王博

（遼河油田勘探開發(fā)研究院，遼寧 盤錦 124010）

1 地質概況

本研究區(qū)的館陶組油層，是一種厚層塊狀的超稠油藏，其最明顯的特點為油層頂底被水層所包裹。本區(qū)的油藏埋深不到一千米，立體空間上，油層主要呈“饅頭狀”分布，油層的中部厚度相似，向邊部逐漸變薄。本區(qū)的油層，與上伏水層及下覆水層之間，不發(fā)育泥巖隔層。立體空間上，油層主要呈饅頭狀分布。中部區(qū)域的油層厚度基本相同，向邊緣部分逐漸變薄。本區(qū)的油層，與上伏和下覆水層之間并沒有純泥巖的隔層。本區(qū)屬于高孔高滲儲層，儲層物性比較好。

2 開發(fā)歷程及現狀

區(qū)塊于2009 年開始，編制了SAGD 工業(yè)性試驗的開發(fā)方案。本方案主要采取兩種方式設計SAGS 井組——分別為水平井-水平井組合和水平井-直井組合兩種。其中，在館陶油層主要部署實施了20 多個SAGD 井組。其中，既有水平-與直井的組合井組，也有水平井-水平井的組合井組。按照實施進度安排，這些井組被分為多個批次進行實施。

經調整，目前本區(qū)的館陶油層已轉入SAGD 開發(fā)的已經達到20 多個井組，其中既有水平井-水平井組合井組，也有水平井-直井組合井組。其中，先導試驗區(qū)最先于2005 年開始轉為SAGD 開發(fā)。轉換開發(fā)方式后，本區(qū)塊的平均日產油量有了顯著的提升。

3 開發(fā)效果評價

3.1 生產動態(tài)分析

本研究區(qū)目前的開發(fā)效果較好，大部分井組已進入穩(wěn)定的泄油階段。本次分析主要的依據是本研究區(qū)的室內物理模型模擬結果。同時，也利用注采參數進行了生產動態(tài)分析。本區(qū)塊直平組合SAGD 的開發(fā)，共劃分為三個階段，第一階段是蒸汽驅替階段，第二階段是蒸汽驅替與重力泄油復合階段最后一個階段是重力泄油階段。并且分別建立了判別三個階段的標準。

依據建立的劃分標準，對本研究區(qū)館陶油層已轉驅的井組進行了開發(fā)階段劃分。目前，本區(qū)塊的大部分井組已經進入到重力泄油的階段，而其余幾個井組仍處于驅泄復合的生產階段。

為了避免由于SAGD 井組水平生產井，其水平段長度的不同對產油量的影響，用每百米日產油量的情況來衡量井組的生產狀況（圖1）。根據這種劃分標準，將已轉驅的井組共劃分為三類。一類井組的生產效果最好，每百米日產油量大于25 噸，共有20 多個井組。其次是二類井組，每百米日產油量在15 噸到25 噸之間，共有不到10 個井組。三類井組的生產效果最差，每百米的日產油量小于15 噸，共有不到5 個井組。

圖1 某井SAGD 階段生產曲線

從平面上看，一類、二類井組主要分布于館陶油層的中部。而三類井組，則主要分布在區(qū)塊東部以及二期剛轉入SAGD 的井組。

由其生產特點可知，一類、二類井組的產量的變化趨勢都是先上升，其后逐漸趨于平穩(wěn)。這說明了，該類井組已經到了穩(wěn)定的泄油生產階段。（圖1）

3.2 蒸汽腔發(fā)育情況

本研究區(qū)的館陶油層，在注采熱連通階段，由于已經經歷了比較長時間的蒸汽吞吐開發(fā)，在垂向的生產井井組之間已經形成了較好的熱運移通道。但由于各個井組轉換開發(fā)方式的時間所有區(qū)別，以及轉入SAGD 開發(fā)時各區(qū)塊采出程度的差異，導致了油層水平段的動用程度有所區(qū)別。一般情況下，注采井間的地質條件良好，且地層之間的連通性較好的區(qū)域，有利于蒸汽腔的形成。

在垂直注汽井和水平生產井之間形成熱水帶、汽液混相帶及蒸汽帶，油層中的原油和熱水向著生產井流動采出，熱水帶牽引著蒸汽向生產井擴展。在SAGD 的開發(fā)初期，蒸汽腔只形成于注汽井附近，且范圍較小。并且蒸汽在縱向上的擴展程度比較好。因此，在數值模擬場圖上，用“點”的形式來表現蒸汽腔。因為此時蒸汽腔的體較小，導致泄油的面積小、能力有限。本階段，主要還是以蒸汽驅油為主（圖2、圖3）。

圖2 SAGD 初期汽腔剖面溫度場圖

圖3 SAGD 初期汽腔平面溫度場圖

一開始，蒸汽在橫向上的擴展速度比較快，但隨著注入時間的增加，蒸汽腔的橫向擴展速度逐漸減小，而其在縱向上的擴展速度卻逐漸增大。在平面上看，油層汽腔已經形成“線”的狀態(tài)進行連接。隨著蒸汽腔的擴展，汽腔的泄油面積加大，泄油能力增強，此時驅替原油主要以蒸汽輔助重力泄油為主。

隨著蒸汽腔的擴展，汽腔的泄油面積逐漸增大，泄油的能力也隨之增強。此時驅替原油主要以蒸汽輔助重力泄油為主。

3.3 蒸汽腔發(fā)育規(guī)律

本研究區(qū)的蒸汽腔在縱向上發(fā)育不均衡，館陶油層較厚，平均厚度在70m 左右。吞吐開采結束時，在注采井間的油層被加熱，可形成較好的熱連通。數值模擬結果顯示，在吞吐開采結束時，注采井間的油層溫度可達85°C 以上，且沿水平井方向的溫度較高，局部位置已加熱達100°C 以上。因此，在SAGD的實施初期，蒸汽腔在注汽井周圍形成后，沿原加熱溫度的高部位快速上升。

由于館陶油層先導試驗區(qū)與一期工程轉驅時間的間隔較大，在轉驅較早的試驗區(qū)附近，縱向上汽腔上升高度要大于周邊一期井組。一期工程里早轉驅井組汽腔發(fā)育狀況也比晚轉驅井組的開發(fā)情況更好。試驗區(qū)井組汽腔的連通性也比周邊井組的汽腔連通性更好。在空間上，試驗區(qū)的幾個個井組已形成一個大汽腔，從觀察井資料顯示汽腔距離頂水最近處在某井附近，距離為30m。根據井組間溫度剖面圖可看出，在垂直于水平井的方向，汽蒸腔已基本連通。

在平面上，依據館陶大量觀察井點實測井溫數據，繪制了SAGD 蒸汽腔高度等值圖，表明平面汽腔大部分已連片發(fā)育。主要呈現了西高東低、北高南低的特點，其中先導試驗區(qū)汽腔高度平均在60m 左右。

保護動作時，需要將發(fā)生故障的發(fā)電機從電力系統(tǒng)中切除，盡量縮小停電范圍，從而使得無故障部分能夠安全、穩(wěn)定地運行。

3.4 蒸汽腔發(fā)育存在的問題

3.4.1 西北部出現蒸汽外溢現象，邊水侵入風險增大

從汽腔發(fā)育歷程來看，在SAGD 開發(fā)初期，汽腔早橫向上的擴展不明顯。從2013 年到2015 年，館陶油層SAGD 的蒸汽腔主要在縱向上比較發(fā)育。但在汽腔形成大面積連通后，其在縱向上的上升速度逐漸減緩。2015 年之后，邊部的幾個井組逐漸投入SAGD 開發(fā)，進一步牽引汽腔在橫向上進行擴展，擴展范圍逐漸增大。區(qū)塊西北部的某個井組，在經過多輪次預熱后，其邊部出現了蒸汽外溢的情況。經過多次的封堵治理，在短期內取得了一定的效果。

3.4.2 不同區(qū)域汽腔溫度和壓力差異較大

館陶油層SAGD 經過15 年開發(fā)，井組間的連通性較好，但其溫度和壓力仍存在區(qū)域差異。西部區(qū)域測溫最高值高于東部地區(qū)，而北部區(qū)域則高于南部區(qū)域。西部地區(qū)汽腔溫的度最高值與東部區(qū)域溫度最高值相差30℃左右。通過溫度和壓力的關系進行折算，西部地區(qū)汽腔壓力已經接近外部水體壓力，為4.5-5.5MPa，而東部地區(qū)汽腔的壓力稍低，為3-5MPa。急需開展操控壓力優(yōu)化研究，從而使蒸汽腔能夠均衡擴展。

3.5 蒸汽腔調控研究

開展蒸汽腔外溢的調控研究，主要是為了實現蒸汽腔能夠均衡的擴展，從而保證SAGD 產量持續(xù)穩(wěn)定。此次調控研究主要包括以下幾方面：蒸汽外溢的主要控制因素分析、抑制蒸汽外溢對的策研究和操作參數界限的優(yōu)化研究。

蒸汽外溢的地質因素研究。通過對高溫井某的巖性和物性進行分析，結合測溫曲線，對應追蹤高滲透層以及低滲透層，對全區(qū)開張高滲透層平面分布描述。在研究過程中發(fā)現，該測溫井的高溫段與砂巖高滲透層對應性較好。綜合各種因素進行分析，蒸汽外溢的主控地質因素主要可總結為以下兩點：一是主體區(qū)蒸汽腔與一套或幾套高滲砂巖層連通，且蒸汽腔的內部具有一定的壓力，可促使蒸汽沿高滲透層進行突進；二是高滲透層的上部分布有一套相對穩(wěn)定的低滲礫巖層，起遮擋作用遮擋，二者缺一不可。

蒸汽外溢的開發(fā)因素研究。本區(qū)塊的先導試驗區(qū)，經過了十多年的年開發(fā)，通過對測溫井的測溫數據進行分析得知，區(qū)塊測溫點的飽和溫度逐年升高。測溫點溫度最高值260℃，折算成內部汽腔壓力為5.6MPa，已接比較近邊水壓力。在高溫高壓的條件下，向井中注入的蒸汽更容易向邊部的動用區(qū)域進行運移。

區(qū)塊邊部的水平井井組，初期投產預熱進行注汽，加劇了注采不均衡的情況。邊部某水平井-水平井組，于2015 年投入開發(fā)，由于水平段長度較長，難以進行比較均衡的預熱。預熱的調控時間比較長，預熱階段的注汽量遠大于排液量，采注比嚴重失衡。

4 結論

4.1 杜84 塊的館陶油層，由于各井組轉入SAGD 開發(fā)的時間和轉驅時的采出程度的不同，導致了油層水平段動用程度有所區(qū)別。注采井間地質條件好、連通性較好的區(qū)域有利于蒸汽腔的形成。

4.2 在注采熱連通階段，本研究區(qū)的館陶油層，由于經歷了較長時間的蒸汽吞吐開發(fā)，在垂向的生產井間已經形成了比較好的熱連通通道。

4.3 本研究區(qū)蒸汽腔的發(fā)育主要由以下問題：西北部出現蒸汽外溢現象，邊水侵入風險增大；不同區(qū)域汽腔溫度和壓力差異較大。