量、日產油量上升，井口溫度變化穩定，含水率呈現下降趨勢；見反應井表現為日產液量、日產油量上升，井口溫度和含水率變化穩定；不見效井表現為日產液量和日產油量保持較低程度而不上升；汽竄井表現為溫度上升，日產液量和日產油量低。

根據4類井的生產特征，確定精細化調控措施分別為正常生產、調參提液、吞吐引效、控制關井(表1)。見效井井間連通段溫度和壓力穩定，正常生產；見反應井采用油嘴控制，合理調整參數，保證蒸汽腔均勻發育，有效控制熱能的損失；未見效井地層加熱半徑較小，故采用蒸汽吞吐引效的方式，有效形成熱連通；汽竄井由于儲層非均質性和生產壓力過高，成蒸汽腔過早突破，破壞蒸汽腔均勻擴展，形成優勢通道，控制關井之后，汽竄可以得到緩解，井周溫度升高，從而提高原油動用范圍。

表1 SAGD試驗區生產井分類參數及精細調控

5 應用效果

重32井區SAGD試驗區采用精細化調控措施，對直井和水平井分類分治。轉SAGD后，單井組精細調控取得了良好效果(表2)。試驗區日產液量由452 t/d升至635 t/d，日產油量由69 t/d升至128 t/d，階段油汽比由0.11升至0.21，采注比達到0.85，階段采出程度為4.5%，采出程度由18.5%升至23.0%，開發效果大幅度提高。

表2 FHW12081井組轉SADG階段精細調控效果

6 結論與認識

(1) 建立了重32井區SAGD試驗區非均質地質模型，數值模擬研究表明，儲層非均質性是影響溫度場和含油飽和度場分布的重要影響因素。試驗區轉SAGD后生產井分為見效井、見反應井、不見效井、汽竄井，針對4類井提出精細調控措施分別為正常生產、調參提液、吞吐引效、控制關井。

(2) 根據數值模擬結果分析，直井-水平井SAGD合理的開發技術參數為：注汽速度為50 t/d、井底蒸汽干度大于0.7、采注比為1.2、注汽方式為直井復合汽驅。

(3) 試驗區現場應用結果表明：井組分類分治精細化調控后單井產量大幅度提高，進一步驗證了研究成果的可靠性，可有效指導超稠油非均質油藏高效開發。

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