楊 智，孟祥兵，吳永彬，趙慧龍，羅池輝，甘衫衫

(1.中國(guó)石油新疆油田分公司，新疆 克拉瑪依 834000;2.中國(guó)石油勘探開(kāi)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(kāi)發(fā)方式，在加拿大油砂礦、中國(guó)風(fēng)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(xiàng)目不同，風(fēng)城油田屬陸相辮狀河沉積，具有埋藏淺、原油黏度高、儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)等特點(diǎn)，儲(chǔ)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(kāi)展SAGD先導(dǎo)試驗(yàn)以來(lái)，經(jīng)過(guò)多年攻關(guān)，風(fēng)城油田已實(shí)現(xiàn)SAGD工業(yè)化應(yīng)用，達(dá)到200×104t/a產(chǎn)量規(guī)模，并在長(zhǎng)期實(shí)踐中逐步形成SAGD開(kāi)發(fā)關(guān)鍵技術(shù)。

1 雙水平井SAGD開(kāi)發(fā)適應(yīng)性評(píng)價(jià)

SAGD開(kāi)發(fā)主要受油藏埋深、油層連續(xù)性、儲(chǔ)層物性、原油黏度等因素影響［11－15］。國(guó)外 SAGD項(xiàng)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(chǔ)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(fēng)城油田SAGD工業(yè)化應(yīng)用主要開(kāi)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(duì)較淺(170～450 m)、儲(chǔ)層物性相對(duì)較好(1 000～2 500 mD)、原油黏度相對(duì)較低(50℃脫氣原油黏度小于20 000 mPa·s)，SAGD整體開(kāi)發(fā)效果較好;Ⅲ類油藏埋深相對(duì)較深(350～600 m)、儲(chǔ)層物性相對(duì)較差(500～1 200 mD)、原油黏度相對(duì)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(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，隔夾層廣泛發(fā)育，整體開(kāi)發(fā)效果稍差。

結(jié)合其他SAGD成功開(kāi)采經(jīng)驗(yàn)及風(fēng)城油田SAGD開(kāi)發(fā)認(rèn)識(shí)，形成了風(fēng)城油田雙水平井SAGD油藏篩選標(biāo)準(zhǔn):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(zhǎng)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(jì)

2.1 SAGD部署優(yōu)化設(shè)計(jì)

SAGD水平井部署優(yōu)化設(shè)計(jì)主要包括水平段長(zhǎng)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(zhǎng)度

SAGD水平段過(guò)短，井組產(chǎn)量會(huì)較低，導(dǎo)致經(jīng)濟(jì)性較差;SAGD水平段越長(zhǎng)，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(duì)工程技術(shù)要求越高。因此，SAGD水平段長(zhǎng)度設(shè)計(jì)需要考慮工程、地質(zhì)方面的技術(shù)可行性及經(jīng)濟(jì)性。風(fēng)城油田Ⅲ類油藏?cái)?shù)值模擬計(jì)算結(jié)果顯示:當(dāng)水平段長(zhǎng)度為400 m時(shí)，井組產(chǎn)量較低，效益相對(duì)較差;當(dāng)水平段長(zhǎng)度大于500 m時(shí)，生產(chǎn)效果較好。由于風(fēng)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(guò)長(zhǎng)易造成動(dòng)用率低和儲(chǔ)量浪費(fèi)。因此，風(fēng)城油田SAGD水平段長(zhǎng)度通常設(shè)計(jì)為500 m。

2.1.2 井距

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

圖1 不同井距SAGD開(kāi)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?cái)U(kuò)大汽腔波及體積，充分動(dòng)用儲(chǔ)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(dāng)儲(chǔ)層下部物性條件較差，如發(fā)育底水或具有較厚的底水過(guò)渡帶，還需進(jìn)一步考慮和優(yōu)化，在資源利用與整體開(kāi)發(fā)效果之間進(jìn)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(duì)SAGD啟動(dòng)階段有較大的影響:垂向距離過(guò)大，會(huì)導(dǎo)致循環(huán)預(yù)熱時(shí)間明顯增加，消耗蒸汽量大;垂向距離過(guò)小，不利于SAGD生產(chǎn)階段的汽液界面控制，且不利于鉆井過(guò)程中井軌跡控制。因此，需要對(duì)注汽井與生產(chǎn)井水平段垂向距離進(jìn)行優(yōu)化。數(shù)值模擬結(jié)果表明，當(dāng)注采井垂向井距分別為 3、4、5、6、7、8 m 時(shí)，風(fēng)城油田注汽井與生產(chǎn)井水平段中間區(qū)域平均溫度達(dá)到120℃所需要的時(shí)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(shí)間呈指數(shù)增加，說(shuō)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(jì)經(jīng)驗(yàn)，并考慮風(fēng)城超稠油油藏儲(chǔ)層非均質(zhì)性較強(qiáng)的特點(diǎn)，確定風(fēng)城油田SAGD注采井垂向井距為5 m。

圖2 不同注采井距達(dá)到120℃所需預(yù)熱時(shí)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(jìn)行循環(huán)預(yù)熱，加熱水平段周圍儲(chǔ)層，最終達(dá)到上下水平井段均勻熱連通的目的。由于風(fēng)城超稠油油藏非均質(zhì)性較強(qiáng)，過(guò)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(guò)小的注汽速度和操作壓力會(huì)導(dǎo)致預(yù)熱效率降低，預(yù)熱時(shí)間大大延長(zhǎng)。因此，重點(diǎn)對(duì)注汽速度、操作壓力等工作參數(shù)進(jìn)行了優(yōu)化。

(1)注汽速度優(yōu)化。循環(huán)預(yù)熱過(guò)程中，為保證水平段均勻預(yù)熱，要求長(zhǎng)油管注入的蒸汽沿環(huán)空返回到腳跟處的短油管時(shí)，蒸汽具有一定的干度。實(shí)驗(yàn)表明:注汽速度為50 t/d時(shí)，水平段腳跟附近無(wú)法有效加熱;注汽速度為60 t/d時(shí)，水平段腳跟附近基本能達(dá)到有效加熱?？紤]到現(xiàn)場(chǎng)注汽壓力、蒸汽干度及注汽量的波動(dòng)，風(fēng)城油田SAGD單井循環(huán)預(yù)熱注汽速度設(shè)計(jì)為70～80 t/d。

(2)操作壓力優(yōu)化。根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)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(gè)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(guò)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(kuò)展，注汽井與采油井間原油具有一定的流動(dòng)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(fēng)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(jìn)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(lái)的潛熱，進(jìn)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(guò)程中，一般要求Sub－cool穩(wěn)定在一個(gè)適當(dāng)?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(fēng)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(guò)程中，生產(chǎn)井的排液能力對(duì)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(shí)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(shí)，蒸汽腔無(wú)法有效擴(kuò)展，注汽井被大量的液體淹沒(méi)，熱利用率降低，油汽比大幅降低;當(dāng)采注比不小于1.20時(shí)，蒸汽腔得到較好的擴(kuò)展(圖3)。風(fēng)城油田SAGD生產(chǎn)實(shí)踐顯示，采注比與生產(chǎn)效果直接相關(guān)，實(shí)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(fēng)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(jìn)過(guò)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(fēng)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(shí)現(xiàn)了SAGD雙水平井水平段井眼軌跡的精細(xì)控制，滿足油藏開(kāi)發(fā)要求。截至目前，風(fēng)城油田累計(jì)完鉆SAGD雙水平井190對(duì)，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(zhǎng)短連續(xù)油管組合式的平行雙管管柱結(jié)構(gòu)，即一根長(zhǎng)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(jìn)入油層。

3.2 監(jiān)測(cè)工藝技術(shù)

SAGD開(kāi)采過(guò)程中，監(jiān)測(cè)系統(tǒng)是保證開(kāi)采效果的關(guān)鍵。生產(chǎn)動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)系統(tǒng)包括:①溫度壓力監(jiān)測(cè)。水平井采用連續(xù)油管內(nèi)預(yù)置熱電偶測(cè)溫工藝，觀察井采用套管外光纖測(cè)溫、套管內(nèi)毛細(xì)管測(cè)壓工藝，實(shí)現(xiàn)全井段測(cè)溫測(cè)壓，利于控制Sub－cool，防止生產(chǎn)過(guò)程中出現(xiàn)汽竄和閃蒸。②飽和度監(jiān)測(cè)。通過(guò)對(duì)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(duì)蒸汽腔擴(kuò)展的影響。③蒸汽腔擴(kuò)展監(jiān)測(cè)。利用分布在SAGD井周圍觀察井內(nèi)的熱電偶或光纖等，可對(duì)SAGD溫度場(chǎng)、壓力場(chǎng)實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)，從而提供蒸汽腔的形成過(guò)程、縱向上動(dòng)用程度、平面上蒸汽前緣擴(kuò)展與熱連通情況。當(dāng)?shù)叵聨r石由于人為因素或自然因素發(fā)生破壞時(shí)，會(huì)產(chǎn)生微地震和聲波，通過(guò)在地面布設(shè)高精度檢波器陣列，采集SAGD蒸汽腔發(fā)育過(guò)程中的微地震信號(hào)，經(jīng)過(guò)數(shù)據(jù)處理后，采用震動(dòng)定位原理，可確定破裂發(fā)生的位置，刻畫(huà)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(guò)對(duì)比不同時(shí)間段SAGD蒸汽腔形態(tài)，可直觀了解SAGD開(kāi)發(fā)過(guò)程中蒸汽腔的發(fā)育規(guī)律。④產(chǎn)出液分析。對(duì)產(chǎn)出液進(jìn)行準(zhǔn)確計(jì)量和分析化驗(yàn)，判斷高溫條件下水巖反應(yīng)趨勢(shì)，預(yù)測(cè)儲(chǔ)層的傷害程度。⑤注汽參數(shù)監(jiān)測(cè)。利用孔板流量計(jì)監(jiān)測(cè)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(fēng)城油田實(shí)際情況，確定采用以過(guò)熱鍋爐為主的注汽鍋爐。目前現(xiàn)場(chǎng)使用的有注氣排量為23 t/h燃?xì)庾⑵仩t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(guò)熱度為5～30℃，可較好地滿足SAGD生產(chǎn)需要。針對(duì)SAGD高溫產(chǎn)出液特點(diǎn)，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(kāi)發(fā)技術(shù)

風(fēng)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(kāi)發(fā)方式進(jìn)行開(kāi)發(fā)較為困難。為此，在風(fēng)城油田SAGD開(kāi)發(fā)過(guò)程中，針對(duì)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(kāi)發(fā)技術(shù)［17］;針對(duì)隔夾層發(fā)育及滲透率差異造成井組間動(dòng)用不均問(wèn)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(kāi)發(fā)模式。

4.2 儲(chǔ)層擴(kuò)容改造技術(shù)

風(fēng)城超稠油油藏儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)、夾層發(fā)育，特別是注汽井上方的泥巖夾層嚴(yán)重制約蒸汽腔發(fā)育。為從根本上解決儲(chǔ)層物性差的矛盾，風(fēng)城油田開(kāi)展了儲(chǔ)層擴(kuò)容改造現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)。利用地質(zhì)力學(xué)擴(kuò)容機(jī)理［19］，增大油層孔隙度及滲透率，在SAGD井對(duì)之間形成一個(gè)相對(duì)均勻的垂直擴(kuò)容區(qū)，快速建立注采井間水力、熱力連通通道，同時(shí)，對(duì)注汽井上方儲(chǔ)層進(jìn)行改造。生產(chǎn)效果表明:對(duì)比常規(guī)SAGD井組，儲(chǔ)層擴(kuò)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(chǔ)層擴(kuò)容改造技術(shù)具有減少預(yù)熱時(shí)間、節(jié)約蒸汽、產(chǎn)出液處理成本低的優(yōu)勢(shì)。

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(diǎn)在于溶劑對(duì)原油流動(dòng)性的改善與蒸汽腔的擴(kuò)展效應(yīng)［20］。室內(nèi)實(shí)驗(yàn)表明，該技術(shù)通過(guò)溶劑與蒸汽的聯(lián)合注入，實(shí)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(jìn)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(kāi)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(fēng)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(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)等特點(diǎn)，綜合考慮油層厚度、儲(chǔ)層物性、原油黏度等指標(biāo)，制訂了一套適合淺層超稠油油藏的雙水平井SAGD篩選標(biāo)準(zhǔn)。

(2)經(jīng)過(guò)多年攻關(guān)與SAGD開(kāi)發(fā)實(shí)踐，形成了SAGD水平井部署優(yōu)化設(shè)計(jì)技術(shù)。風(fēng)城油田淺層超稠油油藏在雙水平井SAGD水平段長(zhǎng)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(zhǔn)控制、鉆完井工藝、井下管柱結(jié)構(gòu)、井下測(cè)溫測(cè)壓等主體技術(shù)，保障風(fēng)城油田SAGD的商業(yè)化開(kāi)發(fā)。

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