注非凝析氣體輔助提高雙水平井SAGD生產效果研究

王晶明

摘 要：杜84塊興Ⅰ組為中厚層狀油藏，2005年開始部署水平井進行整體開發。目前已部署水平井42口，其中未動用區域水平井36口，已動用區域水平井6口。興Ⅰ組雙水平SAGD開發中存在蒸汽外溢、水平段動用不均及注采連通差等問題，開發效果未達到方案設計。經研究論證，認為在興Ⅰ組SAGD井組外溢區實施水平井注蒸汽輔助CO2氣體，能夠提高SAGD開發效果。

關鍵詞：非凝析氣體;分壓作用;節約蒸汽

1 區域地質概況

曙一區杜84-興平264-1井組～杜84-興平291CH井區開發目的層為下第三系沙一、二段興隆臺油層Ⅰ油層組。興隆臺油層Ⅰ油層組構造簡單，為一向南東傾斜的單斜構造，構造平緩，地層傾角為2°～4°。從杜84-興H307井區往杜84-興H257井區油層向南東方向下傾，垂深相差約20m。油藏埋深-650～-680m，油層有效厚度14～25m，平均厚度21.9m，平面上油層發育穩定，屬于厚層狀邊水油藏。共部署水平井8口，其中水平生產井4口，水平注汽井4口，于2005年投產蒸汽吞吐開發，2011年7月開始循環預熱，經6～8個月預熱后于2012年3月陸續轉入SAGD開發。

2 井組的開發矛盾

與方案指標對比，興Ⅰ組4個雙水平SAGD井組自轉SAGD后，實際平均單井日產油量、油汽比等各項參數均低于方案設計指標，主要存在以下幾個問題。

2.1 壓力場不均衡，蒸汽外溢嚴重，難以建立穩定汽液界面

杜84-興Ⅰ組油層為吞吐后期轉入SAGD開發，興Ⅰ組SAGD井區外側共有9口水平井吞吐開發，平均吞吐8.0輪，地層虧空46.6×104t，地層壓力由原始地層壓力6.2MPa降至1.1MPa～1.6MPa左右，平面連通性好，且整體溫場已建立;而SAGD井區汽腔壓力在3.1MPa上下，在2.0MPa的壓差作用下，注入大量蒸汽流向至鄰近低壓區，使蒸汽腔擴展速度慢;大量冷凝液流向至鄰近較低壓力區域，SAGD生產井上部難以建立穩定汽液界面，導致SAGD開發效果差，分析認為外溢嚴重是影響該區域SAGD開發效果的最主要因素。

2.2 油井水平段動用程度差

該區域雙水平SAGD井組的水平段平均動用程度為58%左右，在SAGD開發過程中，經常發生單點突破，注入蒸汽通過突破點汽竄至相鄰水平生產井，造成水平段動用程度降低壓力升高，泄油能力下降，通過歷史的井溫曲線可以清晰判斷生產井水平段動用不均。

3 技術路線與研究內容

向油藏中注入大量蒸汽同時輔助注入一定量的非凝析氣體，非凝析氣體趨向于向蒸汽腔上部運動，在整個蒸汽腔向上運動的動態平衡過程中，非凝析氣始終在上部占有優勢。利用非凝析氣體的分壓作用提高操作壓力，減少注入汽腔的蒸汽用量。

3.1 非凝析氣作用機理

由于興Ⅰ組雙水平SAGD井區外溢十分嚴重，針對這個主要矛盾，提出了在外溢區的水平井注入蒸汽同時輔助注入非凝析氣體改善開發效果。其機理是首先向外溢區域水平井連續注入一定量的蒸汽提高地層壓力，平衡SAGD井組壓力，維持SAGD井組穩定的汽液界面;然后輔助注入非凝結性氣體，由于重力分異作用蒸汽腔向上運動，利用氣體分壓原理提高地層壓力，從而節約大量注入蒸汽。

3.2 注汽井的選擇

為保證實施效果，選井時主要考慮以下因素：注汽井必須位于構造高部位，位于SAGD蒸汽腔附近，且周邊虧空大并且連通好的區域。

3.3 注入量和注入方式

根據歷史改善過程的分析，需將地層壓力由目前2.2MPa提高至3.2MPa左右。依據氣體狀態方程：PV=nRT計算得出：整個外溢區：需注入CO2量為地面體積289萬m3。292-302井區：需注入CO2量為地面體積84.4萬m3。

采用段塞式注入CO2或者氮氣;先注入表面活性劑，后注入液態CO2，然后連續注入低干度蒸汽，5口注汽井在整個實施過程中不參與生產。

4 實施效果

井下壓力明顯上升：通過輔助非凝析氣體，確實對該區域生產效果較措施前提升很大，主要體現在井下壓力明顯上升（如圖1）;溫差變大，動態調控空間增大;最主要體現在油井含水下降，產油量上升。

5 結論和建議

結論：通過對興Ⅰ外圍受效井注入大量蒸汽并輔助非凝析氣體工作，確實可以有效的提高SAGD生產效果，增加蒸汽腔的操作壓力。在SAGD的注入蒸汽中注入非凝析氣體，能夠減少蒸汽注入量，增大熱效率，大幅度提高油氣比。

建議：繼續加大非凝析氣體的注入量，該項目的實施為改善雙水平SAGD開發效果和SAGD二期工程工業化實施提供了良好的指導。

參考文獻：

[1]武毅，張麗萍，李曉漫，等.超稠油SAGD開發蒸汽腔形成及擴展規律研究[J].特種油氣藏，2007，14（6）：40-43.

[2]劉志波，程林松.蒸汽與天然氣驅（SAGP）開采特征--與蒸汽輔助重力泄油（SAGD）對比分析[J].石油勘探與開發，2011，38（1）：79-83.