外溢區增壓措施提高興Ⅰ組SAGD開發效果

王晶明(遼河油田特種油開發公司，遼寧 盤錦 124010)

1 區域地質概況

曙一區杜84塊興Ⅰ組雙水平SAGD先導試驗井區共部署水平井17口，含油面積0.45平方公里，地質儲量195萬噸；其中杜84-興平264-1～杜84-興平291CH井組為雙水平SAGD先導試驗區，共包括4個井組，含油面積0.15平方公里，地質儲量71萬噸，于2012年轉入SAGD開發。杜84-興平264井組、杜84-興平270井組、杜84-興平281CH井組、杜84-興平291CH井組均由上下2口水平井組成。

2 井組存在的問題

井組目前產量一直未達到方案指標，經分析目前存在以下幾個問題。

2.1 蒸汽外溢嚴重

杜84-興Ⅰ組油層為吞吐后期轉入SAGD開發，地層壓力由原始地層壓力6.42MPa降至1.0～1.5MPa左右，且整體溫場已建立，油層平面連通性好；SAGD井區蒸汽腔壓力在3.0MPa左右，在1.5～2.0MPa的較大壓差作用下，SAGD注入蒸汽大量外溢至鄰近低壓區，導致蒸汽腔擴展速度慢；同時大量冷凝液外溢至鄰近低壓區，SAGD生產井上部難以建立穩定汽液界面，導致SAGD開發效果差。外溢嚴重是制約興Ⅰ組雙水平SAGD開發效果的最主要因素。

2.2 注采井距大，建立熱連通難度大

受蒸汽吞吐開發后壓力不均衡的影響，興Ⅰ組雙水平SAGD井組吞吐預熱和循環預熱效果較差，上下水平井間未建立良好的熱連通，導致SAGD泄油能力弱，生產效果差。國外雙水平SAGD的成功實例證明注采井距為5m時為最佳距離，而我們興Ⅰ組雙水平井組注采井距在5.5～8.5m，平均7.2m，注采井距過大導致熱連通很難建立，泄油通道狹窄，泄油能力低。

2.3 水平段動用不均

興Ⅰ組4對雙水平SAGD井組水平段平均動用程度僅58%，在SAGD開發過程中，發生單點突破，注入蒸汽或流體通過局部連通點竄至水平生產井，導致水平段壓力升高，水平段動用降低，泄油能力下降。

3 技術對策研究

向油藏中注入非凝析氣體輔助SAGD，利用非凝析氣體的分壓作用及不凝結特性，能夠減少充填汽腔的蒸汽用量，提高操作壓力。

3.1 主要機理

針對興Ⅰ組雙水平SAGD井區外溢嚴重的問題，通過在SAGD外溢區域實施水平井注蒸汽輔助非凝析氣體，改善雙水平SAGD開發效果。主要原理是外溢區域水平井連續注入蒸汽提高外溢區域地層壓力，平衡SAGD井組地層壓力，改變冷凝液流向，維持SAGD汽液界面；同時輔助注入非凝結性氣體，由于重力分異作用在汽腔頂部聚集，利用非凝析氣體分壓原理提高地層壓力，節約蒸汽用量。

3.2 注汽井的選擇

(1)注汽井盡量處于構造高部位。一是保證連續注蒸汽后不竄SAGD生產井；二是確保注入非凝結性氣體位于汽腔頂部，外溢量低，更好的起到分壓增能作用。(2)注汽井應位于SAGD周邊虧空大、與SAGD水平生產井連通好區域。目的是保證蒸汽、非凝結性氣體外溢量低，壓力傳導效率高，外溢量小。(3)注汽井在外溢區均勻分布。根據以上篩選原則，優選杜84-興H292、杜84-興H302共2口井為注氣體(CO2)井，優選杜84-興H296為注蒸汽井。

3.3 注入方式

(1)先對興H292、296、302注入蒸汽，其中興H296為高干度蒸汽。(2)對興H292、302連續注入氣態的CO2，設計單井日注35000～45000m3。(3)興H296繼續連續向井內注入高干度蒸汽，內外管同注。

4 實施效果

4.1 井下壓力明顯上升

通過杜84-興平291CH井下的監測可以清晰的看出，在興H292和興H302注入蒸汽后，井下2個點的壓力有了非常明顯的提升，從興H302和興H292開注CO2后，2個點的壓力也一直緩步提升，最高峰超過了4MPa，大大提升了井組的操作壓力。

4.2 溫差變大，提液空間上升

通過杜84-興平291CH井下的監測可以清晰的看出，在興H292和興H302注入蒸汽后的SAB-COOL值從低于10℃升高到15～25℃，完全滿足SAGD的調控需要。

4.3 含水下降，產油量上升

在外溢區實施增壓措施之前，興Ⅰ雙水平SAGD井組的平均日油只有65.5噸，平均含水在82.5%左右。自2016年注氣體以來，興Ⅰ雙水平SAGD井組平均日油為79.4噸，增加了15噸，平均含水為82%，下降了0.5%，近期含水一直有下降的趨勢，平均含水為78%左右，效果十分顯著。

5 結論

(1)經分析認為，興H292、302與SAGD蒸汽腔連通較好，興H296與蒸汽腔連通較差，建議停注。(2)現場應用證明，外溢區增壓措施在杜84塊興Ⅰ組油層是成功的，確實有效提高了井組的生產效果。(3)下步應繼續堅持氣體輔助增壓措施，同時建議加大井組內蒸汽注入量，促進蒸汽腔擴展。