劉振宇，張明波，周大勝，孫玉環(huán)，王胡振

(1.東北石油大學(xué)，黑龍江 大慶 163000;2.中油遼河油田公司，遼寧 盤錦 124010)

引 言

曙一區(qū)杜84塊館陶組油藏為巨厚塊狀邊、頂、底水的超稠油油藏，是遼河油田超稠油生產(chǎn)的主力區(qū)塊之一。但由于館陶組油藏屬于中深層超稠油油藏，其埋藏深，壓力高，在SAGD開發(fā)過程中，驅(qū)替同體積的原油所需消耗的蒸汽用量是淺層的1.5倍，蒸汽向上覆巖層的傳熱速度快，熱能消耗大，油汽比低[1－3]。同時 SAGD 生產(chǎn)是連續(xù)注汽，蒸汽超覆現(xiàn)象非常明顯，如果不采取有效的技術(shù)措施，一旦蒸汽超覆至頂水區(qū)域，就會引起頂水下泄，對SAGD試驗甚至整個油藏開發(fā)生產(chǎn)帶來非常不利的后果。因此，在目前階段采用SAGP開采方式，能夠進一步提高頂水油藏的開采效果及經(jīng)濟效益，對于SAGD試驗的成功以及高效開發(fā)館陶組油藏具有現(xiàn)實價值和長遠意義。

1 SAGD先導(dǎo)試驗區(qū)基本情況

曙一區(qū)杜84塊館陶組油藏構(gòu)造上位于遼河盆地西部凹陷西斜坡中段，油藏類型為巨厚塊狀邊、頂、底水的超稠油油藏[4－6]。其中SAGD先導(dǎo)試驗區(qū)含油面積為0.15 km2，石油地質(zhì)儲量為249×104t，共有直井39口，水平井4口。2005年2月23日陸續(xù)轉(zhuǎn)入SAGD生產(chǎn)。先導(dǎo)試驗區(qū)內(nèi)有4個井組，采用直井與水平井組合布井方式。SAGD階段采出程度為20.6%，累計采出程度為33.1%，開發(fā)方式轉(zhuǎn)換取得了較好的效果。

2 現(xiàn)階段開發(fā)矛盾分析

(1)油汽比低。館陶組油藏埋藏深，在SAGD開發(fā)過程中為保證生產(chǎn)井具有足夠的沉沒度，需要保持較高的蒸汽腔壓力，而SAGD開發(fā)主要利用蒸汽的潛熱加熱油藏，較高的操作壓力造成蒸汽干度降低，熱利用率、油汽比低[7－8]。

(2)蒸汽腔上升過快，存在頂水下泄風(fēng)險。館陶組油藏為邊、頂、底水的超稠油油藏，內(nèi)部為不發(fā)育泥巖隔夾層。從縱剖面上看，目前蒸汽腔高度累計上升為31 m，距離頂水還有55 m空間。因此目前亟須減緩蒸汽腔上升速度。

3 SAGP開發(fā)技術(shù)

3.1 開發(fā)技術(shù)對策研究

針對上述存在的問題，通過采取SAGP方式開發(fā)，從注入井注入非凝結(jié)氣體(N2)在蒸汽腔頂部聚集，降低蒸汽腔上部溫度，降低蒸汽向上的傳熱速度，降低蒸汽腔的上覆速度，促進蒸汽腔側(cè)向擴展，增加蒸汽的橫向波及體積，提高采收率[9－10]。并且N2充填于蒸汽腔中，占據(jù)了蒸汽原有的體積，可以使蒸汽用量降低，油汽比得到提高，進一步提高頂水油藏SAGD開采效果及經(jīng)濟效益。

3.2 SAGP參數(shù)優(yōu)化設(shè)計

數(shù)值模擬以及物模研究表明，注N2能夠降低蒸汽腔上部的溫度，促使蒸汽橫向擴展，抑制頂水過早進入油藏，但泄油速度也隨著降低。

(1)采用段塞注入N2方式。數(shù)值模擬研究結(jié)果(表1)表明，當N2隨蒸汽連續(xù)注入時，累計采油量較高，油汽比相對較低;當蒸汽連續(xù)注入，N2間隔注入，間隔注入時間定義為段塞尺寸，即段塞式注入時，隨著段塞尺寸的增加，累計采油量雖有所降低，但降低幅度較小，油汽比成拋物線型變化，為了使泄油速度保持在合理水平，油汽比又可達到最高，采用段塞注N2方式，段塞尺寸為4個月時比較理想。

表1 注入N2段塞的效果預(yù)測

(2)蒸汽腔上部注入N2。數(shù)值模擬研究結(jié)果表明，在蒸汽腔上部注入N2時，回采N2量低于下部注入N2時的回采量，由此可知，回采N2量只與N2注入位置有關(guān)，與注入速度關(guān)系不大，70%以上的N2在注入N2期間采出，因此，采用蒸汽腔上部注入N2方式開采。

(3)N2注入量優(yōu)化。采取數(shù)值模擬和物理模擬優(yōu)化N2/蒸汽比，綜合2種優(yōu)化方法，最終確定注入地下的N2體積為地下蒸汽體積的1%。

數(shù)值模擬研究結(jié)果發(fā)現(xiàn)，當蒸汽的注入速度取120 t/d，井底蒸汽干度為70%時，最優(yōu)注入地下N2體積/蒸汽水當量比為0.4～0.6，折算體積比為1.4%。

目前現(xiàn)場操作壓力為3 MPa，飽和蒸汽溫度為230℃，蒸汽的比容為66 m3/t，2個井組日注汽量為700 t/d，井底蒸汽干度為70%，地面溫度為0℃。根據(jù)室內(nèi)實驗與數(shù)值模擬結(jié)果可知，如果N2與蒸汽同注，油藏條件下，N2的注入體積與蒸汽體積比為1%。通過數(shù)值模擬優(yōu)選井組共需N2注入量(地下體積)為18.4×104m3，地面體積為300×104m3，相當于5個N2段塞的量。

4 SAGP實施方案及試驗效果

4.1 方案實施

2011年7月10日至2011年8月2日，選擇了杜84館平11、館平12井組的杜84－56－158井為注N2第一段塞，注N2井段為614.7～620.7 m，對應(yīng)垂深為608.8～614.8 m，接近蒸汽腔的頂部位置。

方案設(shè)計第一段塞注N2地面體積為63×104m3，注N2時間為31.5 d，日注N2地面體積為2000 m3/d。受施工條件限制，實際日注N2量為2625 m3/d，比設(shè)計日注N2量稍大;實際注N2時間為24 d，比設(shè)計注N2時間縮短;累計注N2地面體積為63.0×104m3，與設(shè)計相同。

4.2 試驗效果

杜84館平11、12井組作為SAGP先導(dǎo)試驗區(qū)域，與杜84館平10、館平13井組連片發(fā)育，具有統(tǒng)一的溫度、壓力系統(tǒng)。因此，評價考慮了杜84館平10、館平13井組的整體情況。

截至2011年11月5日，SAGP試驗已生產(chǎn)了120 d，與注N2前相比，階段注汽量減少了3.6×104t，階段產(chǎn)液量減少了0.69×104t，階段含水下降了1.4%，油汽比由0.20上升到0.26，階段油汽比提高了0.06，采注比由0.83提高至1.05。

4.2.1 N2主要分布在氣腔頂部，蒸汽腔上升停止

溫度觀察井監(jiān)測資料顯示，試驗區(qū)注入N2后，蒸汽腔的整體溫度迅速下降，汽腔頂部溫度下降最為明顯。觀察井監(jiān)測溫度曲線顯示蒸汽腔頂部出現(xiàn)“突變臺階”。說明N2主要集中在油層頂部，阻止了蒸汽腔繼續(xù)上升(圖1)。

圖1 觀察井溫度、深度監(jiān)測曲線

4.2.2 充填氣腔蒸汽用量減少，油氣比提高

注N2后關(guān)停1口注汽井，平均日注蒸汽量減少74 t/d，但蒸汽腔沒有萎縮，同期對比，產(chǎn)液量下降幅度不大，產(chǎn)油量基本持平，取得了較好經(jīng)濟效益。

4.2.3 含水率下降

SAGP具有與蒸汽驅(qū)基本相同的驅(qū)油效率，且克服了蒸汽冷凝的不利影響，有效地降低了油層含水。第1段塞N2注入后，同期對比，4口水平井含水率均有不同程度下降，館平10、館平11井下降明顯。

4.2.4 N2回采率較低

嚴格執(zhí)行取樣化驗制度，井口回采N2的濃度與距離注汽井的遠近有關(guān)，距離越近濃度越高，自館平11、館平12井組向外依次減小。

第1段塞N2注入后所測的濃度比注入期間要低1%。2011年6月20日在SAGD－3計量站安裝了氣體流量儀，自2011年7月10日注N2開始至目前的累計氣體流量約為240×104m3，N2注入量為63×104m3(100℃，0.15 MPa)，根據(jù)輸送液量比例計算館陶油層8口水平井回采N2量為8.6×104m3(25℃，0.1 MPa)。N2回采量僅為13.7%，回采率較低。

低回采率證實了大部分N2進入了蒸汽腔，未被生產(chǎn)井采出，起到了填充蒸汽腔的目的，也驗證了N2作為注入氣體選擇的可行性。

5 結(jié)論

(1)通過現(xiàn)場試驗，初步說明SAGP開發(fā)技術(shù)可以較好的應(yīng)用于曙一區(qū)杜84塊館陶油層超稠油的開發(fā)，解決在SAGD開發(fā)過程中注汽量高，熱能消耗大，油氣比低等問題。

(2)采用段塞注入N2的方式，段塞尺寸為4個月時，油藏的泄油速度比較合理并且油氣比最高;采用在蒸汽腔上部注N2方式最優(yōu);最終確定注入地下N2體積為地下蒸汽體積的1%。

(3)SAGP開發(fā)過程中，N2主要分布在汽腔頂部，可有效降低汽腔頂部熱損失，提高熱利用率;充填汽腔的蒸汽用量減少，油汽比得到提高;克服了蒸汽冷凝的不利影響，有效降低油層含水，從而降低了含水率。

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