李 帥，劉廣峰，鄧 嵩，姜夏雪，崔國峰

（中國石油大學(xué)石油工程教育部重點實驗室，北京102249）

稠油是世界石油資源的重要組成部分，據(jù)統(tǒng)計，全球潛在的稠油儲量是常規(guī)原油儲量的6倍，因此其勘探開發(fā)越來越受到重視［1］。我國稠油資源分布廣泛，儲量豐富，已探明地質(zhì)儲量15.3×108t，產(chǎn)量在1100×104t以上，約占原油總產(chǎn)量的9%，成為我國原油生產(chǎn)的重要組成部分［2］。

稠油的開發(fā)具有很大的潛力，但由于稠油油藏的特點，常規(guī)開采技術(shù)很難采出，需要熱力采油、化學(xué)方法等［3］。筆者在吉木薩爾地區(qū)油藏地質(zhì)模型的基礎(chǔ)上進行數(shù)值模擬研究，優(yōu)化出了直井＋水平井蒸汽吞吐轉(zhuǎn)SAGD開發(fā)的開發(fā)方式，對該地區(qū)稠油油藏的開發(fā)具有一定的指導(dǎo)意義。

1 油藏地質(zhì)概況

吉木薩爾區(qū)塊地表為草原戈壁，地面海拔70～270 m；地下水埋藏較深，淺層無地下水分布。俯瞰呈三角形，兩邊為斷層邊界，一邊存在邊水，儲層向東南方向下傾，傾角5.8°，層內(nèi)存在夾層。

根據(jù)探井的分層資料和油藏連井剖面，將地層縱向上分3個小層，自上而下分別為P1小層、G1小層、P2小層，其中G1小層為一個全區(qū)發(fā)育的泥質(zhì)隔層。該儲層平均孔隙度21.23%，平均滲透率1 064.23×10－3μm2，平均含油飽和度60.63%，原油粘度超過2 000 mPa·s，是一個典型的構(gòu)造型深層普通稠油油藏。

2 不同開發(fā)方式探討

稠油油藏開發(fā)的復(fù)雜性主要體現(xiàn)在如何充分利用熱能，稠油熱采的主要方法有蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)、熱水驅(qū)、火燒油層等［4］。在綜合測井資料的基礎(chǔ)上，建立該區(qū)塊三維地質(zhì)模型，在此基礎(chǔ)上，針對全直井井網(wǎng)蒸汽吞吐轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)、全水平井井網(wǎng)蒸汽吞吐轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)，以及直井＋水平井井網(wǎng)蒸汽吞吐轉(zhuǎn)SAGD生產(chǎn)三套方案開展數(shù)值模擬研究，對具體的開發(fā)方案作合理的生產(chǎn)動態(tài)預(yù)測。

2.1 全直井井網(wǎng)蒸汽吞吐轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)

2.1.1 蒸汽吞吐

對單井蒸汽吞吐進行優(yōu)化，以日產(chǎn)油、累產(chǎn)油、汽油比、含水率為指標，優(yōu)化得出以下最優(yōu)工作制度：井底蒸汽干度0.6～0.7，燜井時間7～8天，注汽速度100～150 m3／d，周期生產(chǎn)時間180 d。在此工作制度下，蒸汽吞吐4～5周期后，井間形成較好的連通性，適宜轉(zhuǎn)入蒸汽驅(qū)階段，此時蒸汽吞吐采收率為19.05%。

2.1.2 蒸汽驅(qū)

蒸汽吞吐加熱油藏體積有限，波及系數(shù)不高，井間存在大片未動用剩余油，縱向上也存在未動用或動用程度很低的油層段，其采收率不會高于30%［5］，因此蒸汽吞吐后需要轉(zhuǎn)入蒸汽驅(qū)階段生產(chǎn)。

（1）射孔密度優(yōu)化。由于區(qū)塊存在G1泥質(zhì)隔夾層，隔夾層上下儲層物性差異明顯。此時，如果低滲儲層和高滲儲層完井時射孔密度相同，容易導(dǎo)致蒸汽沿高滲層突破至采油井，因此需要對射孔密度進行優(yōu)化。從數(shù)值模擬的結(jié)果上看，當?shù)蜐B儲層射孔密度為高滲儲層1.5倍時，蒸汽驅(qū)過程中驅(qū)替帶上下分布均勻，開發(fā)效果較好。

（2）井網(wǎng)優(yōu)化。采用正方形井網(wǎng)，便于后期布置加密井，符合油田滾動開發(fā)的需求。在該井網(wǎng)形式下，數(shù)值模擬對蒸汽驅(qū)主要生產(chǎn)參數(shù)進行優(yōu)化，得到以下參數(shù)：最佳注汽強度1.6～1.8 t／（d·m），最佳注采比為1.2，最佳蒸汽干度0.6，最佳注汽溫度為275℃。在此最優(yōu)生產(chǎn)制度下，蒸汽驅(qū)20年采收率為34.63%。

2.2 全水平井井網(wǎng)蒸汽吞吐轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)

水平井的加熱范圍比直井大，能更充分利用熱能［6］，以較小的井數(shù)投入，最大限度地控制含油面積，獲得可觀的經(jīng)濟效益。

2.2.1 蒸汽吞吐

數(shù)值模擬顯示，水平井位于油層上部1／3時，只有上部油層得到動用；位于油層中部1／3處時，蒸汽波及范圍進一步擴大，動用比較充分；位于油層下部1／3時，蒸汽超覆至油層上部后，不斷向下剝蝕，使油層在縱向上整體基本得到動用。所以選擇水平井位于油層段下部1／3處。

綜合油汽比、采收率和凈采油量等生產(chǎn)指標，優(yōu)化得到以下參數(shù)：水平井長度455 m，注汽干度0.6，燜井時間7～8 d，注入速度240 m3／d，注汽強度160～200 t／m。

在該生產(chǎn)制度下，蒸汽吞吐第2周期到第4周期加熱半徑不斷擴大；第5周期，井間已經(jīng)建立起熱連通；第6周期，加熱區(qū)域擴大較為緩慢，主要起到重復(fù)加熱的作用，推薦蒸汽吞吐6周期以后轉(zhuǎn)驅(qū)，此時采收率可達26.51%。

2.2.2 蒸汽驅(qū)

最優(yōu)工作制度：注采比為1.2，注汽速度為150～200 m3／d，注汽干度為0.4～0.5，注汽溫度為240～280℃。在此工作制度下，蒸汽驅(qū)20年采收率為42.75%。

2.3 直井＋水平井井網(wǎng)蒸汽吞吐轉(zhuǎn)SAGD

直井＋水平井組合布井方式采用直井注汽，水平井生產(chǎn)，其優(yōu)點為一是能充分利用現(xiàn)有油田生產(chǎn)井；二是直井吞吐使得直井間初步形成了熱連通，為SAGD生產(chǎn)降低了預(yù)熱時間；三是直井注汽受油層剖面及夾隔層的影響小，能夠靈活的調(diào)整射孔位置，促進蒸汽腔發(fā)育［7］。

2.3.1 啟動方式優(yōu)化

SAGD開采分為兩個階段：啟動階段和生產(chǎn)階段。啟動階段目的是在井間實現(xiàn)熱連通，為轉(zhuǎn)入SAGD生產(chǎn)創(chuàng)造條件。目前SAGD主要有蒸汽吞吐預(yù)熱啟動和注蒸汽循環(huán)預(yù)熱啟動兩種方法，在考慮配套管柱的基礎(chǔ)上，采用蒸汽吞吐預(yù)熱啟動的方法［8］。數(shù)值模擬顯示，直井、水平井同時吞吐三個周期，可以使井間形成較好的熱連通，為SAGD生產(chǎn)降低預(yù)熱時間。

2.3.2 布井方式優(yōu)化

直井＋水平井組合SAGD是在油層底部鉆一口水平井，在其上方或斜上方鉆一口或幾口直井［9］。直井注蒸汽，注入的蒸汽向上及側(cè)面形成蒸汽腔，蒸汽在蒸汽腔周邊冷凝，形成蒸汽與油層的熱交換，被加熱的原油及冷凝水在重力作用下流到生產(chǎn)井［10］。其布井方式主要有兩種：一是直井位于水平井的斜上方，另一種是直井位于水平井的正上方。

由兩種方案形成的蒸汽腔表明，當直井位于水平井斜上方時，形成的蒸汽腔較發(fā)育，累積產(chǎn)油量及采出程度明顯高于后者。

數(shù)值模擬優(yōu)化出直井與水平井的橫向距離35 m，直井井底射孔位置距離水平井距離（垂向距離）為6～7 m，水平段長度為500～600 m，蒸汽干度為0.6，注汽速度為150～200 t／d。此工作制度下，生產(chǎn)效果最優(yōu)，油井由蒸汽吞吐，經(jīng)過一段短暫的蒸汽驅(qū)階段，進入SAGD穩(wěn)定生產(chǎn)階段（圖1），其總采收率達到50.31%。

圖1 直井＋水平井井網(wǎng)生產(chǎn)曲線

2.4 開發(fā)方式對比

對以上三種開發(fā)方式進行綜合對比（表1）表明，直井＋水平井井網(wǎng)開發(fā)效果明顯優(yōu)于全直井井網(wǎng)和全水平井井網(wǎng)，為最優(yōu)開發(fā)方式。

3 結(jié)論

（1）稠油油藏開發(fā)難度大，應(yīng)充分利用熱能，全面考慮蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)、熱水驅(qū)、火燒油層等多種開發(fā)方式。

表1 三種開發(fā)方式綜合對比

（2）通過數(shù)值模擬對吉木薩爾區(qū)稠油油藏井網(wǎng)的三套開發(fā)方式分析對比表明，采用直井＋水平井井網(wǎng)蒸汽吞吐后轉(zhuǎn)入SAGD生產(chǎn)的開發(fā)方式，開發(fā)效果最優(yōu)。

（3）采用直井＋水平井井網(wǎng)開發(fā)，直井注汽受油層剖面及夾隔層影響小，可靈活的調(diào)整射孔位置。直井蒸汽吞吐初步形成的熱連通，有利于后期SAGD開發(fā)。

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