楊 智，孟祥兵，吳永彬，趙慧龍，羅池輝，甘衫衫

(1.中國石油新疆油田分公司，新疆 克拉瑪依 834000;2.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083)

0 引言

雙水平井SAGD作為一種超稠油高效開發(fā)方式，在加拿大油砂礦、中國風城油田等稠油油藏得到了成功應(yīng)用［1－4］。與海相均質(zhì)的 SAGD項目不同，風城油田屬陸相辮狀河沉積，具有埋藏淺、原油黏度高、儲層非均質(zhì)性強等特點，儲層中存在多期較薄的泥質(zhì)紋層和泥巖互層，SAGD技術(shù)的應(yīng)用規(guī)模面臨更大的挑戰(zhàn)［5－10］。自2008年開展SAGD先導(dǎo)試驗以來，經(jīng)過多年攻關(guān)，風城油田已實現(xiàn)SAGD工業(yè)化應(yīng)用，達到200×104t/a產(chǎn)量規(guī)模，并在長期實踐中逐步形成SAGD開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)。

1 雙水平井SAGD開發(fā)適應(yīng)性評價

SAGD開發(fā)主要受油藏埋深、油層連續(xù)性、儲層物性、原油黏度等因素影響［11－15］。國外 SAGD項目多為海相均質(zhì)油藏，油藏埋深為150～700 m，連續(xù)油層厚度大于15 m，儲層滲透率大于2 000 mD，垂直滲透率和水平滲透率的比值大于0.4(表1)。

風城油田SAGD工業(yè)化應(yīng)用主要開發(fā)Ⅱ類油藏(如 J3q22－1+J3q22－2) 和 Ⅲ 類油藏。其中，II類油藏埋藏相對較淺(170～450 m)、儲層物性相對較好(1 000～2 500 mD)、原油黏度相對較低(50℃脫氣原油黏度小于20 000 mPa·s)，SAGD整體開發(fā)效果較好;Ⅲ類油藏埋深相對較深(350～600 m)、儲層物性相對較差(500～1 200 mD)、原油黏度相對較高(50℃脫氣原油黏度為20 000～50 000 mPa·s)，平面及縱向油層分布特征差異顯著，儲層非均質(zhì)性強，隔夾層廣泛發(fā)育，整體開發(fā)效果稍差。

結(jié)合其他SAGD成功開采經(jīng)驗及風城油田SAGD開發(fā)認識，形成了風城油田雙水平井SAGD油藏篩選標準:①油層連續(xù)厚度大于10 m;②原油黏度大于10 000 mPa·s;③水平滲透率大于500 mD;④垂直滲透率和水平滲透率比值大于0.2;⑤油層中不存在平面延伸長度大于20 m的泥巖夾層或鈣質(zhì)砂巖夾層。

2 SAGD油藏工程優(yōu)化設(shè)計

2.1 SAGD部署優(yōu)化設(shè)計

SAGD水平井部署優(yōu)化設(shè)計主要包括水平段長度、平面井距、生產(chǎn)水平井在油層中的垂向位置、注采井垂向井距等。

2.1.1 水平段長度

SAGD水平段過短，井組產(chǎn)量會較低，導(dǎo)致經(jīng)濟性較差;SAGD水平段越長，產(chǎn)液量越高，舉升需要的泵徑更大，完井需要的篩管尺寸越大，對工程技術(shù)要求越高。因此，SAGD水平段長度設(shè)計需要考慮工程、地質(zhì)方面的技術(shù)可行性及經(jīng)濟性。風城油田Ⅲ類油藏數(shù)值模擬計算結(jié)果顯示:當水平段長度為400 m時，井組產(chǎn)量較低，效益相對較差;當水平段長度大于500 m時，生產(chǎn)效果較好。由于風城油田為陸相辮狀河沉積，夾層普遍發(fā)育，油層橫向連通性在區(qū)域內(nèi)變化較大，水平段過長易造成動用率低和儲量浪費。因此，風城油田SAGD水平段長度通常設(shè)計為500 m。

2.1.2 井距

圖1為風城超稠油油藏不同井距下的SAGD開發(fā)效果。由圖1可知，井距為70 m時采收率、累積油汽比相對較高。因此，考慮鉆井成本、生產(chǎn)參數(shù)等因素，優(yōu)選風城油田SAGD井距為70 m。

圖1 不同井距SAGD開發(fā)效果Fig.1 The development effect at different well spacing

2.1.3 注采雙水平井的位置及距離

(1)生產(chǎn)井位置。根據(jù)Butler重力泄油理論，SAGD生產(chǎn)水平井上部的油層厚度是影響SAGD穩(wěn)產(chǎn)階段產(chǎn)量的主要因素，而SAGD生產(chǎn)結(jié)束后的剩余油主要分布在生產(chǎn)井水平段的下部。因此，雙水平井SAGD中生產(chǎn)水平井應(yīng)部署在油層底部，可最大限度地擴大汽腔波及體積，充分動用儲量?？紤]鉆井技術(shù)及油層物性，生產(chǎn)水平井位于距油藏底部1～2 m處最佳。此外，生產(chǎn)井最佳位置還取決于油藏條件，當儲層下部物性條件較差，如發(fā)育底水或具有較厚的底水過渡帶，還需進一步考慮和優(yōu)化，在資源利用與整體開發(fā)效果之間進行權(quán)衡。

(2)注采水平井垂向井距。注汽井與生產(chǎn)井水平井垂向距離對SAGD啟動階段有較大的影響:垂向距離過大，會導(dǎo)致循環(huán)預(yù)熱時間明顯增加，消耗蒸汽量大;垂向距離過小，不利于SAGD生產(chǎn)階段的汽液界面控制，且不利于鉆井過程中井軌跡控制。因此，需要對注汽井與生產(chǎn)井水平段垂向距離進行優(yōu)化。數(shù)值模擬結(jié)果表明，當注采井垂向井距分別為 3、4、5、6、7、8 m 時，風城油田注汽井與生產(chǎn)井水平段中間區(qū)域平均溫度達到120℃所需要的時間分別為 80、100、120、140、170、210 d(圖 2)。隨著井距增加，循環(huán)預(yù)熱時間呈指數(shù)增加，說明增加注采井垂向井距不利于循環(huán)預(yù)熱和井間熱連通。參考其他油田設(shè)計經(jīng)驗，并考慮風城超稠油油藏儲層非均質(zhì)性較強的特點，確定風城油田SAGD注采井垂向井距為5 m。

圖2 不同注采井距達到120℃所需預(yù)熱時間Fig.2 The preheating time required to reach 120℃with different spacing between injection＆production wells

2.2 工作參數(shù)

2.2.1 循環(huán)預(yù)熱階段

該階段雙水平井注入蒸汽并進行循環(huán)預(yù)熱，加熱水平段周圍儲層，最終達到上下水平井段均勻熱連通的目的。由于風城超稠油油藏非均質(zhì)性較強，過大的注汽速度和操作壓力易導(dǎo)致水平段局部發(fā)生汽竄，井間油層加熱不均;過小的注汽速度和操作壓力會導(dǎo)致預(yù)熱效率降低，預(yù)熱時間大大延長。因此，重點對注汽速度、操作壓力等工作參數(shù)進行了優(yōu)化。

(1)注汽速度優(yōu)化。循環(huán)預(yù)熱過程中，為保證水平段均勻預(yù)熱，要求長油管注入的蒸汽沿環(huán)空返回到腳跟處的短油管時，蒸汽具有一定的干度。實驗表明:注汽速度為50 t/d時，水平段腳跟附近無法有效加熱;注汽速度為60 t/d時，水平段腳跟附近基本能達到有效加熱。考慮到現(xiàn)場注汽壓力、蒸汽干度及注汽量的波動，風城油田SAGD單井循環(huán)預(yù)熱注汽速度設(shè)計為70～80 t/d。

(2)操作壓力優(yōu)化。根據(jù)現(xiàn)場操作壓力、采注比及蒸汽腔發(fā)育特征，將循環(huán)預(yù)熱階段分為均勻等壓循環(huán)和均衡增壓循環(huán)2個階段。均勻等壓循環(huán)階段的注汽井與采油井井底注汽壓力應(yīng)保持一致，操作壓力不超過地層壓力0.5 MPa，注采比控制在1.00。在均衡增壓階段，隨水平段井筒附近高溫區(qū)的不斷擴展，注汽井與采油井間原油具有一定的流動能力，應(yīng)均衡提升注汽井和采油井的井底操作壓力，保持操作壓力低于地層破裂壓力0.5 MPa，采注比控制在0.80～0.85。

2.2.2 生產(chǎn)階段

(1)操作壓力優(yōu)化。操作壓力主要影響SAGD初期及上產(chǎn)期的上產(chǎn)速度與峰值產(chǎn)量。以風城油田Ⅲ類油藏為例，制訂SAGD生產(chǎn)操作壓力調(diào)整策略:SAGD初期操作壓力控制在4.7～5.0 MPa;上產(chǎn)階段操作壓力提升至5.5～6.0 MPa;進入穩(wěn)產(chǎn)階段后，逐漸降低操作壓力至4.5 MPa;生產(chǎn)末期利用蒸汽凝結(jié)水閃蒸帶來的潛熱，進一步降低操作壓力至3.0 MPa。

(2)Sub－cool優(yōu)化。Sub－cool是指生產(chǎn)井井底產(chǎn)液溫度與井底壓力下相應(yīng)的飽和蒸汽溫度的差值。為防止蒸汽突破到生產(chǎn)井，SAGD生產(chǎn)過程中，一般要求Sub－cool穩(wěn)定在一個適當?shù)姆秶鷥?nèi)，控制生產(chǎn)井的采出情況，以利于重力泄油。數(shù)模結(jié)果表明:Sub－cool越大，生產(chǎn)井上方的液面越高，越利于控制蒸汽突破，但不利于蒸汽腔的發(fā)育。從生產(chǎn)井的控制和蒸汽的熱利用效率考慮，風城油田II類油藏SAGD穩(wěn)產(chǎn)階段Sub－cool為10～20℃，Ⅲ類油藏Sub－cool為20～30℃。

(3)采注比優(yōu)化。在SAGD生產(chǎn)過程中，生產(chǎn)井的排液能力對SAGD生產(chǎn)效果影響較大，生產(chǎn)井必須有足夠的排液能力，才能實現(xiàn)真正的重力泄油生產(chǎn)。數(shù)值模擬結(jié)果表明:采注比小于1.20時，蒸汽腔無法有效擴展，注汽井被大量的液體淹沒，熱利用率降低，油汽比大幅降低;當采注比不小于1.20時，蒸汽腔得到較好的擴展(圖3)。風城油田SAGD生產(chǎn)實踐顯示，采注比與生產(chǎn)效果直接相關(guān)，實際生產(chǎn)中應(yīng)合理控制采注比，一般應(yīng)不小于1.20。

圖3 不同采注比下蒸汽腔的發(fā)育狀況Fig.3 The development status of steam chamber at different production－injection ratios

3 風城SAGD配套工藝技術(shù)

3.1 鉆完井技術(shù)

SAGD水平井為高精度軌跡控制井，水平段鉆進過程中要求2口井水平段垂向偏差控制在5.0 m±0.5 m，橫向偏差控制在±1.0 m。風城油田超稠油油藏埋藏淺，地層膠結(jié)疏松，軌跡控制難度大，應(yīng)用磁導(dǎo)向技術(shù)成功實現(xiàn)了SAGD雙水平井水平段井眼軌跡的精細控制，滿足油藏開發(fā)要求。截至目前，風城油田累計完鉆SAGD雙水平井190對，注采井垂向井距為4.84～6.00 m，平均為5.16 m。在完井工藝方面，注汽井、生產(chǎn)井均采用長短連續(xù)油管組合式的平行雙管管柱結(jié)構(gòu)，即一根長油管下入腳趾，一根短油管下入腳跟，高干度的蒸汽從2根油管水平段割縫篩管進入油層。

3.2 監(jiān)測工藝技術(shù)

SAGD開采過程中，監(jiān)測系統(tǒng)是保證開采效果的關(guān)鍵。生產(chǎn)動態(tài)監(jiān)測系統(tǒng)包括:①溫度壓力監(jiān)測。水平井采用連續(xù)油管內(nèi)預(yù)置熱電偶測溫工藝，觀察井采用套管外光纖測溫、套管內(nèi)毛細管測壓工藝，實現(xiàn)全井段測溫測壓，利于控制Sub－cool，防止生產(chǎn)過程中出現(xiàn)汽竄和閃蒸。②飽和度監(jiān)測。通過對碳氧原子比、脈沖中子衰減能譜(PND)及巖心分析，確定剩余油飽和度的變化，判斷夾層對蒸汽腔擴展的影響。③蒸汽腔擴展監(jiān)測。利用分布在SAGD井周圍觀察井內(nèi)的熱電偶或光纖等，可對SAGD溫度場、壓力場實時監(jiān)測，從而提供蒸汽腔的形成過程、縱向上動用程度、平面上蒸汽前緣擴展與熱連通情況。當?shù)叵聨r石由于人為因素或自然因素發(fā)生破壞時，會產(chǎn)生微地震和聲波，通過在地面布設(shè)高精度檢波器陣列，采集SAGD蒸汽腔發(fā)育過程中的微地震信號，經(jīng)過數(shù)據(jù)處理后，采用震動定位原理，可確定破裂發(fā)生的位置，刻畫出SAGD蒸汽腔體的三維空間形態(tài)，分析SAGD水平井段不同位置蒸汽腔發(fā)育狀態(tài)。通過對比不同時間段SAGD蒸汽腔形態(tài)，可直觀了解SAGD開發(fā)過程中蒸汽腔的發(fā)育規(guī)律。④產(chǎn)出液分析。對產(chǎn)出液進行準確計量和分析化驗，判斷高溫條件下水巖反應(yīng)趨勢，預(yù)測儲層的傷害程度。⑤注汽參數(shù)監(jiān)測。利用孔板流量計監(jiān)測流量，取樣分析地面、井下蒸汽干度，確保注入蒸汽的干度和總量符合生產(chǎn)要求。

3.3 地面工程主體技術(shù)

根據(jù)風城油田實際情況，確定采用以過熱鍋爐為主的注汽鍋爐。目前現(xiàn)場使用的有注氣排量為23 t/h燃氣注汽鍋爐和注氣排量為130 t/h循環(huán)流化床注汽鍋爐，出口干度為100%，過熱度為5～30℃，可較好地滿足SAGD生產(chǎn)需要。針對SAGD高溫產(chǎn)出液特點，形成了“汽液分離+換熱降溫+油水分離+浮油回收”的SAGD循環(huán)預(yù)熱采出液處理技術(shù)及“汽液分離+仰角分離器預(yù)脫水+熱化學(xué)脫水”的SAGD生產(chǎn)階段高溫采出液密閉處理技術(shù)。

4 技術(shù)發(fā)展方向

4.1 復(fù)合井網(wǎng)開發(fā)技術(shù)

風城超稠油油藏為陸相辮狀河流相沉積，夾層大量發(fā)育，采用單一開發(fā)方式進行開發(fā)較為困難。為此，在風城油田SAGD開發(fā)過程中，針對注汽井上方夾層阻礙蒸汽腔發(fā)育的油藏，形成了直井輔助SAGD技術(shù)［16］;為提高采油速度和采收率，形成了雙層SAGD立體井網(wǎng)開發(fā)技術(shù)［17］;針對隔夾層發(fā)育及滲透率差異造成井組間動用不均問題，形成了上翹式軌跡及多分支注汽井SAGD技術(shù)［18］?？傮w上，形成了多井型多方式組合的SAGD復(fù)合井網(wǎng)開發(fā)模式。

4.2 儲層擴容改造技術(shù)

風城超稠油油藏儲層非均質(zhì)性強、夾層發(fā)育，特別是注汽井上方的泥巖夾層嚴重制約蒸汽腔發(fā)育。為從根本上解決儲層物性差的矛盾，風城油田開展了儲層擴容改造現(xiàn)場試驗。利用地質(zhì)力學(xué)擴容機理［19］，增大油層孔隙度及滲透率，在SAGD井對之間形成一個相對均勻的垂直擴容區(qū)，快速建立注采井間水力、熱力連通通道，同時，對注汽井上方儲層進行改造。生產(chǎn)效果表明:對比常規(guī)SAGD井組，儲層擴容改造井組循環(huán)預(yù)熱天數(shù)平均減少54 d，循環(huán)預(yù)熱蒸汽用量平均減少6 582 t，轉(zhuǎn)SAGD生產(chǎn)后注汽壓力降低0.5 MPa，日產(chǎn)油增加3.5 t/d。儲層擴容改造技術(shù)具有減少預(yù)熱時間、節(jié)約蒸汽、產(chǎn)出液處理成本低的優(yōu)勢。

4.3 溶劑輔助SAGD技術(shù)

溶劑輔助SAGD技術(shù)(ES－SAGD)的關(guān)鍵點在于溶劑對原油流動性的改善與蒸汽腔的擴展效應(yīng)［20］。室內(nèi)實驗表明，該技術(shù)通過溶劑與蒸汽的聯(lián)合注入，實現(xiàn)溶劑降黏與熱降黏作用相結(jié)合，原油降至相同黏度下所需的蒸汽溫度更低，進而有效降低能源消耗。與SAGD技術(shù)相比，ES－SAGD油汽比高20%以上，開發(fā)效果明顯改善，含水率大幅降低。采出原油與溶劑混合，在相同溫度條件下可大幅度降低原油黏度，為地面集輸提供便利。

5 結(jié)論

(1)風城油田淺層超稠油油藏為陸相辮狀河沉積，具有原油埋藏淺、黏度高、儲層非均質(zhì)性強等特點，綜合考慮油層厚度、儲層物性、原油黏度等指標，制訂了一套適合淺層超稠油油藏的雙水平井SAGD篩選標準。

(2)經(jīng)過多年攻關(guān)與SAGD開發(fā)實踐，形成了SAGD水平井部署優(yōu)化設(shè)計技術(shù)。風城油田淺層超稠油油藏在雙水平井SAGD水平段長度為500 m、平面井距為70 m、注采井垂向井距為5 m條件下最優(yōu)。

(3)形成了一系列淺層超稠油SAGD配套工藝，包括井軌跡精準控制、鉆完井工藝、井下管柱結(jié)構(gòu)、井下測溫測壓等主體技術(shù)，保障風城油田SAGD的商業(yè)化開發(fā)。

(4)形成了復(fù)合井網(wǎng)、儲層擴容改造、溶劑輔助等改善SAGD開發(fā)效果的新技術(shù)系列，解決了風城超稠油辮狀河沉積儲層的非均質(zhì)性以及夾層對SAGD開發(fā)帶來的影響。