重32井区SAGD开发阶段生产参数优化

2016-12-20桑林翔杨万立

特种油气藏 2016年1期

关键词：干度井区油藏

桑林翔，姜丹，刘名，李婷，杨万立

(中国石油新疆油田分公司，新疆克拉玛依 834000)

重32井区SAGD开发阶段生产参数优化

桑林翔，姜丹，刘名，李婷，杨万立

(中国石油新疆油田分公司，新疆克拉玛依 834000)

重32井区SAGD开发区为风城油田首个SAGD规模化推广区，目前各井组处于蒸汽腔上升阶段。为加速蒸汽腔扩展速度、提高油藏开发效果，需要对生产阶段进行生产参数优化。利用油藏数值模拟技术，通过确定生产阶段的目标函数及生产参数，对“两目标、三因素、三因子”进行敏感性分析，根据注采参数的影响结果进行生产参数优化。研究结果表明，生产阶段高压扩腔、增汽提液、均衡控液的调控思路可有效提高SAGD开发效果。该研究现场应用后，单井组日产油由16.4 t/d上升至21.6 t/d，油汽比由0.19上升至0.24，开发效果显著提升，为同类油藏提高SAGD开发效果提供了借鉴。

SAGD；蒸汽腔上升阶段；敏感性分析；生产参数优化；重32井区

0 引言

SAGD开发过程一般笼统划分为启动阶段和生产阶段，生产阶段依据其蒸汽腔发育特征划分为蒸汽腔上升、横向扩展和下降3个阶段[1-2]。由风城油田SAGD开发实践可知，目前大多数井组处于蒸汽腔上升阶段，具有普遍规律：生产2～3 a的井组较生产1～2 a的井组产油量多，水平段动用程度高的井组较水平段动用程度低的井组产油量多[3]。若该阶段生产参数保持不变，将导致蒸汽腔发育迟缓，降低产油量和油汽比，也将导致产油高峰的延迟[4]。以重32井区SAGD开发区为例，开展蒸汽腔上升阶段生产参数优化研究，通过敏感性分析和SAGD生产参数优化提高SAGD开发效果。

1 重32井区SAGD开发区概况

重32井区位于准噶尔盆地西北缘风城油田西部，西邻乌尔禾镇，距离克拉玛依市区东北约130 km。2008年开辟重32井区SAGD先导试验区，部署实施双水平井SAGD井组4对，动用含油面积0.2 km2，动用石油地质储量106.7×104t，2012年在试验区外围实施SAGD井组22对，动用含油面积为1.05 km2，动用石油地质储量为343.6×104t。重32井区SAGD开发区齐古组油藏属于辫状河流沉积，具有“五高三低”的特点，即：孔隙度高，平均为31.7%；渗透率高，平均为2 552×10-3μm2；含油饱和度高，平均为73.5%；油层厚度大，为25～41 m；原油黏度高，50 ℃脱气原油黏度为2.9×104mPa·s；油藏埋藏浅，平均为190 m；原始地层温度低，平均为18 ℃；原始地层压力低，平均为2.2 MPa。

根据以上油藏参数，利用CMG-STARS热采模块，建立典型SAGD井组的油藏数模模型，并应用CMG-CMOST模块进行参数敏感性分析，进而优化生产参数。

2 生产参数敏感性分析

生产参数敏感性分析需确定目标函数，由于蒸汽腔上升阶段的特点是产油量随蒸汽腔高度的增加而上升，同时考虑注采平衡和SAGD开发的经济性[5-6]，因此，蒸汽腔上升阶段目标函数确定为累计产油量和累计油汽比。操作压力(指蒸汽腔操作压力)决定蒸汽腔内部到边缘的温度，从而影响原油黏度分布，可以改变SAGD的泄油速率；Subcool(生产井井底流压对应的饱和蒸汽温度与流体实际温度的差值)决定蒸汽腔汽液界面的高度，需稳定在适当的范围，避免淹没蒸汽腔和直接汽窜；蒸汽干度越高，蒸汽携带的汽化潜热越高，越能促进蒸汽腔的发育[7-8]，因此，分析的生产参数确定为操作压力、Subcool、注汽干度。

2.1 生产参数的敏感性

累计产油量作为目标函数，通过模拟得到针对累计产油量的生产参数敏感性主次关系为操作压力、Subcool、注汽干度，且操作压力和Subcool的敏感性远高于注汽干度。因此，操作压力、Subcool是影响累计产油量的敏感因素。由于操作压力决定蒸汽腔温度，影响蒸汽加热原油的能力，Subcool的高低反映出汽液界面的高低，共同影响着SAGD井的生产能力。

累计油汽比作为目标函数，通过模拟得到针对累计油汽比的生产参数敏感性主次关系为注汽干度、Subcool、操作压力，且注汽干度的敏感性远高于操作压力和Subcool。因此，注汽干度为最敏感因素。注汽干度越高，蒸汽的汽化潜热越高，越能有效加热油层，加热同体积原油需要的蒸汽量越少，则累计油汽比越高(表1)。

表1 生产参数敏感性分析结果

2.2 生产参数的调控

针对不同目标函数的敏感性关系，提出生产参数的调控思路。通过提高操作压力来提高蒸汽腔温度，加速蒸汽腔发育；通过增加蒸汽量稳定汽液界面，从而提高产液量，降低Subcool，并稳定在一个合适的范围，进而达到提高产油量和油汽比的目的。因此，蒸汽腔上升阶段的调控思路为高压扩腔、增汽提液、均衡控液。

3 生产参数优化

3.1 操作压力优化

蒸汽腔操作压力影响SAGD的泄油速率和油汽比。通过模拟操作压力分别为2.4、2.6、2.8、3.0、3.2 MPa时的井组生产情况发现，操作压力越高，累计产油量越大(图1)。但操作压力过高，易发生蒸汽指进，从而突破至生产井，降低蒸汽热效率，因此，需要确定合理的操作压力。

图1 SAGD井组操作压力优化模拟曲线

蒸汽腔上升阶段操作压力的确定原则为：操作压力的最小值应高于原始地层压力；数值模拟对比不同蒸汽腔操作压力的SAGD生产效果；考虑地层破裂压力的限制[9-10]。

SAGD蒸汽腔上升阶段，保证高于原始地层压力且低于油藏地层破裂压力的同时，维持较高的操作压力可以提高注汽温度，降低原油黏度，缩短开发期。SAGD蒸汽腔操作压力应较地层破裂压力低10%～15%，因为该区合理操作压力为3.0～3.2 MPa。

3.2 井间Subcool优化

首先，考虑井筒压降，维持流体稳定流动，避免蒸汽腔接近生产井，造成蒸汽突破，给定Subcool最小值；其次，液面高度随Subcool的增加而增加。Subcool过大将导致汽液面接近注汽井，不利于蒸汽腔发育。模拟操作压力为3 MPa时，井间Subcool为5、10、15、20、25 ℃时的井组生产情况发现，Subcool为5～15 ℃时，累计油汽比较高，且变化不大；当Subcool超过15 ℃时，累计油汽比降低，生产效果明显变差(图2)。因此，井间Subcool控制为5～15 ℃，能保持稳定的汽液界面，增加泄油能力。

图2 井间Subcool优化模拟曲线

3.3 井底蒸汽干度优化

蒸汽干度是影响SAGD生产的重要因素，蒸汽腔能否形成并逐渐扩展主要取决于蒸汽干度。因此，SAGD阶段要求的蒸汽干度相当高，要有利于蒸汽腔的扩展，以有效加热油层，增大泄油速度[11-12]。模拟不同井底蒸汽干度下的开发效果可以看出，随着蒸汽干度的提高，SAGD生产效果明显提高(表2)。建议井底的蒸汽干度应高于75%[13]。

表2 不同井底蒸汽干度下的SAGD开发效果

综上分析，重32井区蒸汽腔上升阶段的生产参数优化结果为：蒸汽腔上升阶段操作压力高于原始地层压力的同时，较地层破裂压力低10%～15%；井间Subcool控制为5～15 ℃；井底蒸汽干度应高于75%。

4 应用效果分析

油田现场将该研究成果进行应用，对重32井区SAGD开发区井组进行生产参数优化。以该区A井组为例(图3)，采用过热锅炉产生的蒸汽注入注汽井，符合蒸汽干度要求。当最低井间Subcool下降至5 ℃时，说明井下液面较低，蒸汽腔供液能力不足，此时操作压力仅为2.7 MPa，需要增加注汽井注汽量。增加注汽量一段时间后，操作压力上升至合理范围(3.1 MPa)，Subcool上升至15 ℃以上，表明井下液面已经很高，有足够的供液能力，此时开始提液，一方面保证了井下液面不会出现大的波动，防止汽窜现象的发生，另一方面满足了不断提高SAGD井开发效果的现场需要。从该井生产曲线可见，经过一个增加注汽量提液周期后，日产液由80 t/d增至117 t/d，日产油由42 t/d增至54 t/d。另外，蒸汽腔在这种生产调控思路下的发育规模明显扩大。

通过不断优化蒸汽腔上升阶段生产参数，重32井区SAGD开发区开发效果显著提升，单井组日产油从2014年初的16.4 t/d上升至目前的21.6 t/d，油汽比从2014年初的0.19上升至目前的0.24。现场实践结果表明，重32井区SAGD开发区蒸汽腔上升阶段生产参数优化研究的方法和思路是正确的。在深入认识油藏的基础上，开展油藏数值模拟工作，分析生产参数敏感性，优化关键生产参数，可以切实提高SAGD的开发效果。目前正结合风城油田其他SAGD开发区油藏和生产特点，将该技术进行推广应用，指导生产调控工作。