陳廣衛(wèi)，王慶濤，王新偉,楊正大，張立強(qiáng)，朱傳濤

(1.中國(guó)石化能源管理與環(huán)境保護(hù)部，北京 100728；2.中國(guó)石油大學(xué)(華東)新能源學(xué)院，山東青島 266580)

蒸汽輔助重力泄油(SAGD)，最早由Butler[1]提出 ，是將流體熱對(duì)流與熱傳導(dǎo)相結(jié)合，以蒸汽作為加熱介質(zhì)，依靠原油的重力作用進(jìn)行開(kāi)發(fā)的稠油熱采技術(shù)[2-3]，可以有效開(kāi)發(fā)特稠油、超稠油油藏。哈淺區(qū)塊稠油儲(chǔ)層具有油層厚度薄、地層溫度低、原油黏度高等特點(diǎn)[4]，采用蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)等方式開(kāi)采，初期峰值產(chǎn)量高，但生產(chǎn)周期短，油汽比低，周期產(chǎn)油量低，難以實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)有效動(dòng)用[5-7]。而單水平井SAGD技術(shù)采用特殊設(shè)計(jì)的完井管柱，生產(chǎn)過(guò)程中僅采用一口井，同時(shí)完成蒸汽注入以及原油采出[8-10]，針對(duì)儲(chǔ)層厚度為10～15 m的薄層稠油油藏，單水平井SAGD技術(shù)具有更強(qiáng)的開(kāi)發(fā)適用性[11]。油藏注蒸汽開(kāi)采成本高、經(jīng)濟(jì)風(fēng)險(xiǎn)大，為了評(píng)價(jià)稠油油藏能否采用SAGD開(kāi)發(fā)，劉名等[12-14]根據(jù)理論研究及工程實(shí)踐建立適宜采用SAGD開(kāi)發(fā)的儲(chǔ)層篩選原則。然而單水平井SAGD對(duì)儲(chǔ)層的適應(yīng)條件不同于常規(guī)SAGD，因此基于常規(guī)SAGD開(kāi)發(fā)而建立的儲(chǔ)層篩選原則并不完全適用于單水平井SAGD。目前單水平井SAGD熱采技術(shù)對(duì)薄層稠油儲(chǔ)層的開(kāi)發(fā)適用性尚不明確，且單水平井SAGD注采參數(shù)有待進(jìn)一步優(yōu)化。筆者應(yīng)用數(shù)值模擬進(jìn)行單水平井SAGD開(kāi)發(fā)薄層稠油油藏的儲(chǔ)層適用性評(píng)價(jià)，以單井經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)油量為依據(jù)確定地質(zhì)及流體參數(shù)經(jīng)濟(jì)界限值，得到單水平井SAGD開(kāi)發(fā)的儲(chǔ)層篩選原則，并在初步篩選出的適宜單水平井SAGD開(kāi)發(fā)的稠油油藏基礎(chǔ)上開(kāi)展單水平井SAGD注采參數(shù)優(yōu)化。

1 單井油藏?cái)?shù)值模型建立

哈淺22區(qū)塊油藏儲(chǔ)層有效厚度為6～14 m，屬于中滲儲(chǔ)層，50 ℃下原油平均黏度為13 767 mPa·s，具有油層厚度薄，原油黏度高的特點(diǎn)。以哈淺22區(qū)塊地質(zhì)儲(chǔ)層參數(shù)為參照建立單井SAGD均質(zhì)油藏?cái)?shù)值模型，模型尺寸為300 m ×100 m ×12 m，網(wǎng)格劃分為160× 100× 10。油藏頂深為645 m，有效厚度為12 m，含油飽和度為0.7，水平滲透率為2 500×10-3μm2，孔隙度為30.3%，油藏巖石及流體物性參數(shù)均取自哈淺22塊實(shí)際參數(shù)。

圖1為單水平井軌跡的CMG均質(zhì)模型截面，在三維模型中，設(shè)計(jì)水平井位于油藏中部，距油層底部2 m，水平井段長(zhǎng)為260 m。水平井蒸汽吞吐5個(gè)周期后結(jié)束預(yù)熱并轉(zhuǎn)入SAGD生產(chǎn)階段，水平井趾端蒸汽向上超覆加熱井筒周圍的油藏并向跟端擴(kuò)展，被加熱的原油下泄至井內(nèi)環(huán)空，通過(guò)生產(chǎn)油管舉升至地面，見(jiàn)圖2。

圖1 CMG均質(zhì)模型Fig.1 CMG homogenization model

圖2 單水平井SAGD工藝流程示意圖Fig.2 Process diagram for single horizontal well SAGD

2 儲(chǔ)層適用性評(píng)價(jià)

2.1 經(jīng)濟(jì)極限指標(biāo)確定

采用累積產(chǎn)油量法進(jìn)行經(jīng)濟(jì)界限指標(biāo)研究。單井累積產(chǎn)油量經(jīng)濟(jì)界限定義為單水平井投產(chǎn)后，采油總收入與總投入相等時(shí)的累積產(chǎn)油量[15]。

單井累積投入表示為

M=I+PiWs+NpG+NpD+NpER.

(1)

單井累積收入表示為

Y=NpRC0.

(2)

當(dāng)累積收入與累積投入達(dá)到平衡時(shí)，有

NpRC0=I+PiWs+NpG+NpD+NpER.

(3)

則單井經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)油量為

(4)

式中，G為原油的操作費(fèi)，元/t；M為單井累積投入，元；Np為單井累積產(chǎn)油量，t；Pi為注蒸汽費(fèi)用，元/t；E為稅金，元/t；C0為原油售價(jià)，元/t；R為原油商品率；Ws為單井累積注汽量，t；I為單井鉆井及地面建設(shè)費(fèi)用，元/井；D為總期間費(fèi)用，元/t。

結(jié)合已投入水平井SAGD油田生產(chǎn)的實(shí)際情況，確定單水平井SAGD平均單井投資費(fèi)用為500萬(wàn)元/井，其中包括單井鉆井費(fèi)用和地面建設(shè)費(fèi)用；原油的操作費(fèi)用為250元/t，不包含注蒸汽費(fèi)用；注蒸汽費(fèi)用為110元/t；稅金為150元/t；總期間費(fèi)用為79元/t；原油商品率為98%；計(jì)算原油價(jià)格為50美元/桶時(shí)，單水平井SAGD生產(chǎn)注汽量達(dá)到25×104m3的單井經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)油量為19 938 m3。

2.2 流體及地質(zhì)參數(shù)界限值確定

影響稠油油藏單水平井SAGD的地層及流體參數(shù)主要有原油黏度、油層厚度、滲透率、孔隙度、含油飽和度等[16-17]，為定量研究稠油油藏單水平井SAGD地質(zhì)及流體參數(shù)的合理開(kāi)發(fā)界限，利用建立的單井均質(zhì)油藏模型，模擬計(jì)算了上述地層及流體參數(shù)的單井極限累積產(chǎn)油量，當(dāng)單井累積產(chǎn)油量等于經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)油量時(shí)的參數(shù)值即為該參數(shù)的經(jīng)濟(jì)界限值。

在相同注入蒸汽量下，隨地層原油黏度增大，形成的泄油半徑會(huì)逐漸變小，影響SAGD蒸汽腔的發(fā)育。當(dāng)原油黏度達(dá)到一定值時(shí)，原油流動(dòng)困難，開(kāi)采效果變差。計(jì)算油藏厚度為8～15 m在不同原油黏度(50 ℃)條件下的單井極限累積產(chǎn)油量(圖3)。由圖3可以看出，在相同油層厚度時(shí)，隨著原油黏度增加，單井注入相同注汽量的原油產(chǎn)量逐漸減少。這是因?yàn)樵宛ざ仍礁?，原油流?dòng)性越差，SAGD蒸汽腔邊界上原油泄流速度越慢。當(dāng)油藏厚度h≤9 m時(shí)，不同原油黏度下的累積產(chǎn)油量始終低于單井經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)油量，表明單水平井SAGD開(kāi)發(fā)油藏的經(jīng)濟(jì)油層厚度為9 m。當(dāng)油藏厚度h≥15 m時(shí)，在不同原油黏度下的累積產(chǎn)油量始終高于單井經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)油量。油層厚度分別為10和12 m的稠油油藏采用單水平井SAGD開(kāi)發(fā)的原油黏度界限分別為2 800和12 000 mPa·s。

圖3 儲(chǔ)層原油黏度與單井極限累積產(chǎn)油量關(guān)系Fig.3 Relationship between oil viscosity of reservoir and limit cumulative oil production per well

取原油價(jià)格50美元/桶，計(jì)算不同原油黏度(50 ℃)時(shí)不同油層厚度、滲透率條件下的單水平井SAGD累積產(chǎn)油量如圖4所示。由圖4(a)可以看出，隨著油層厚度減小，單井累積產(chǎn)油量逐漸減小。這是因?yàn)閮?chǔ)層越薄，單井控制地質(zhì)儲(chǔ)量越小，上下圍巖熱損失越大，部分注入蒸汽熱量被圍巖消耗掉，導(dǎo)致單水平井SAGD效果變差。原油黏度為500、4 500、10 000、50 000和100 000 mPa·s的稠油油藏采用單水平井SAGD開(kāi)發(fā)的有效油層厚度分別為9.25 、11.00、12.00、13.15 和13.60 m。

由圖4(b)可見(jiàn)，隨著滲透率增加，單井極限累積產(chǎn)油量增加，這是因?yàn)樵谄渌貙訁?shù)及操作條件不變的情況下，原油的流動(dòng)性隨著地層滲透率增加而增大，相同蒸汽注入量形成的蒸汽腔側(cè)向發(fā)育更好。原油黏度為500、4 500、10 000、50 000和100 000 mPa·s的稠油油藏采用單水平井SAGD開(kāi)發(fā)的滲透率界限值分別為100×10-3、1 000×10-3、2 250×10-3、4 460×10-3和5 100×10-3μm2。

孔隙度越大的油藏單位體積內(nèi)含油量越多，相同生產(chǎn)條件下可開(kāi)采原油量更多。在其他地質(zhì)及流體參數(shù)不變的情況下，孔隙度與單井極限累積產(chǎn)油量的關(guān)系如圖4(c)所示。可見(jiàn)隨著油藏孔隙度增加，單井極限累積產(chǎn)油量明顯增加。原油黏度為500、4 500、10 000、50 000和100 000 mPa·s的稠油油藏采用單水平井SAGD開(kāi)發(fā)的孔隙度界限值分別為0.23、0.26、0.30、0.33和0.35。

地層含油飽和度越高，被加熱的可流動(dòng)原油量越大，下泄至生產(chǎn)井的油量越多。由圖4(d)可知，隨著含油飽和度增加，單井極限累積產(chǎn)油量逐漸增加。原油黏度為500、4 500、10 000、50 000和100 000 mPa·s的稠油油藏采用單水平井SAGD開(kāi)發(fā)的含油飽和度界限值分別約為0.66、0.68、0.70、0.73和0.75。

3 儲(chǔ)層篩選原則建立

根據(jù)油層條件50 ℃下脫氣原油黏度將普通稠油油藏儲(chǔ)層分為5類，通過(guò)確定儲(chǔ)層油藏原油黏度邊界值所對(duì)應(yīng)的地質(zhì)及流體參數(shù)的經(jīng)濟(jì)產(chǎn)油界限值，形成了單水平井SAGD開(kāi)發(fā)這5類稠油油藏的儲(chǔ)層篩選原則，如表1所示。由表1可以看出，油藏原油黏度越大，單水平井SAGD開(kāi)采薄層稠油油藏的儲(chǔ)層厚度要求越大，地質(zhì)參數(shù)的界限要求越高。單水平井SAGD有效開(kāi)發(fā)Ⅰ類油藏的篩選儲(chǔ)層原則為油藏厚度h≥9.25 m，滲透率、孔隙度和含油飽和度分別不低于100×10-3μm2、0.23和0.66；Ⅱ類油藏的儲(chǔ)層篩選原則為油藏厚度h≥11 m，滲透率、孔隙度和含油飽和度分別不低于1 000×10-3μm2、0.26和0.68；Ⅲ類油藏的儲(chǔ)層篩選原則為油藏厚度h≥12 m，滲透率、孔隙度和含油飽和度分別不低于2 250×10-3μm2、0.30和0.70；IV類油藏的儲(chǔ)層篩選原則為油藏厚度h≥13.15 m，滲透率、孔隙度和含油飽和度分別不低于4 460×10-3μm2、0.33和0.73；V類油藏的儲(chǔ)層篩選原則為油藏厚度h≥13.6 m，滲透率、孔隙度和含油飽和度分別不低于5 100×10-3μm2、0.35和0.75。

圖4 儲(chǔ)層地質(zhì)參數(shù)與單井極限累積產(chǎn)油量關(guān)系Fig.4 Relationship between reservoir geological parameters and limit cumulative oil production per well

表1 單水平井SAGD開(kāi)發(fā)儲(chǔ)層篩選原則Table 1 Reservoir screening principles for SAGD development in single horizontal well

4 單水平井SAGD注采方案優(yōu)化

影響單水平井SAGD開(kāi)發(fā)效果的主要操作條件是注汽速度、采注比、水平井射孔段長(zhǎng)度和水平井斜傾角等，在初步篩選出的適宜單水平井SAGD開(kāi)發(fā)的稠油油藏基礎(chǔ)上，開(kāi)展薄層油藏單水平井SAGD注采參數(shù)的優(yōu)化研究。

4.1 注汽速度

蒸汽持續(xù)注入地層，為蒸汽腔內(nèi)部提供能量供應(yīng)，并保證蒸汽腔的有效擴(kuò)展。當(dāng)注汽速度過(guò)高時(shí)，容易引起汽竄，嚴(yán)重時(shí)還會(huì)導(dǎo)致出砂,進(jìn)而損壞水平井[18]。當(dāng)注汽速度過(guò)低時(shí)，會(huì)影響蒸汽腔的整體發(fā)育形狀，降低總泄流能力，因此需要保持合理的注汽速度。對(duì)不同注汽速度以及60 m3/d逐年增加并保持200(60～200)m3/d 時(shí)的生產(chǎn)效果進(jìn)行模擬計(jì)算，得到相同注蒸汽量的累積產(chǎn)油量關(guān)系，如圖5所示。由圖5可知，在相同累積注汽量下，注汽速度越高，累積產(chǎn)油量越大，油汽比和油藏采出程度越高。

原因是SAGD開(kāi)發(fā)過(guò)程中，較低的注汽速度無(wú)法保證蒸汽腔體的有效發(fā)育，難以維持腔內(nèi)蒸汽溫度和干度，熱利用率下降。當(dāng)累積注汽量為25×104m3時(shí)，注汽速度60 m3/d逐年增至200 m3/d表現(xiàn)出最佳的生產(chǎn)效果，相應(yīng)累積產(chǎn)油量為21 137 m3，油汽比為0.085，采收率為27.96%。

圖5 不同注汽速度的累積產(chǎn)油量關(guān)系Fig.5 Cumulative oil production relationship for different steam injection speeds

由單水平井SAGD開(kāi)發(fā)3 a后不同注汽速度在垂直水平井筒方向上的溫度分布(圖6(a))可見(jiàn)，隨著注汽速度提高，SAGD蒸汽腔橫向擴(kuò)展面積增加，泄油半徑增長(zhǎng)，因此提高注汽速度可以明顯提高采收率。受限于開(kāi)發(fā)油藏的厚度較薄，蒸汽腔垂向擴(kuò)展階段較短，橫向擴(kuò)展階段為主要泄油期，該階段泄油速度較穩(wěn)定。注汽速度60 m3/d逐年增至200 m3/d的注汽方案開(kāi)發(fā)3 a后的蒸汽腔分布幾乎與注汽速度60 m3/d對(duì)應(yīng)的蒸汽腔分布相同，累積注汽量相比增加了112%，累積產(chǎn)油量相比增加了106%，表明注汽速度60 m3/d逐年增至200 m3/d的橫向擴(kuò)展階段有效延長(zhǎng)，進(jìn)一步驗(yàn)證了圖5的結(jié)果。

圖6 開(kāi)發(fā)3 a后不同注汽速度、采注比的溫度分布Fig.6 Temperature distribution of different steam injection rates and injection ratio after 3 years of development

4.2 生產(chǎn)井排液能力

在SAGD生產(chǎn)過(guò)程中，排液能力過(guò)低會(huì)導(dǎo)致汽液界面上升，影響蒸汽腔發(fā)育，油層壓力隨之上升；反之排液能力過(guò)高會(huì)導(dǎo)致汽液界面持續(xù)下降，蒸汽被直接采出，不僅影響抽油泵效率，而且降低了蒸汽熱利用率，影響SAGD的生產(chǎn)效果[19-20]，因此需要控制合理的生產(chǎn)井排液能力。分別設(shè)置不同注汽速度下的生產(chǎn)井排液速度，對(duì)生產(chǎn)井排液速度與注汽速度對(duì)應(yīng)的采注比0.85、1.05、1.1、1.15、1.25和1.50的生產(chǎn)效果進(jìn)行模擬，得到不同生產(chǎn)井排液能力下蒸汽腔橫向擴(kuò)展階段溫度分布(圖6)。由圖6可以看出，在蒸汽腔橫向擴(kuò)展階段，隨著生產(chǎn)井排液速度提高，蒸汽腔橫向擴(kuò)展速度明顯提升，蒸汽腔能較好地加熱原油。當(dāng)采注比達(dá)到1.15后，繼續(xù)提高生產(chǎn)井排液速度幾乎不再影響蒸汽腔擴(kuò)展速度。不同生產(chǎn)井排液能力的開(kāi)發(fā)結(jié)果如圖7所示。由圖7可見(jiàn)，累積注汽量均為25×104m3時(shí)，采注比由0.85增長(zhǎng)到1.15，累積產(chǎn)油量明顯增大，油汽比和采收率大幅提升，繼續(xù)增加生產(chǎn)井排液速度，采油效果提升不明顯。生產(chǎn)井排液能力過(guò)低，會(huì)導(dǎo)致加熱的原油和凝析水不能及時(shí)排出蒸汽腔，注入的蒸汽會(huì)損失一部分熱量用于加熱聚集在腔體下部的原油和凝析水混合物，開(kāi)采效果變差；反之生產(chǎn)井排液能力過(guò)高，注入的蒸汽未及時(shí)冷凝即被帶出蒸汽腔，蒸汽熱利用率降低，進(jìn)而影響蒸汽腔垂直方向的擴(kuò)展。因此選擇合適的生產(chǎn)井排液能力對(duì)于促進(jìn)單水平井SAGD的蒸汽腔擴(kuò)展、提升采油效果十分重要。

4.3 水平井射孔段長(zhǎng)度

單水平井SAGD采用長(zhǎng)油管趾端一定長(zhǎng)度范圍射孔出汽，水平井射孔段長(zhǎng)度會(huì)影響井筒上方蒸汽腔的形成和發(fā)育。射孔段越長(zhǎng)，蒸汽與油層的接觸面積越大，產(chǎn)油量越高[21]；但單位油藏面積的蒸汽覆蓋率下降，因此需要探究不同長(zhǎng)油管開(kāi)孔長(zhǎng)度對(duì)單水平井SAGD開(kāi)發(fā)效果的影響。模擬不同水平井射孔段長(zhǎng)度單水平井SAGD的生產(chǎn)效果如圖8所示。由圖8可知，累積注汽量25×104m3時(shí)，水平井筒射孔段長(zhǎng)度由20 m增加至120 m，累積產(chǎn)油量明顯增大，油汽比和采收率明顯提高，同時(shí)含水率下降；若繼續(xù)增加射孔段長(zhǎng)度，累積產(chǎn)油量減小，采油效果反而下降。水平井筒射孔段長(zhǎng)度為120 m表現(xiàn)出最佳的生產(chǎn)效果，相應(yīng)累積產(chǎn)油量為29 152 m3，油汽比為0.117，采出程度為38.56%。

圖7 不同生產(chǎn)井排液能力的開(kāi)發(fā)效果對(duì)比Fig.7 Comparison of development effects with different production well drainage capacity

圖8 不同水平井射孔段長(zhǎng)度的開(kāi)發(fā)效果對(duì)比Fig.8 Comparison of development effects of different perforation lengths in horizontal wells

4.4 水平井斜傾角

水平段軌跡控制技術(shù)可實(shí)現(xiàn)水平井井斜構(gòu)造，水平井斜傾角定義為水平井沿水平方向上傾的角度。水平井斜傾角越大，井造斜高度即水平井趾端相比跟端提升高度越高，水平井斜傾角為0°、0.44°、0.88°、1.32°和1.76°，井造斜高度分別為0、2、4、6和8 m。

圖9 不同井斜高度的日產(chǎn)油速率Fig.9 Oil production rate at different well deviation heights

井軌跡傾角可能影響SAGD蒸汽腔的形狀擴(kuò)展和泄油速率，分別模擬不同水平井斜傾角單水平井SAGD的生產(chǎn)情況。隨著水平井斜傾角增加，單水平井SAGD累積產(chǎn)油量增大，但增產(chǎn)量較少。不同水平井斜傾角對(duì)應(yīng)的單水平井SAGD日產(chǎn)油速率曲線(圖9)顯示，在SAGD開(kāi)發(fā)前中期，水平井斜傾角越高，日產(chǎn)油速率越高，表明提高水平井斜傾角可以增加井筒環(huán)空的泄油速率，但受限于12 m的儲(chǔ)層厚度，井斜高度8 m的水平井斜傾角也僅僅增加了1.76°，因此不同水平井斜傾角的日產(chǎn)油速率差別不明顯。SAGD開(kāi)發(fā)2 000 d后，水平井斜傾角越高，日產(chǎn)油速率越低，此時(shí)蒸汽腔得到了充分?jǐn)U展，一部分蒸汽加熱頂部蓋層而散失熱量。不同井斜高度下油藏頂端溫度分布(圖10)顯示，水平井斜傾角增加，蒸汽腔與油藏頂部接觸面積增加，導(dǎo)致蒸汽對(duì)油藏的加熱效率降低；同時(shí)腔體前端可加熱原油面積減少，造成產(chǎn)油速率下降。因此選取合適的水平井斜傾角需要考慮開(kāi)發(fā)油藏尺寸和井筒水平段造斜附加的經(jīng)濟(jì)成本，優(yōu)選水平井斜傾角為1.32°。

圖10 不同井斜高度下油藏頂端溫度分布Fig.10 Reservoir top temperature distribution at different well deviation heights

5 結(jié) 論

(1)基于單水平井SAGD的經(jīng)濟(jì)極限指標(biāo)，采用數(shù)值模擬方法確定了單水平井SAGD開(kāi)發(fā)地質(zhì)及流體參數(shù)經(jīng)濟(jì)界限值，最終基于原油黏度分類，形成了五類單水平井SAGD儲(chǔ)層篩選原則。利用該原則可篩選適宜采用單水平井SAGD開(kāi)發(fā)的稠油油藏。

(2)單水平井SAGD有效開(kāi)發(fā)Ⅰ類油藏的儲(chǔ)層篩選原則為油藏厚度9.25 m，滲透率、孔隙度和含油飽和度分別超過(guò)100×10-3μm2、0.23和0.66；油藏原油黏度越大，單水平井SAGD要求開(kāi)發(fā)儲(chǔ)層厚度越大，滲透率等儲(chǔ)層條件指標(biāo)界限越高。

(3)開(kāi)發(fā)薄層稠油油藏時(shí)，采用逐漸增加后穩(wěn)定注汽速度的注汽方案，單水平井SAGD的油汽比和油藏采出程度較好。相同的注汽量和生產(chǎn)時(shí)間下，注汽速度60 m3/d逐年增至200 m3/d方案最優(yōu)。

(4)生產(chǎn)井排液能力、水平井筒射孔段長(zhǎng)度會(huì)影響單水平井SAGD的蒸汽腔擴(kuò)展發(fā)育和最終采油效果，增加水平井斜高度可以加快井筒環(huán)空的泄油速率，但受限于儲(chǔ)層厚度，蒸汽腔與油藏頂部蓋層的接觸面積增加，導(dǎo)致蒸汽利用率降低。保持合理的生產(chǎn)井排液能力即采注比1.15～1.2、水平井筒射孔段長(zhǎng)度120 m、水平井斜傾角1.32°較為合適。