皮建，朱磊，武靜，楊仁鋒，唐莎莎，王興龍 （中海油研究總院，北京100028）

油砂是指油、水、砂的混合物。油砂油在地下呈固體狀態(tài)，不能流動，在原始油藏條件下其黏度大于1.0×104mPa·s，相對密度大于1.0［1～3］。

隨著能源需求的不斷增加，油砂作為非常規(guī)油氣資源的主要構(gòu)成部分，近年來在全球烴類能源供應(yīng)中所占的比例不斷增大，在世界能源供給中起著舉足輕重的作用，是未來油氣資源的主要接替資源之一。油砂開發(fā)技術(shù)包括兩大類：露天開采和鉆井開采。隨著可供露天開采的油砂儲量不斷減少，以及環(huán)境保護要求的提高，鉆井開采動用的油砂儲量將會越來越多，鉆井開采中的蒸汽輔助重力泄油技術(shù)（SAGD）發(fā)展應(yīng)用快，產(chǎn)量增長迅速，前景廣闊。

由于油砂密度大于水的密度，水層與油砂層之間不存在統(tǒng)一的油水界面，非均質(zhì)性較強的油砂區(qū)塊中水層與油砂層的分布較為復雜。位于油砂層之上的水層稱為頂水，位于油砂層中間的水層稱為層內(nèi)水層，位于油砂層之下的水層稱為底水。在油砂SAGD開發(fā)中，層內(nèi)水層、頂水、底水的存在對油砂的開發(fā)效果必然產(chǎn)生一定的影響。從生產(chǎn)實踐出發(fā)，研究上述水層如何影響油砂SAGD開發(fā)效果，以及相應(yīng)的應(yīng)對策略和措施。

1 常規(guī)油砂SAGD開發(fā)生產(chǎn)特征

加拿大阿爾伯達能源局從20世紀80年代開始總共開展了3期地下先導性試驗，Ⅰ期（1987～1990年），鉆3個水平段長各為60m的水平井對，井距25m，證實了SAGD的技術(shù)可行性；Ⅱ期（1990～2006年），鉆3個水平段長各為500m的水平井對，井距70m，證實了SAGD的商業(yè)可行性；Ⅲ期從地面鉆井，水平段長650m，主要驗證鉆完井技術(shù)上的可行性。

Ⅱ期試驗選擇在常規(guī)油砂區(qū)塊中開展，該區(qū)塊儲層厚度20m，地層非均質(zhì)性較弱。從Ⅱ期的生產(chǎn)動態(tài)變化（圖1）可以看出，SAGD投產(chǎn)1.5年后產(chǎn)量達到高峰，穩(wěn)產(chǎn)約3年，單井對日產(chǎn)瀝青100m3，日注汽250m3，汽油比2.5；每米水平井段瀝青產(chǎn)量1.25bbl／d（1bbl＝159L），預熱時每米水平井段注汽0.1m3／d，SAGD生產(chǎn)時每米水平井段注汽0.5m3／d。Ⅱ期油砂SAGD開發(fā)表現(xiàn)出明顯的上產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)、遞減3個階段，與經(jīng)典的SAGD開發(fā)理論相符，即從預熱結(jié)束至達到高峰產(chǎn)量為上產(chǎn)階段，蒸汽腔達到油層頂后為穩(wěn)產(chǎn)階段，兩個相鄰井對的蒸汽腔連通后為遞減階段。

圖1 阿爾伯達油砂局地下先導性試驗Ⅱ期生產(chǎn)動態(tài)變化圖

2 含層內(nèi)水層油砂SAGD開發(fā)生產(chǎn)特征

層內(nèi)水層是指位于油砂層中間的水層。L油砂區(qū)塊中01Pair01水平井對的跟部、中部和端部部署了3口垂直觀察井，從3口觀察井的測井曲線（圖2）和三類儲層厚度統(tǒng)計表（表1）中可以看出，01Pair01井對的注汽井（圖2中實心圓點表示水平注汽井的深度）之上發(fā)育有明顯的層內(nèi)水層。

通過01Pair01的觀察井溫度對比，OB1A觀察井上200℃溫度線已經(jīng)高于層內(nèi)水層頂，即在蒸汽腔上升高度已經(jīng)高于層內(nèi)水層深度；但是OB1B觀察井和OB1C觀察井上200℃溫度線均低于層內(nèi)水層頂，其原因是井對在OB1B觀察井處泥巖發(fā)育，在OB1C觀察井處礫巖發(fā)育，影響了蒸汽腔向上擴展。

表1 01Pair01井對的觀察井上各類儲層厚度

圖2 01Pair01井對的觀察井測井曲線

式中：Vs為累計注汽量，m3；Vw為累計產(chǎn)水量，m3。

當累計水損失η小于零時，即累計產(chǎn)水量大于累計注汽量，表明地層中原始狀態(tài)下存在的水被采出，即地層中的水層開始影響生產(chǎn)。圖3中顯示01Pair01井對在2008年3月至2011年8月期間，產(chǎn)水量明顯大于注汽量，2011年9月之后產(chǎn)水量減少（但仍大于注汽量）。

為了表征層內(nèi)水層對生產(chǎn)的影響，引入累計水損失η。

圖3 01Pair01井對生產(chǎn)動態(tài)變化

統(tǒng)計了11個井對中層內(nèi)水層對生產(chǎn)的影響時間，由于層內(nèi)水層規(guī)模不同，影響時間從10～27個月不等（表2）。

含層內(nèi)水層油砂SAGD開發(fā)中，當蒸汽腔擴展到水層后，由于水的比熱大約是瀝青比熱的2倍，層內(nèi)水層將吸收大量熱量，導致產(chǎn)水量顯著增加，在排液能力不變時瀝青產(chǎn)量將減少。為了應(yīng)對層內(nèi)水層對生產(chǎn)的不利影響，可以采用ESP（電潛泵）舉升方式，并加大泵排量，將水層的影響時間盡量縮短。

表2 L油砂區(qū)塊中層內(nèi)水層體積與影響時間

3 含頂水層油砂SAGD開發(fā)生產(chǎn)特征

頂水層是指位于油層之上的水層。圖4上顯示了S油砂區(qū)塊中B井對布署位置，觀察井OBS22上油層為50m，頂水層為12m。從B井對的生產(chǎn)動態(tài)曲線（圖5）上看，蒸汽腔擴展到水層時，產(chǎn)水量大于注汽量，瀝青產(chǎn)量下降。但是對待頂水層與層內(nèi)水層的開發(fā)策略不同，當蒸汽腔擴展到水層后需要逐步降低蒸汽腔操作壓力，蒸汽腔與頂水層之間保持一定壓差，減少熱損失。

圖4 S油砂區(qū)塊中B井對處頂水發(fā)育狀況

4 含底水層油砂SAGD開發(fā)生產(chǎn)特征

底水層指位于油層之下的水層。Le油砂區(qū)塊中，油砂平均有效厚度22.5m，鉆井區(qū)域底水厚度2.1～13.5m，平均7.8m。從項目的生產(chǎn)動態(tài)曲線上看（圖6），注汽量與產(chǎn)水量相當，瀝青產(chǎn)量基本穩(wěn)定，底水對生產(chǎn)影響較小。這得益于該項目有效的井位部署和操作壓力維持，表3顯示了包括Le項目在內(nèi)的各項目的井位部署和操作壓力，從表中可知，采油井布置在鉆遇最高油水界面以上一定距離（3～5m），操作壓力均略高于底水壓力。

圖5 S油砂區(qū)塊中B井對生產(chǎn)動態(tài)曲線

圖6 Le油砂區(qū)塊中生產(chǎn)動態(tài)曲線

表3 帶底水的油砂項目中井位部署及操作壓力

5 結(jié)論

1）非均質(zhì)性較弱的常規(guī)油砂SAGD開發(fā)過程中，生產(chǎn)效果較好，生產(chǎn)動態(tài)特征與經(jīng)典SAGD理論預測的特征基本一致。

2）含層內(nèi)水層的油砂SAGD開發(fā)過程中，當蒸汽腔擴展到層內(nèi)水層時，產(chǎn)水量顯著增加，在排液能力不變時瀝青產(chǎn)量將減少，層內(nèi)水層對生產(chǎn)的影響時間取決于水層的規(guī)模；增大排液能力可以縮短層內(nèi)水層的影響時間。

3）當蒸汽腔擴展到頂水層時，生產(chǎn)特征與含層內(nèi)水層的油砂SAGD生產(chǎn)特征相似，但是要求降低操作壓力，以減輕頂水對生產(chǎn)的影響。

4）當井位部署合理和操作壓力控制適當時，底水對油砂SAGD開發(fā)影響較小。

［1］賈承造 .油砂資源狀況與儲量評估方法 ［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2007.

［2］Ardine D.Fuel of the future：Cretaceous oil sand of western Canada［M］.Calgary：Canadian Society of Petroleum Geologists，1974 .

［3］Kramers J W，Mossop G D.Geology and development of the Athabasca oil sand deposit［J］.Canadian Mining and Metallurgical Bulletin，1976，69（6）：92～99.

［4］朱作京，李發(fā)榮 .加拿大油砂開采技術(shù)初探 ［J］.國外油田工程，2007，23（1）：21～23.