直平组合SAGD注采井网及参数影响研究

张辉登，李春兰，黄世军，魏绍蕾，韩建亭

（1.中国石油大学（北京）石油工程学院，北京 102249；2.中国石化中原油田分公司采油二厂，河南 濮阳 457532）

直平组合SAGD注采井网及参数影响研究

张辉登1，李春兰1，黄世军1，魏绍蕾1，韩建亭2

（1.中国石油大学（北京）石油工程学院，北京 102249；2.中国石化中原油田分公司采油二厂，河南 濮阳 457532）

根据辽河油田某区块馆陶组油层蒸汽辅助重力泄油（SAGD）先导试验区实际静态数据和动态数据，建立了油藏数值模型，应用该模型对注采井网和注采参数进行了研究。根据测井曲线和动态分析，确定地层中有3段物性较差的地层，且油藏顶部和底部分别发育有水层。对比了2种不同的轮换注汽方式及连续注汽的开发效果，结果表明，轮换注汽能更好地驱替直井井间的剩余油，因而效果好于连续注汽，能够得到较长的稳产期和更高的采收率。关于注采参数，主要研究了注汽速度对最优采注比的影响，模拟了不同注汽速度和不同采注比组合下的SAGD生产过程。通过对比累计产油量，得出了注汽速度与最优采注比的关系曲线。

蒸汽辅助重力泄油；直平组合；轮换注汽；采注比

稠油油藏的开发技术主要有蒸汽吞吐、蒸汽驱、HDCS、蒸汽辅助重力泄油［1-4］（SAGD）等。其中SAGD有3种布井方式，分别为双水平井方式、直井与水平井组合方式和单水平井蒸汽辅助重力驱方式［2-5］。国外现场应用较多的是双水平井方式，仅在少数几个油田［6］应用直井与水平井组合方式。辽河油田在已有直井的基础上采取直井与水平井组合SAGD开发方式［7-9］，便于进行横向和纵向非均质性的调控［10-13］。辽河油田某区块馆陶组先导试验区［14］储层内部发育有低渗条带，一方面抑制了蒸汽腔纵向扩展，另一方面延缓了顶水下泄。本文通过调整直井注汽井网，研究了注采井网对开发效果的影响，并对影响开发效果的几个主要参数进行了数值模拟，同时还研究了注采参数的影响。

1 数值模型的建立

1．1 地质参数

建立数值模型时，参考了辽河油田某区块馆陶组先导试验区的地质参数。为了分析较差物性段的影响，对相关地质参数进行了简化，将各处有效厚度、孔隙度、渗透率、含油饱和度等进行均一化处理。简化后的主要地质参数见表1。

表1 数值模型地质参数

1．2 模型的建立

井网设计采用2排直井，中间布置1口水平生产井。直井井距为70 m，水平井井段长度为300 m，直井井排距离为70 m，井位平面分布见图1。

图1 直平组合SAGD生产井网结构示意

网格划分采用15×43×62=39 990，X方向为2.5 m+13×5 m+2.5 m=70 m，Y方向为5 m+41×10 m+5 m= 420 m，Z方向为5×6 m+1×2 m+50×2 m+1×2 m+5×6 m= 164 m。其中顶、底水层厚度均为30 m，水体和油藏之间设置一层沥青壳，厚度为2 m，其黏度较大。

根据现场实际测井数据，在模型中设置了3层差物性段，分别设置在第18，33，43网格，厚度为2 m，渗透率为400×10-3μm2。

根据辽河油田生产实际，前期进行蒸汽吞吐，直井10个周期，水平井5个周期，直井与水平井达到热连通后转入SAGD生产。吞吐时间累计2 000 d（约5.5 a），直井与水平井之间的连通温度达到80℃以上，水平井井底压力降至3 MPa，累计产油量为6.5×104m3，采出程度为11.5%。转入SAGD生产阶段继续生产7 380 d（20.2 a），合计生产时间9 380 d（25.7 a）。

2 注采井网的影响

根据数值模型中的井位布置，共模拟了3种井网下的生产过程，分别为5-5交替注汽、6-4交替注汽、10口井均匀注汽。各注采井网条件下总的注入量一致。交替注汽井位分布见图2，各井网的日产油量变化见图3。

由于井网不同单井注入速度不同，到达井底时的注入干度也不相同。将注汽速度定为300 m3/d，到达井底时的注入干度分别为5-5交替注汽0.78、6-4交替注汽0.75/0.80、10井交替注汽0.64。采注比为1.15，3种井网下采出程度分别为57.97%，56.75%，55.56%。因此，5-5交替轮换注汽效果最好，6-4井网和10井网分别低1.2%和2.4%。

图2 交替轮换注汽示意

图3 不同井网的日产油量变化

由图3可以看出，在生产至4 200 d左右，10口井均匀注汽的日产油量和其他2种井网形式下的日产油量开始出现明显差别，直至6 200 d左右才又趋于接近。这说明，其开发效果差异主要出现在 4 200～6 200 d这段生产时间内。为了进一步分析产生差异的原因，截取了这段时期内的含油饱和度分布场图，通过对场图的分析，可以更直观地看到蒸汽腔的形状和变化规律以及剩余油分布的状况（见图4）。

图4 4 300 d时不同井网的J-K饱和度场

由图4可以看出，当生产至4 300 d时，10口连续注汽井网蒸汽腔已经突破顶水，产油量开始下降。此时注汽井间仍有大量剩余油未被驱到，但此时的累计采油量较大。其他2种井网蒸汽腔距离顶水还有一定距离，因而仍能继续稳定生产，产油量基本保持不变。由此可见，由于10井网没有交替注汽，井间动用程度差，剩余油较多是导致采出程度降低的主要原因。

在进行注采井网优化时，要注意采注比的影响，选取不适当的采注比会对井网优化的结果产生影响。下面以采注比为1.10，1.15，1.20时的采出程度对比来说明采注比的影响。表2为不同采注比和注采井网的采出程度对比。

表2 不同采注比和注采井网的采出程度统计

由表2可以看出，不同采注比条件下得到的最优井网是不同的。采注比为1.10时，最优的井网为6-4井网；采注比为1.15时，最优的井网为5-5井网；采注比为1.20时，最优的井网为10井网。采注比为1.2时明显偏大，此时由于严重汽窜导致总体采出程度大幅降低。因此，只有在合适的采注比条件下，优选出的井网才是正确的。

3 注采参数的影响

现场SAGD生产过程中，影响最大的参数是采注比、注汽速度和注汽干度。

3.1 采注比与注汽速度的影响

在不同的注入速度下，会有不同的最优采注比。因此，有必要研究注入速度对采注比优化的影响。本文分别研究了注入速度为150，200，250，300，350 m3/d，以及采注比为1.10，1.15，1.20，1.25，1.30共22种组合的生产过程，并对比了每个注入速度下的累计产油量（见表3）。

由表3可知，注汽速度并不是越大越好，而是存在一个最优值。当注汽速度为最优值时，累计产油量最大，采出程度最高。而不同采注比条件下的最优注汽速度是不同的，表3中每行中的最大值为相应注汽速度下的最优采注比。由此可以得到注汽速度与最优采注比的关系曲线（见图5）。从图5中可以看出，随着注汽速度增大，最优采注比降低。

表3 不同采注比和注汽速度组合下的累计产油量对比

图5 最优采注比与注汽速度的关系

图5可作为最优采注比随注汽速度变化的标准图版，该图版可以用于确定给定注汽速度时的采注比。但需要注意的是，对于不同的油藏条件，该图版会有一定的变化。

3.2 注汽干度的影响

在本次研究中，分别模拟了注汽干度为0.45，0.55，0.65，0.75，0.85，1.00条件下的生产过程，结果见图6。

图6 不同注汽干度条件下的最终采出程度对比

从采出程度对比来看：注汽干度从0.55上升到0.85时，采出程度缓慢增加，干度每增加0.10，采出程度增加0.5%～0.8%；而蒸汽干度保持为1.00时，采出程度达到62.9%，比干度为0.85时高出4.1%。由此可见，注汽干度为1.00时采出程度明显提高。如果在井口注入过热蒸汽，保证蒸汽到达井底时干度约为1.00，则能明显提高开发效果。

4 结论

1）交替注汽比连续注汽效果好，交替注汽能较好地动用直井间原油，蒸汽腔上部界面发育比较均匀，突破顶水时间较晚，具有较高的采收率。

2）注汽速度有一个合理区间，过低时采油速度低，最终采出程度低，过高时容易发生汽窜，采出程度低。注汽速度影响最优采注比的选取，随着注汽速度增大，最优采注比降低。

3）蒸汽干度越高，采油速度和采出程度越高。

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（编辑 高学民）

Effects of injection-production pattern and parameter on SAGD using combination of vertical and horizontal wells

Zhang Huideng1,Li Chunlan1,Huang Shijun1,Wei Shaolei1,Han Jianting2
(1.College of Petroleum Engineering,China University of Petroleum,Beijing 102249,China;2.No.2 Oil Production Plant, Zhongyuan Oilfield Company,SINOPEC,Puyang 457532,China)

Based on the development of Guantao pilot block in Liaohe Oilfield,a reservoir numerical model is built to research the effect of injection-production pattern and parameter on Steam-Assisted Gravity Drainage(SAGD).The model between two aqueous layers contains three low permeability layers in the light of well log and production data.The results of two injection-production patterns show that alternate steam injection is better than that of steam injection,and it can bring long stable production period and high recovery ratio.The effect between steam injection rate and production factor is researched and the procedure is simulated with different injection rate and production-injection ratio.The relation curve of injection rate and optimal production-injection ratio is obtained through contrasting the cumulative oilproduction.

SAGD;combination of vertical and horizontal wells;alternate steam injection;production-injection ratio

国家科技重大专项“海上稠油高效开发新技术”课题“海上稠油热采综合评价方法研究”（2011ZX05024-005-006）

TE33

：A

10.6056/dkyqt201501021

2014-08-26；改回日期：2014-11-18。

张辉登，男，1984年生，在读硕士研究生，研究方向主要为稠油热采等方面。E-mail：zhanghuideng@163.com。

张辉登，李春兰，黄世军，等.直平组合SAGD注采井网及参数影响研究［J］.断块油气田，2015，22（1）：94-97.

Zhang Huideng，Li Chunlan，Huang Shijun，et al.Effects of injection-production pattern and parameter on SAGD using combination of vertical and horizontal wells［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2015，22（1）：94-97.