關(guān)鍵詞/主題詞：超稠油；水平井；節(jié)能減排；超稠油蒸汽輔助重力泄油；間歇注汽；蒸汽腔

0引言

稠油作為一種重要的石油資源，在全球有著廣泛的分布，主要分布在南美、中東、北美、俄羅斯和中國(guó)，大約占全球石油總資源量的70%。中國(guó)擁有豐富的稠油資源，陸上主要分布在遼河、新疆、勝利等油區(qū)，海上主要分布在渤海地區(qū)，總探明儲(chǔ)量達(dá)到82×108t；此外，還擁有約130×108t的海外權(quán)益儲(chǔ)量［1］。由于稠油黏度高、流動(dòng)性差甚至在原始地層條件下呈固態(tài)，常規(guī)方式難以開采［2］，一般采用蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)、蒸汽輔助重力泄油（SteamAssistedGravityDrainage，簡(jiǎn)稱SAGD）等熱采方式開發(fā)［3］，利用蒸汽介質(zhì)將熱能攜至地下，通過高溫降黏使原油具有流動(dòng)性并采出，但注入的熱能并非全部用于加熱原油，相當(dāng)一部分用于加熱巖石和地層水，熱能有效利用率較低。目前蒸汽發(fā)生一般采用燃?xì)饣蛉济哄仩t，因此稠油開發(fā)具有高能耗、高碳排的特點(diǎn)，在低碳時(shí)代這一矛盾尤為突出，亟需綠色低碳技術(shù)轉(zhuǎn)型［4］，支撐稠油高質(zhì)量可持續(xù)發(fā)展。

近年來(lái)，太陽(yáng)能、風(fēng)能、地?zé)崮艿刃履茉措娏υ鲩L(zhǎng)較快，尤其是風(fēng)電和光伏，產(chǎn)業(yè)發(fā)展勢(shì)頭強(qiáng)勁［5］。相較于傳統(tǒng)化石燃料（煤、石油和天然氣）發(fā)電，新能源的二氧化碳排放量較低甚至凈零排放，其產(chǎn)品為綠電，具有環(huán)境友好、可持續(xù)、易普及的特點(diǎn)，是當(dāng)下稠油生產(chǎn)普遍代替燃煤、燃?xì)忮仩t制蒸汽的理想路徑。但由于綠電往往受外界天氣影響較大，具有間歇式輸出和變流量特點(diǎn)［6］，加之配套儲(chǔ)熱系統(tǒng)的技術(shù)性能不完善和成本較高等問題［7］，使得綠電難以大量接入電力系統(tǒng)，最終因無(wú)法妥善利用而浪費(fèi)寶貴資源。如果將這部分電能用于稠油注蒸汽熱采開發(fā)，則可能產(chǎn)生巨大收益，降低稠油開發(fā)在低碳時(shí)代面臨的高能耗和碳排放壓力。阿曼石油開發(fā)公司（PetroleumDevelopmentOman）與美國(guó)太陽(yáng)能公司（GlassPointSolar）開展合作，率先在稠油熱采清潔蒸汽替代方面做了一次成功嘗試，在阿曼南部的Amal油田實(shí)施了Miraah項(xiàng)目，該項(xiàng)目是全球最大規(guī)模的太陽(yáng)能提高采收率項(xiàng)目之一［8］。通過替代天然氣產(chǎn)蒸汽，在滿足生產(chǎn)需要的同時(shí)，每年可減少超過30×104t的二氧化碳排放［9］。該類技術(shù)雖取得試驗(yàn)成功，但要實(shí)現(xiàn)成本和技術(shù)需求的平衡并規(guī)模推廣，仍需持續(xù)探索。

SAGD是一種典型的能量集約型技術(shù)，也是唯一的超稠油商業(yè)化開采技術(shù)，已在國(guó)內(nèi)外廣泛應(yīng)用，并在開發(fā)方案設(shè)計(jì)［10］、SAGD快速啟動(dòng)［11］和生產(chǎn)操作［12］等方面持續(xù)創(chuàng)新，國(guó)外主要以加拿大油砂開采為主，目前共有22個(gè)商業(yè)運(yùn)行項(xiàng)目，超過300個(gè)平臺(tái)，2700對(duì)井［13］。國(guó)內(nèi)主要在新疆油田和遼河油田應(yīng)用，年產(chǎn)量已達(dá)240×104t，但其開發(fā)過程需要消耗大量蒸汽和產(chǎn)生大量二氧化碳，因此節(jié)能減排潛力較大。以加拿大阿薩巴斯卡油砂SAGD開采為例，根據(jù)IanD.Gates等學(xué)者的測(cè)算，從地層溫度10℃加熱到操作條件下200℃（相當(dāng)于操作壓力1.55MPa）就需要消耗熱能1.75GJ/m3；在操作壓力2.1MPa條件下，汽腔邊緣蒸汽干度為0.6時(shí)，每產(chǎn)出1t原油，通過理論計(jì)算最低排放二氧化碳量達(dá)到0.19t［14］。相較于蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)熱采方式，SAGD需要長(zhǎng)期連續(xù)高溫高壓蒸汽注入，隨著原油采出，地下會(huì)形成蒸汽腔，其中儲(chǔ)存有巨大的熱能。根據(jù)Wang等學(xué)者的評(píng)估，SAGD井生產(chǎn)10a后，仍有35%的蒸汽注入能量?jī)?chǔ)存在儲(chǔ)層巖石的原油采出空間內(nèi)，即使設(shè)法采出這些熱量用于發(fā)電或供熱，這部分貯存熱能的最終回采率也只有34%［15］。可見，從熱能利用的角度來(lái)講，SAGD這種常規(guī)的連續(xù)注入方式有待革新，而傳統(tǒng)節(jié)能減排的方式往往重于排放后的處理和二次應(yīng)用，新的循環(huán)又會(huì)產(chǎn)生巨大成本和技術(shù)挑戰(zhàn)。因此，只有通過建立新的模式從源頭降低蒸汽注入，或采用清潔蒸汽替代，才能從根本上大幅降低能耗和二氧化碳排放。

據(jù)觀察，新疆風(fēng)城油田SAGD生產(chǎn)年限較長(zhǎng)的老井停注泄壓時(shí)，生產(chǎn)井仍然能維持正常生產(chǎn)，這一現(xiàn)象為如何在通過間歇式注汽實(shí)現(xiàn)不影響產(chǎn)量的條件下實(shí)現(xiàn)大幅降低蒸汽量帶來(lái)啟示。Birrell等學(xué)者針對(duì)加拿大多佛SAGD項(xiàng)目B期開展了間歇式停注研究，以探索通過迎合天然氣價(jià)格變化而提升項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性的可能［16］。研究結(jié)果表明蒸汽腔足夠大的情況下，間歇式停注并不影響生產(chǎn)效果，研究還給出了停汽壓降過程并利用解析模型開展了存液分析。但作者并未從蒸汽腔溫度變化和相態(tài)變化角度進(jìn)行闡述，缺乏對(duì)蒸汽腔變化規(guī)律的認(rèn)識(shí)。Van等學(xué)者通過數(shù)值模擬對(duì)比了恒流量注汽和日波動(dòng)、季節(jié)波動(dòng)注汽2種模式，研究結(jié)果表明在相同時(shí)間跨度內(nèi)向地層累積注入相同的蒸汽量，變流量注汽與恒定注汽采油量基本相同，累積采收率相同［17］。但該研究并未開展現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)進(jìn)行驗(yàn)證，也未提供井的適應(yīng)界限和具體操作策略。

以上研究均初步驗(yàn)證了間歇式注汽在SAGD開發(fā)中的可行性。但目前對(duì)于SAGD間歇式注汽過程中蒸汽腔的變化及生產(chǎn)響應(yīng)仍缺乏認(rèn)識(shí)，對(duì)于SAGD間歇式注汽時(shí)機(jī)和操作策略亦不明確。本文以新疆油田超稠油SAGD開發(fā)為例，通過數(shù)值模擬研究，結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，對(duì)間歇式注汽過程中的蒸汽腔變化規(guī)律和生產(chǎn)響應(yīng)特征進(jìn)行分析，明確間歇式注汽時(shí)機(jī)和操作策略，以期建立SAGD大幅降低蒸汽用量的新模式，同時(shí)為清潔蒸汽代替的地面-地下一體化方案優(yōu)化提供理論和經(jīng)驗(yàn)支撐。

1方法過程

建立反映試驗(yàn)區(qū)實(shí)際地質(zhì)特征的數(shù)值模型，通過開展不同情景下的數(shù)值模擬敏感性分析，從蒸汽腔變化和生產(chǎn)動(dòng)態(tài)響應(yīng)2個(gè)方面研究間歇式注汽對(duì)SAGD開發(fā)的影響；在敏感性分析結(jié)果的基礎(chǔ)上，開展間歇式注汽現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，進(jìn)一步驗(yàn)證間歇式注汽效果和井組適用條件，并優(yōu)化制定操作策略。

1.1室內(nèi)研究

使用商業(yè)儲(chǔ)層模擬器（CMG的STARS）進(jìn)行數(shù)值模擬，以多管柱靈活井井筒模型（Flex-wellbore）表征實(shí)際井筒內(nèi)下入的水平段篩管、長(zhǎng)油管、短油管。數(shù)值模型采用均質(zhì)模型，模型儲(chǔ)層及流體參數(shù)來(lái)源于新疆風(fēng)城油田A井區(qū)SAGD開發(fā)油藏屬性平均值，初始油藏溫度為19.0℃，初始油藏壓力為2.5MPa，含油飽和度為70%，孔隙度為29%，滲透率為2200mD，50℃脫氣原油黏度為2.9×104mPa·s。模型尺寸在x、y和z方向?yàn)?00m×560m×20m，網(wǎng)格在x、y和z方向大小分別為2m×10m×0.5m。SAGD井水平段長(zhǎng)500m，注采井間垂向距離5m，相鄰井組之間距離50m。

考慮SAGD井組對(duì)間歇式注汽的敏感性主要取決于汽腔大小，因此分別模擬不同采出程度的井組及停注汽時(shí)間對(duì)蒸汽腔變化和生產(chǎn)的影響。采出程度變化設(shè)定為10%、20%、30%、40%、50%，停注汽時(shí)間設(shè)定為0、10、20、30、40、50、60d。根據(jù)生產(chǎn)實(shí)際，當(dāng)注汽井停注汽時(shí)，生產(chǎn)井正常生產(chǎn)。

1.2現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

試驗(yàn)區(qū)篩選考慮因素：（1）選擇SAGD開發(fā)時(shí)間較長(zhǎng)的區(qū)塊，開發(fā)時(shí)間長(zhǎng)，則蒸汽腔發(fā)育相對(duì)成熟，滿足較大蒸汽腔儲(chǔ)存能量大、對(duì)停汽反應(yīng)敏感性低的基本假設(shè)；（2）開發(fā)井組多，采出程度差異大，便于對(duì)比不同條件下的間歇注汽效果，得出更具有代表性的結(jié)論，便于推廣。最終試驗(yàn)井組選擇新疆風(fēng)城A油田2012年投產(chǎn)的30個(gè)井組，是SAGD工業(yè)化應(yīng)用以來(lái)投產(chǎn)最早的井組。目標(biāo)油藏埋深190～265m，油層有效厚度15～40m，孔隙度30.3%～31.7%，滲透率2028～2552mD，含油飽和度71.0%～73.5%，50℃脫氣原油黏度平均值為2.9×104mPa·s，整體儲(chǔ)層條件較好。井組平均采出程度為30.0%，SAGD生產(chǎn)階段日產(chǎn)油平均18.0t，油汽比0.22，區(qū)塊整體處于SAGD生產(chǎn)中后期，蒸汽腔發(fā)育規(guī)模大，泄油角度變緩、泄油高度下降，熱損失逐年加大。典型井組含水由初期77.4%上升到82.5%。單井組生產(chǎn)效果差異大，效果較差井組采出程度僅10%，效果好的井組采出程度超過50%。

通過試驗(yàn)觀察停汽后的井組反應(yīng)，SAGD注汽井停注期間，控制生產(chǎn)井正常生產(chǎn)。間歇注汽以確保產(chǎn)油量不變?yōu)榛驹瓌t，為便于現(xiàn)場(chǎng)操作和降低對(duì)生產(chǎn)運(yùn)行系統(tǒng)的影響，要求產(chǎn)液水平降低10%時(shí)及時(shí)恢復(fù)注汽。

試驗(yàn)期間記錄生產(chǎn)井產(chǎn)液、產(chǎn)油、含水、井下溫度及注汽井套壓變化。井下溫度測(cè)點(diǎn)位于生產(chǎn)井水平段，均采用熱電偶測(cè)溫工藝實(shí)時(shí)獲取，用于判斷防閃蒸溫差（Sub-cool）［18］變化和指導(dǎo)生產(chǎn)控制；由于試驗(yàn)井組未下入井下測(cè)壓裝置，采用注汽井套壓近似代替蒸汽腔壓力，輔助分析蒸汽腔大小和能量變化，注汽井套壓井口壓力表自動(dòng)讀值并遠(yuǎn)傳至中控室。

為便于現(xiàn)場(chǎng)操作，將間歇注汽周期分為“間歇停汽、低壓恢復(fù)、正常注汽”3個(gè)階段，實(shí)現(xiàn)各階段平穩(wěn)過渡，產(chǎn)油不變、節(jié)約蒸汽、提高油汽比。

（1）間歇停汽階段。間歇停汽階段一般持續(xù)20～30d，注汽井停止注汽，蒸汽腔壓力降低，蒸汽膨脹釋放汽化潛熱。生產(chǎn)井正常生產(chǎn)調(diào)參，保持Sub-cool在15～30℃生產(chǎn)，根據(jù)Sub-cool值大小與生產(chǎn)井水平段以上液面高低對(duì)應(yīng)關(guān)系，液面高度大約為1.2～2.5m（注汽井和生產(chǎn)井之間垂向間距為5m），控制生產(chǎn)井在此狀態(tài)下持續(xù)生產(chǎn)直至產(chǎn)油水平開始降低時(shí)恢復(fù)注汽。

（2）低壓恢復(fù)階段。低壓恢復(fù)階段一般持續(xù)3～5d，注汽井下調(diào)正常注汽壓力、注汽速度恢復(fù)注汽，下調(diào)幅度為停注前正常壓力的20%，試驗(yàn)區(qū)正常情況下操作壓力為2.5～3.5MPa，因此恢復(fù)期間可保持操作壓力在2.0～2.8MPa之間，防止生產(chǎn)井汽竄，同時(shí)快速恢復(fù)蒸汽腔。該階段生產(chǎn)井正常生產(chǎn)調(diào)參，跟蹤井下溫度變化，保持Sub-cool在20～35℃生產(chǎn)，適當(dāng)提高液面控制界限，液面控制高度為1.7～3.0m，控制生產(chǎn)井在此狀態(tài)下持續(xù)生產(chǎn)直至蒸汽腔壓力恢復(fù)正常。

（3）正常注汽階段。正常注汽階段一般持續(xù)60～70d，注汽井恢復(fù)正常注汽參數(shù)，操作壓力恢復(fù)至間歇注汽前水平，一個(gè)間歇注汽周期結(jié)束。

2結(jié)果分析與討論

2.1間歇注汽減少蒸汽用量以降低二氧化碳排量

開展間歇注汽的30個(gè)井組試驗(yàn)結(jié)果顯示，停汽時(shí)間4～45d，試驗(yàn)期間平均產(chǎn)油水平增加0.18t/d，單井組節(jié)約蒸汽量288～6975t，平均單井組節(jié)約蒸汽量2145.7t，累計(jì)節(jié)約蒸汽量6.44×104t。其中50%的井組產(chǎn)油水平降低0.2～6.9t/d，平均降低2.8t/d；50%的井組產(chǎn)油水平增加0.1～9.5t/d，平均增加3.2t/d。試驗(yàn)結(jié)果表明，在階段性大幅降低蒸汽注入量的情況下，井組基本保持了間歇式停汽試驗(yàn)前的正常產(chǎn)油水平。此外，間歇注汽模式使水平段動(dòng)用均勻程度得到改善。典型井水平段溫度監(jiān)測(cè)結(jié)果，如圖1所示。

從圖1中可以看出，井下溫度相比間歇注汽操作前更加趨于均勻，高溫段得到有效調(diào)節(jié)。水平段原高溫段（測(cè)點(diǎn)3～測(cè)點(diǎn)6）溫度顯著下降，表明水平段動(dòng)用更加均勻，進(jìn)一步驗(yàn)證了SAGD間歇式注汽模式的可行性。SAGD間歇注汽典型井組2022年生產(chǎn)曲線，如圖2所示。

從圖2中可以看出，間歇停汽后產(chǎn)液量下降，但產(chǎn)油量穩(wěn)定，顯示出間歇式注汽模式下“降液不降油”的特點(diǎn)。低壓恢復(fù)階段壓力平穩(wěn)上升，注汽量大約在5d內(nèi)恢復(fù)正常，壓力恢復(fù)時(shí)間約為30d，要長(zhǎng)于停注汽時(shí)間。分析認(rèn)為，間歇停汽期間蒸汽腔釋放大量潛熱，部分冷凝為熱水，恢復(fù)注汽后，熱量和能量需要時(shí)間再次平衡，蒸汽腔得以重建。

按照間歇注汽操作模式，假設(shè)SAGD井最終采收率50%，采出程度30%時(shí)開始實(shí)施間歇式注汽，生產(chǎn)8年，階段油汽比0.15，正常操作需注入蒸汽23.7×104t，而間歇式操作需注入蒸汽13.1×104t，可節(jié)約蒸汽10.56×104t，降幅達(dá)44.6%。目前采用燃料類型為天然氣或煤，煤的二氧化碳排放系數(shù)依據(jù)油田實(shí)際取值為1.75，天然氣的二氧化碳排放系數(shù)依據(jù)國(guó)家發(fā)展和改革委員會(huì)氣候辦《省級(jí)溫室氣體清單編制指南》（發(fā)改辦氣候[2011]1041號(hào)）［19］取值為2.162。根據(jù)二氧化碳排放系數(shù)計(jì)算不同燃料生產(chǎn)1t蒸汽的二氧化碳排放量，見表1。

從表1中可以看出，單位蒸汽總碳排放為0.160～0.258t的二氧化碳，根據(jù)SAGD單井組在全生命周期中累計(jì)停注汽節(jié)省的總蒸汽量，測(cè)算間歇式注汽單井組二氧化碳排放量可降低（1.69～2.72）×104t，節(jié)能減排的效果十分顯著。現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)的30個(gè)井組間歇停汽前含水率與間歇停汽階段產(chǎn)油水平變化的關(guān)系，如圖3所示。

從圖3中可以看出，當(dāng)含水率80%以上時(shí)，間歇注汽試驗(yàn)井產(chǎn)油水平均呈上下微小浮動(dòng)或增加趨勢(shì)；而當(dāng)含水率低于80%時(shí)，SAGD井組間歇停汽將導(dǎo)致產(chǎn)油水平降低，且呈現(xiàn)出含水率越低、產(chǎn)油水平降幅越大的趨勢(shì)。圖3左下角黃色區(qū)域含水率低于80%的井組中有12口井試驗(yàn)期間產(chǎn)油水平不同程度降低，僅4口井產(chǎn)油水平增加，間歇注汽效果與停汽前含水率密切相關(guān)。盡管間歇注汽對(duì)于節(jié)約蒸汽量非常顯著，但要保持產(chǎn)油水平不變或增加，建議選取含水率大于80%的井開展間歇注汽更為適合。停汽后水平段動(dòng)用狀況改善、局部汽竄消除、垂向壓差消除并且側(cè)向熱累積效應(yīng)使滯留的高含油飽和度區(qū)域原油泄流是保持產(chǎn)油水平穩(wěn)定甚至增加的關(guān)鍵因素，這些因素均會(huì)導(dǎo)致井的含水率下降。

2.2間歇注汽產(chǎn)油量保持穩(wěn)定討論

當(dāng)采出程度大于30%時(shí)，間歇注汽能夠?qū)崿F(xiàn)產(chǎn)量不變的前提下大幅降低用汽量和二氧化碳排放，其主要原因在于間歇停汽期間蒸汽腔體積變化小、高含油飽和度帶發(fā)育且蒸汽腔壓降相對(duì)緩慢。不同采出程度下不同停汽時(shí)間的間歇式注汽生產(chǎn)60d的數(shù)值模擬結(jié)果，如圖4所示。

從圖4中可以看出，隨著停汽時(shí)間的延長(zhǎng)，平均日產(chǎn)油變化不大。當(dāng)采出程度為10%、20%條件下日產(chǎn)油隨停汽時(shí)間增加而略有降低；當(dāng)采出程度為30%時(shí)，隨著停注汽時(shí)間增加，日產(chǎn)油逐漸穩(wěn)定，停汽40d出現(xiàn)小幅下降趨勢(shì)；當(dāng)采出程度為40%時(shí)，日產(chǎn)油不隨停注時(shí)間增加而降低，反而有略微的增加趨勢(shì)，表現(xiàn)出一定增產(chǎn)效應(yīng)；當(dāng)采出程度50%時(shí)，日產(chǎn)油穩(wěn)定。從實(shí)際現(xiàn)場(chǎng)清潔蒸汽利用角度來(lái)講，30d可停汽時(shí)間已經(jīng)給間歇式注汽耦合綠電制蒸汽提供了足夠的空間。綜合考慮蒸汽腔變化分析結(jié)果，建議停汽時(shí)間不超過30d。

不同采出程度下不同停汽時(shí)間的SAGD蒸汽腔溫度場(chǎng)如圖5所示。從圖中可以看出，不同采出程度條件下蒸汽腔變化響應(yīng)明顯不同。

從圖5中可以看出，當(dāng)采出程度為10%時(shí)，蒸汽腔已經(jīng)到達(dá)頂部并開始橫向擴(kuò)展（圖5a）。當(dāng)SAGD井組停注10d后，蒸汽腔大小不變，為初始情況下蒸汽腔體積的97.4%，但蒸汽腔體內(nèi)平均溫度有所降低，從正常情況下的229℃降至222℃（圖5b）；停注30d時(shí)，蒸汽腔邊界開始收縮，蒸汽腔大小為初始情況下蒸汽腔體積的77.6%，蒸汽腔體內(nèi)平均溫度進(jìn)一步降低至218℃，蒸汽腔下部邊界開始越過注汽井向上收縮（圖5c）；停注60d時(shí)，蒸汽腔體積明顯萎縮，蒸汽腔僅為初始情況下蒸汽腔體積的57.7%，腔體內(nèi)平均溫度降低至214℃，注汽井完全被油水混合液淹沒（圖5d）。根據(jù)Birrell等學(xué)者的蒸汽腔存液模型研究結(jié)果，此時(shí)有效泄油高度大幅降低［16］。

當(dāng)采出程度為20%時(shí)，蒸汽腔頂部已經(jīng)橫向擴(kuò)展至井組邊界（圖5e）。當(dāng)SAGD井組停注10d后，蒸汽腔大小為初始情況下蒸汽腔體積的89.7%，蒸汽腔體內(nèi)平均溫度有所降低，大約從正常情況下的227℃降至222℃（圖5f）；停注30d時(shí)，蒸汽腔邊界開始收縮，蒸汽腔大小為初始情況下蒸汽腔體積的77.4%，蒸汽腔體內(nèi)平均溫度進(jìn)一步降低至219℃，注汽井仍然在蒸汽腔內(nèi)（圖5g）；停注60d時(shí)，蒸汽腔體積明顯萎縮，大小僅為初始情況下蒸汽腔體積的57.7%，蒸汽腔體內(nèi)平均溫度降低至216℃，注汽井已接近液面底部（圖5h）。

當(dāng)采出程度為30%時(shí)，蒸汽腔已經(jīng)進(jìn)入下降階段，此時(shí)蒸汽腔發(fā)育規(guī)模大，泄油角度變緩、泄油高度下降，熱損失進(jìn)一步加大，該階段現(xiàn)場(chǎng)典型井組含水率平均達(dá)到82.5%（圖5i）。SAGD井組停注10、30、60d后，統(tǒng)計(jì)蒸汽腔大小分別為初始大小的99.9%、98.4%、87.6%，即使關(guān)井60d，溫度也仍然在221℃，表明蒸汽腔未受到停注汽影響，巨大的汽腔可以維持長(zhǎng)時(shí)間的熱交換，隨壓力降低，蒸汽不斷膨脹并釋放潛熱加熱邊界油層，泄油過程能夠正常進(jìn)行（圖5j～5l）。根據(jù)Birrell等學(xué)者的研究結(jié)果，生產(chǎn)3.5年以上的SAGD井組，即使關(guān)井60d產(chǎn)量也不會(huì)發(fā)生變化［16］，進(jìn)一步驗(yàn)證了研究結(jié)果的可靠性。

進(jìn)一步分析不同采出程度下不同停汽時(shí)間的SAGD含油飽和度場(chǎng)，數(shù)值模擬結(jié)果如圖6所示。不同采出程度下含油飽和度場(chǎng)差異顯著，分布呈現(xiàn)出明顯的分帶特征。自蒸汽腔中心向兩邊及側(cè)下方逐漸升高，分為明顯的純水蒸汽帶（圖中藍(lán)色區(qū)域，含油飽和度一般小于12%）、油水混合帶（圖中藍(lán)色與紅色之間的區(qū)域，含油飽和度一般在12%～75%之間）和高含油飽和度帶（圖中紅色區(qū)域，含油飽和度一般大于75%），并且隨采出程度增加，高含油飽和度帶厚度隨之增加，熱累積效應(yīng)明顯。在熱累積效應(yīng)影響區(qū)域，蒸汽腔雖未波及原始油藏，但這部分原油溫度在長(zhǎng)期高溫?zé)醾鲗?dǎo)和局部熱對(duì)流影響下已有明顯上升，在適當(dāng)?shù)膲翰铗?qū)動(dòng)條件下，具有泄流至生產(chǎn)井的能力。這一點(diǎn)在SAGD生產(chǎn)現(xiàn)場(chǎng)的觀察井測(cè)溫中得到了證實(shí)。以新疆油田SAGD先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)A12井組為例，平面上距離生產(chǎn)水平井25m的一口直井觀察井，在SAGD生產(chǎn)4年后，對(duì)應(yīng)深度的溫度測(cè)點(diǎn)就已經(jīng)達(dá)到100℃，遠(yuǎn)遠(yuǎn)超過了該區(qū)原油流動(dòng)的拐點(diǎn)溫度80℃。如圖6所示。

從圖6中可以看出，SAGD正常生產(chǎn)時(shí)純蒸汽區(qū)域呈“酒杯”狀，注汽井處于蒸汽腔內(nèi)，且在附近存在一個(gè)厚度較大的油水混合帶，存在油水混合物堆積現(xiàn)象（圖6a）。當(dāng)采出程度為10%，停注10d時(shí)，油水混合物堆積現(xiàn)象進(jìn)一步加劇，邊界由弧形變?yōu)樾敝本€，注汽井周圍由純水相變?yōu)橛退旌舷?，且含油飽和度有所增加（圖6b）。停注30d時(shí)，油水混合帶持續(xù)堆積，蒸汽腔內(nèi)部呈現(xiàn)“三角形”形態(tài)，注汽井周圍油水混合液含油飽和度較高，接近57%，表明停汽后換熱持續(xù)進(jìn)行，且周圍原油在蒸汽腔長(zhǎng)期的熱累積效應(yīng)下具有可流動(dòng)性，原油在垂向壓差［20］消失后更容易泄流至生產(chǎn)井（圖6c）；繼續(xù)停注至60d時(shí)，油水混合液中含油飽和度明顯降低，僅為34%，此時(shí)以泄流冷凝水為主（圖6d）。

當(dāng)采出程度為20%時(shí)，蒸汽腔處于橫向擴(kuò)展且具有較大規(guī)模，可以看出正常生產(chǎn)情況下含油飽和度分帶特征更為明顯，蒸汽腔邊界兩邊具有較大的熱累積效應(yīng)帶，但此部分原油由于垂向壓差作用而無(wú)法泄流至生產(chǎn)井（圖6e）。此時(shí)停注10d時(shí)，同樣出現(xiàn)油水混合物堆積現(xiàn)象，但生產(chǎn)井兩側(cè)的高含油飽和度帶飽和度明顯降低，由初始的75%變?yōu)?7%，表明停注后垂向壓差消失，積累在生產(chǎn)井兩側(cè)的原油開始泄流至生產(chǎn)井（圖6f）；停注30d時(shí)，油水混合物堆積現(xiàn)象明顯，蒸汽腔邊界形態(tài)也由“酒杯”狀變?yōu)椤袄取睜睿退纸缇€變得交錯(cuò)模糊，相態(tài)分布變得復(fù)雜（圖6g）；停注60d時(shí)，注采井間泄流帶變寬，低飽和度帶面積增加，含油飽和度約40%，泄油能力減弱（圖6h）。

當(dāng)采出程度為30%時(shí)，蒸汽腔處于下降階段，已進(jìn)入SAGD開發(fā)中后期?？梢钥闯龃藭r(shí)蒸汽腔下部存在非常厚的高含油飽和度帶，熱累積效應(yīng)達(dá)到最大（圖6i）。此時(shí)停注10d時(shí)，含油飽和度場(chǎng)沒有太大變化（圖6j）；停注30d時(shí)，油水混合帶開始出現(xiàn)堆積現(xiàn)象，且油水相變復(fù)雜，總體存在含油飽和度降低趨勢(shì)（圖6k）；停注60d時(shí)，油水混合帶堆積明顯較高，注采井間低飽和度泄流帶變窄，表明側(cè)向泄油能力較弱（圖6l）。

總之，SAGD井組采出程度越大，其蒸汽腔越大，停注汽后蒸汽腔可以“支撐”較長(zhǎng)時(shí)間而使生產(chǎn)不受影響。一方面，停汽后垂向壓差消失，側(cè)向可動(dòng)油泄流動(dòng)力增加，這在一定程度上彌補(bǔ)了垂向泄流高度降低對(duì)產(chǎn)量帶來(lái)的影響。

為證實(shí)以上判斷，對(duì)比了SAGD試驗(yàn)井組間歇停汽前后含水率變化，結(jié)果見表2。

從表2中可以看出，產(chǎn)油水平增加的15口井，含水率大多呈不同程度的下降，表明油相增加，證實(shí)了“停汽后垂向壓差消失，側(cè)向可動(dòng)油泄流動(dòng)力增加”這一推斷。另一方面，壓力緩慢降低過程中，在儲(chǔ)層巖石孔隙中油氣水多相存在的前提下，發(fā)生了復(fù)雜的能量傳遞過程。蒸汽腔邊緣蒸汽將潛熱傳遞給外圍邊界油層后，冷凝成瞬時(shí)壓力下的熱水，并與可動(dòng)油一起沿汽腔邊緣泄流至生產(chǎn)井，壓力的降低同時(shí)又使得遠(yuǎn)離邊界的蒸汽分子獲得動(dòng)能和勢(shì)能，體積進(jìn)一步膨脹而向外擴(kuò)展。如果一直不補(bǔ)充蒸汽，這一過程將層層向內(nèi)傳遞直至整個(gè)蒸汽腔蘊(yùn)含的潛熱被消耗殆盡，這也是蒸汽腔較短時(shí)間的間歇式停汽后產(chǎn)量并不會(huì)立刻下降，但一段時(shí)間后蒸汽腔會(huì)快速萎縮的原因。理論上講，除蒸汽潛熱的釋放，巖石熱量的傳導(dǎo)在這一過程中也發(fā)揮了一定作用，但在短時(shí)間內(nèi)相對(duì)于蒸汽的潛熱并不是關(guān)鍵因素。通過不同采出程度典型井在間歇式停汽22d期間操作壓力變化對(duì)比，進(jìn)一步分析蒸汽腔壓力變化，如圖7所示。

從圖7中可以看出，采出程度大于30%的井停汽期間操作壓力呈穩(wěn)定下降趨勢(shì)，壓力從3.07MPa下降至2.52MPa，總壓降0.55MPa，壓力平均下降速度為25.0KPa/d；而采出程度小于30%的井停汽階段初期操作壓力呈快速下降趨勢(shì)，之后下降速度減緩，且有一定波動(dòng)特征，壓力從2.66MPa下降至1.70MPa，總壓降0.96MPa，壓力平均下降速度為44.0KPa/d，壓降速度和壓降大小接近采出程度大于30%井的2倍。Birrell等學(xué)者對(duì)加拿大的多佛油藏SAGD井進(jìn)行數(shù)值模擬，研究結(jié)果顯示，生產(chǎn)6年的成熟井組，停汽30d生產(chǎn)井正常生產(chǎn)的情況下壓降速度大約為8.5KPa/d［16］。

圖7所示的典型井組生產(chǎn)時(shí)間已有10年，但壓降速度要明顯大于加拿大的油藏。從儲(chǔ)層條件對(duì)比看，加拿大SAGD開發(fā)的油砂儲(chǔ)層通常為海相沉積，油砂層厚度大，均質(zhì)性好，多為高孔、高滲、高含油飽和度儲(chǔ)層，往往具有較高的泄油效率和發(fā)育更均勻的蒸汽腔。而新疆風(fēng)城超稠油儲(chǔ)層為陸相沉積，非均質(zhì)性強(qiáng)，夾層廣泛發(fā)育，這些因素極易導(dǎo)致SAGD井組水平段動(dòng)用程度低［21］、蒸汽腔擴(kuò)展不均等問題［22］。由此可知，間歇式停汽SAGD井組壓降還與油藏條件密切相關(guān)，強(qiáng)非均質(zhì)性儲(chǔ)層的蒸汽腔對(duì)于間歇式停汽操作更為敏感。

3結(jié)論

（1）間歇式注汽解決了SAGD生產(chǎn)高碳排、高能耗的問題，為節(jié)能減排提供了新方法。SAGD間歇式注汽可在產(chǎn)油量不降的前提下大幅節(jié)約蒸汽量，進(jìn)而降低二氧化碳排放量，間歇停汽后，水平段動(dòng)用改善、局部汽竄消除、垂向壓差消除和側(cè)向熱累積效應(yīng)滯留的高含油飽和度區(qū)域泄流是保持產(chǎn)油水平穩(wěn)定甚至增加的關(guān)鍵因素。

（2）明確了SAGD間歇式注汽操作井組的適用界限。采出程度大于30%、停汽時(shí)間不超過30d時(shí)蒸汽腔對(duì)間歇停汽不敏感，主要表現(xiàn)為蒸汽腔體積變化小、高含油飽和度帶發(fā)育、蒸汽腔壓降相對(duì)緩慢、日產(chǎn)油相對(duì)穩(wěn)定；選取含水率大于80%的井開展間歇注汽可保障最好效果。

（3）盡管通過數(shù)值模擬和現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)證實(shí)了SAGD間歇式注汽模式的可行性，但對(duì)于間歇注汽更細(xì)致的流量變化如日內(nèi)流量變化和日間流量變化及生產(chǎn)響應(yīng)機(jī)制仍缺乏認(rèn)識(shí)，同時(shí)也未考慮儲(chǔ)層非均質(zhì)性影響，建議下步開展此類研究。