杜84塊館陶組油層SAGD高產井影響因素和調整對策研究

侯國儒

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杜84塊館陶組油層SAGD高產井影響因素和調整對策研究

侯國儒

（中國石油遼河油田分公司，遼寧盤錦 124010）

綜合分析曙一區杜84塊館陶組沉積相、儲集層特征及隔夾層分布情況后認為，館陶組油層具備大幅提高單井產能的靜態地質條件。利用油藏工程計算和數值模擬手段，綜合分析確定影響蒸汽吞吐轉蒸汽輔助重力泄油（SAGD）后單井產能的主控因素，并研究相應的技術對策，包括物性夾層上下驅泄復合開發、優化注汽井點、合理控制汽腔操作壓力、以泄定采等。

杜84塊；館陶組；蒸汽輔助重力泄油

遼河油田曙一區杜84塊館陶組油層于2000年蒸汽吞吐開發，2005年利用直平組合井網轉蒸汽輔助重力泄油（SAGD）開發進一步提高采收率。向地層注入蒸汽形成蒸汽腔進行SAGD開發，降黏的原油及凝析液在重力作用下流向水平生產井并采出，理論采收率可以達到50%～70%[1-2]。

館陶組SAGD開發初期平均單井日產油僅45 t，高產井對區塊產量貢獻尤其突出。綜合分析顯示，儲層特征與油井動態特征及影響SAGD單井產能的地質開發因素，研究相應的挖潛對策，使單井日產油100 t的油井達到13口，實現了SAGD整體產量和效益的提升。

1 影響SAGD產能的地質條件

1.1 沉積相

館陶組地層是一套以粗碎屑為主的濕型沖積扇沉積體[3]，發育在常年有流水的潮濕地區，因平面上發育厚而寬的沖積河流而形成了良好的儲層砂體。杜84塊館陶組油層位于沖積扇扇中亞相，進一步細分為泥石流、辮狀河道、辮流砂壩和漫流微相，其中漫流沉積是洪泛期形成的細粒沉積物，一般發育較薄且不穩定，受到河道侵蝕切割無法完整保存，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–粗粒砂巖層和細粒砂巖層組成的巨厚多旋回層序疊置。油層縱向整體連通程度高達93%，沉積背景具備了有利儲層發育的沉積條件。

1.2 儲層物性

從油水關系上看，館陶組油藏為邊底水油藏[4]，空間上近似鐵餅狀，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。油層厚度為23.6~126.6 m，平均厚度77.0 m，油層埋深530~700 m，平均孔隙度36.3%，平均滲透率5.54 μm2，含油飽和度71%，為特高孔、高滲優質儲層。SAGD部署區油層有效厚度達90.5 m，平面分布穩定，與國外淺層SAGD開發試驗區相比較，除埋藏略深外，油層孔、滲條件和油層有效厚度占明顯優勢（表1），UTF試驗區單井平均日產能力大于80 t，館陶組油藏條件更好，完全具備單井高產的條件。

表1 不同SAGD試驗區油藏參數對比

1.3 隔夾層

杜84塊館陶組濕地扇具有近物源、快速沉積的特點，儲層縱向非均質性較強，豐水期沖積河流形成了良好的儲層砂體，干旱期沉積的細粒沉積物在儲層中形成了和儲層相互疊置的物性隔夾層[5]。這些物性隔夾層巖性以油斑粗砂巖、粉砂質細砂巖和泥質粉砂巖為主，厚度較薄，一般為0.2～2.0 m，平均1.5 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300×10–3μm2。物性隔夾層垂向滲透率的降低，阻礙蒸汽腔上升，降低了油層的實際泄油厚度和高峰產油量。根據巖心、測井和生產動態資料，館陶組油層內低物性隔夾層在垂向上多旋回疊置發育，目前位于水平井上部20～30 m的物性隔夾層是阻礙單井產能提升的滲流屏障。

2 影響SAGD產能的動態條件

除具備優越的靜態地質條件外，實現SAGD高產和穩產還應具備一定的動態條件。館陶組油層SAGD單井產能差異較大，各井組在蒸汽腔高度、操作壓力、注采壓差、采油速度、油汽比、采注比、含水率等動態特征方面也存在較大差異。根據百米水平段日產油參數，將館陶組SAGD井分為三類（表2），每類井動態特征參數有各自的范圍，但這些動態參數種類繁多，不同參數間相互制約，不能把每個參數都作為影響SAGD產能的動態條件，需要從其中確定幾個重要動態參數作為影響SAGD產能的動態條件。

表2 館陶油層SAGD油井動態特征分類統計

加拿大Butler 博士等[6]對SAGD 技術的室內物理模擬和理論進行了研究，并推導了SAGD產能計算公式，其中穩產階段計算公式為：

根據公式（1），SAGD單井產能除了與孔隙度、滲透率、含油飽和度等靜態油藏地質條件有關外，還與水平段的有效長度、泄油高度、蒸汽腔溫度下的可動油飽和度、原油運動黏度、黏性特征參數有關。因蒸汽腔溫度下的可動油飽和度、原油運動黏度和黏性特征參數均受控于蒸汽腔操作壓力，蒸汽腔高度、水平段動用程度、操作壓力是影響SAGD產能的根本動態條件，其他指標均受其影響。

3 高產井挖潛技術對策

對照高產井動、靜態地質條件，針對制約SAGD中低產井產能提升的物性隔夾層、水平段動用程度和操作壓力三個主控因素，開展相應的調整和挖潛對策研究，形成了驅泄復合、水平段均衡動用、操作壓力控制、Sub–cool值調控等四項高產井挖潛技術。

3.1 物性夾層上下驅泄復合開發

為確定蒸汽、原油穿越物性隔夾層的可行性，對不同開發方式、不同隔夾層條件下蒸汽腔擴展模式進行研究，建立SAGD和驅泄復合兩個概念模型。分別對厚度為1.5 m的不同滲透率（0~500×10–3μm2）的物性隔層進行模擬運算結果表明，物性夾層的泄油能力與滲透率、開發方式關系較大。在SAGD開發方式下，物性隔夾層滲透率小于300×10–3μm2時，蒸汽腔不能動用隔夾層上方油層；在驅泄復合開發方式下，由于存在壓差作用，動用隔夾層上方油層的理論滲透率界限值降至50×10–3μm2；當滲透率大于100 ×10–3μm2時，幾乎不影響隔夾層上方原油動用。

物性夾層上部油層溫度大于100 ℃時，在物性夾層上方補孔注汽，隔夾層上方原油被蒸汽驅動至隔夾層薄弱部位并泄至生產井，形成驅泄復合開采方式。2012年開始對16個井組52口注汽井段進行了調整，調整后的蒸汽腔上升15~25 m，產量大幅提高，其中有9口生產井日產油達到了百噸。

3.2 優化注汽井點

蒸汽腔沿水平段方向均衡發育是SAGD開發的最大挑戰，因為蒸汽腔均勻發育程度直接影響到采油速度和采收率[7]。通過SAGD產能公式計算館陶組油層不同泄油高度和有效水平段動用長度條件下的重力泄油速度可以看出（圖1），當蒸汽腔高度達到40 m且有效水平段動用長度達到300 m時，日產油可達到100 t。

蒸汽腔平面調控上，直平SAGD井網相對雙水平SAGD井網具有一定優勢，即平面注汽井點調整靈活，有利于水平段均勻動用。在蒸汽腔連片發育前，蒸汽腔優先在注汽直井井底發育并向水平井方向擴展，有效注汽井點到水平段的垂直距離范圍內的油層優先動用，因此，可通過多個井點注汽提高井組產量。數值模擬與生產動態結合分析表明，單個泄油井點可貢獻日產油30 t。開發初期隨注汽井點數增加，日產油也隨之增加，井組有效注汽井點達到3個以上時，單井可獲得日產百噸的開發效果。例如，杜84–館H50井在有效注汽井點逐步增加過程中，水平段溫度和動用程度逐步提高，當有效注汽井點達到4個時，日產油上升至120 t。

圖1 單井產能與泄油高度、有效水平段長度關系

3.3 合理控制汽腔操作壓力

除培養蒸汽腔均衡擴展外，SAGD生產過程還需合理控制蒸汽腔操作壓力。業內普遍認為，低壓操作對應高油汽比和低采油速度，高壓操作對應高采油速度和低油汽比[8]。為確定操作壓力對SAGD不同開發階段采油速度和油汽比的影響，分別模擬了操作壓力為2.5，3.0，3.5，4.0，4.5 MPa時的SAGD開發效果，結果表明，在SAGD生產初期，較高的操作壓力對應的油汽比并未下降，但產量上升速度明顯提升；在SAGD生產中后期，較高的操作壓力對應的注汽量增加，而產量上升速度有限，油汽比有所下降。所以，操作壓力對SAGD不同階段的采油速度和油汽比有著不同程度的影響。

SAGD生產過程宜采用變操作壓力的方式，即SAGD不同開發階段選擇不同的操作壓力范圍。推薦在汽腔到達油層頂部之前的初期，應適當提高操作壓力，約為4.0 MPa；達到產油高峰后，從經濟開發角度考慮，應適當降低操作壓力，控制為3.0~3.5 MPa為宜。

3.4 以泄定采，維持注采平衡

SAGD生產過程中，生產井排液速度應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[9]，排液速度過高或過低會影響蒸汽腔擴展和油汽比。館陶組直平SAGD兩口生產井共用中間一排注汽井，井組間的干擾不可避免[10]，很難確定單井組的采注比是否控制在合理范圍內。為指導SAGD生產井工作制度調整，本文引入Sub–cool值概念模型。Sub–cool值是水平井井底溫度與流動壓力對應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壓力，作用是避免井底蒸汽突破和井底積液，達到最佳采油速度。

蒸汽腔橫向擴展階段，在最佳操作壓力3.5 MPa時，模擬Sub–cool值分別為5，10，15，20，25 ℃時的開發效果（表3），隨著Sub–cool值的增大，采油速度、累計產油和油汽比均呈先升高后降低的變化趨勢；Sub–cool值25 ℃時比10 ℃時累計產油減少6.1×104t，采出程度降低4.8%，油汽比低0.06。Sub–cool值在10～15 ℃時，可實現SAGD高速穩定生產，并可獲得較高的采收率。

表3 不同Sub-cool值下SAGD生產效果對比

4 應用效果

自2012年開展高產井挖潛工作以來，應用驅泄復合、水平段均衡動用、操作壓力控制、Sub–cool值調控有效指導了SAGD高產井的部署調整，成功挖潛13口百噸井，館陶組油層區塊平均單井產油量由45 t上升至71 t，油汽比由0.21提高至0.26。

13口百噸井日產油由611 t提高至1 380 t，平均單井日產油106 t，含水率由82%下降至72%，油汽比由0.21上升到0.31，單位操作成本對比SAGD區塊降低348元/t，最高單井累計產油已達33.5×104t，充分發揮了SAGD水平井高效采油的技術優勢。

5 結論

（1）曙一區杜84塊館陶組油層有效儲層厚度大、孔滲條件好，雖然儲層非均質性較強，但油藏整體連通度高，具備單井高產的地質條件。同時，SAGD高產井的動態條件即動態調控的各項指標，也是影響SAGD開發效果的重要因素。

（2）館陶組油層內發育多套低物性隔夾層對流體滲流有一定遮擋作用，通過物性隔夾層上部補孔注汽的驅泄復合方式可以快速提高油層縱向動用程度；在驅泄復合開發方式下，物性夾層具備泄油能力的滲透率界限可達50×10–3μm2。

（3）對比經典雙水平SAGD，直平組合SAGD在調整蒸汽腔均衡擴展方面優勢明顯；縱向上調整注汽井段，平面上靈活調整注汽點，有利于提高蒸汽波及體積，在大幅提高單井產能的同時，可獲得更高的采收率。

（4）SAGD開發過程中，普遍存在井組間干擾的問題，很難確定單井組采注比，Sub–cool值可指導生產井選取合理的工作制度，一般Sub–cool值合理控制范圍為10～15 ℃。

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Influencing factors and adjustment countermeasures of SAGD high production wells in Guantao formation reservoir of Du 84 block

HOU Guoru

(Liaohe Oilfield Company, PetroChina, Panjin, Liaoning 124010, China)

Based on the comprehensive analysis of the sedimentary facies, reservoir characteristics and interlayer distribution of Guantao formation in Du 84 block in Shuyi area, it is concluded that Guantao reservoir has the static geological conditions to greatly improve the productivity of single well. By using reservoir engineering calculation and numerical simulation method, through comprehensive analysis, the main controlling factors of the production capacity in single well by steam assisted gravity drainage (SAGD) after steam stimulation were determined, as well as the corresponding technical countermeasures, including the composite flooding-drainage development property drain composite sandwich and flooding development, optimization of steam injection well point, reasonable control operating pressure, steam chamber at mining drainage, etc.

SAGD; high production well; geological condition s; steam chamber

1673–8217（2019）02–0064–04

TE357

A

2018–05–25

侯國儒，工程師，1985年生，2008年畢業于中國地質大學（北京）資源勘查專業，現從事油氣田開發研究與管理工作。

國家科技專項“改善SAGD開發效果技術研究與應用”（2016ZX05012–002）。

編輯：趙川喜