杜84块SAGD百吨井影响因素分析及应用

张国禄

(中国石油辽河油田分公司，辽宁 盘锦 124010)

杜84块构造上位于辽河盆地西斜坡中段，共发育三套开发层系，其中馆陶油层为超稠油油藏[1,2]。2000年在研究区开始部署70 m井距正方形井网进行吞吐开发，随着吞吐轮次的增加，周期产量递减，油汽比降低。为进一步提高采收率，重点发展和攻关了组合式蒸汽吞吐技术、水平井吞吐技术以及SAGD开采技术[3-5]。其中SAGD开发技术运用双水平组合或直平组合向地层中注入蒸汽形成蒸汽腔，降粘的原油及凝析液在重力作用下流向生产井并采出，其理论采收率可以达到50%～70%。近年来，杜84 块馆陶油藏采用SAGD开发技术取得了较好的经济效益，但在快速上产的压力下，如何实现SAGD高速、高效开发，因此提出了SAGD单口生产井日产油达到100 t(以下简称SAGD百吨井)的目标。本文将储层特征与油井动态特征相结合，分析影响馆陶SAGD百吨井的地质和开发因素，研究百吨井开发技术对策，成功实现SAGD百吨井13口，推动了SAGD整体产量和效益的提升。

1 地质条件分析

1.1 沉积相

曙一区馆陶组地层是一套以粗碎屑为主的湿型冲积扇沉积体，发育在常年有流水的潮湿地区，平面上发育的大面积厚而宽的冲积河流形成了良好的储层砂体[6,7]。杜84块馆陶油层位于冲积扇扇根下部和扇中亚相，进一步细分为泥石流、辫状河道、辫流砂坝、漫洪和漫流微相，其中扇根漫洪和扇中漫流沉积是洪泛期形成的细粒沉积物，一般发育较薄且不稳定，多半由于受到河道侵蚀切割无法完整保存，所以，馆陶油层最终形成了主要由泥石流沉积的砾岩层、河道沉积的砂砾岩层、中-粗粒砂岩层和细粒砂岩层组成的多旋回层序叠置，油层纵向整体连通程度高达93%，沉积背景具备了有利储层发育的沉积条件。

1.2 储层物性

杜84块馆陶油藏为边顶底水油藏，空间上近似馒头状，中部近乎等厚，边部迅速减薄，油层与周围水体之间没有纯泥岩隔层[8]。油层厚度在23.6～126.6 m，平均厚度77.0 m，油层埋深530～720 m。SAGD井组部署区域油层厚度更大，平面分布稳定，单井有效厚度在85～97 m之间，平均为90.5 m，平均孔隙度36.3%，平均渗透率5.54 μm2，含油饱和度71%，为高孔、高渗优质储层。与国外浅层SAGD开发油藏相比较，油层埋藏较深，含油饱和度略低，但油藏有效厚度和储渗条件相对优越，完全具备单井高产的条件。

杜84块馆陶组湿地扇具有近物源、快速沉积的特点，储层纵向非均质性较强，丰水期冲积河流形成了良好的储层砂体，干旱期沉积的细粒沉积物在储层中形成了和储层相互叠置的低物性隔夹层[9,10]。这些低物性隔夹层岩性以油斑粗砂岩、粉砂质细砂岩和泥质粉砂岩为主，厚度较薄，一般在0.2～2.0 m，具有一定的含油性和渗透性，含油饱和度40%左右，孔隙度小于20%，渗透率小于300 mD。由于垂向渗透率的降低，汽腔的上升速率减慢，相同操作时间内的重力泄油高度降低，SAGD达到高峰产量的时间延长，若油层中隔夹层连续发育，会终止汽腔的进一步上升，降低油层的实际泄油厚度和高峰产油量。根据岩心、测井和生产动态资料，馆陶油层内低物性隔夹层在垂向上多旋回叠置发育，目前对SAGD百吨井开发影响较大物性隔夹层埋深630～640 m，位于水平井上部20～30 m，该套隔夹层是阻碍实现单井百吨生产的渗流屏障。

2 动态条件及影响因素

实现馆陶油层SAGD单井日产百吨目标除了具备优越的静态地质条件外，还需具备一定的动态条件。油井动态分析表明，馆陶油层SAGD生产井单井产能差异较大，各井、各井组单元间在蒸汽腔高度、操作压力、注采压差、采油速度、油汽比、采注比、含水率等动态特征也存在较大差异。根据百米水平段日产油等特征参数馆陶SAGD井可以分为三类(见表1)，每类井动态特征参数有各自的范围，其中百吨井均属于Ⅰ类井，但这些动态参数种类繁多，且不同参数间相互制约，不能把每个参数都作为影响SAGD产能的动态条件。

研究把蒸汽腔高度、有效水平段动用长度、操作压力、Sub-cool值四项关键指标视为影响SAGD产能的基本动态条件，其它指标均受其影响。根据SAGD产能公式，SAGD日产油能力除了与孔隙度、渗透率、含油饱和度等静态油藏地质条件有关外，还受水平段的有效长度、泄油高度、蒸汽温度下的可动油饱和度、原油运动粘度影响，而蒸汽腔温度下的可动油饱和度和原油运动粘度均受控于蒸汽腔操作压力，所以，蒸汽腔高度、水平段动用程度、操作压力是影响SAGD产能的动态条件，而Sub-cool值是操作压力衍生的一项指标。

加拿大Butler 博士等人[11]对SAGD 技术的机理和预测理论进行了大量的室内物理模拟和理论研究，并推导了SAGD产能计算公式，其中稳产阶段计算公式为：

表1 馆陶油层SAGD油井动态特征分类统计表

式中：q为日产油速度，m3/d；L为水平井水平段有效长度，m；k为油层中油相有效渗透率，m2；g为重力加速度，m/s2；a为油层热扩散系数，m2/d；φ为油层孔隙度；ΔSo为蒸汽腔温度下的可动油饱和度；h为生产井以上部分的纯油层泄油高度，m；m为粘性特征参数；v为蒸汽腔温度下的原油运动粘度，m2/d。

利用上述公式可以计算出馆陶油层重力泄油速率，图1是馆陶油层不同泄油高度、有效水平段长度条件下的重力泄油速度曲线，可以看出，当蒸汽腔高度达到40 m，且有效水平段动用长度达到300 m时，水平井日产油可达到100 t。SAGD百吨井操作压力、Sub-cool值界限的确定过程比较复杂，后文有详细论述。

对照SAGD百吨井地质、动态条件，目前制约SAGD日产油上产至百吨水平的主要因素有三个：1)油藏内部发育低物性隔夹层影响蒸汽腔高度和产油量；2)受平面非均质影响，水平段动用程度低，制约了SAGD井产能；3)SAGD井组间操作压力不均衡，普遍存在井间干扰。

3 SAGD百吨井开发技术研究

针对制约SAGD上产百吨的主要因素，开展了SAGD百吨井开发技术对策研究，具体包括驱泄复合、水平段均衡动用、操作压力控制和Sub-cool值调控四项技术。

3.1 驱泄复合开发技术

为了确定原油穿越物性隔夹层的可行性和驱泄复合实施界限，对不同开发方式、不同隔夹层条件下馆陶油层蒸汽腔扩展模式进行了研究。在SAGD和驱泄复合两个数值模型中，对厚度为1.5 m不同渗透率(0 mD、25 mD、50 mD、100 mD、200 mD、300 mD、500 mD)物性隔层进行数值模拟。结果表明，物性夹层的泄油能力与开发方式和渗透性关系较大，在SAGD开发方式下，物性隔夹层渗透率大于300 mD时，蒸汽腔才能动用隔夹层上方剩余油，在驱泄复合开发方式下，理论界限值降至50 mD，当渗透率大于100 mD时，几乎不影响隔夹层上方原油动用，可以取得较好的开发效果。馆陶油层内物性隔夹层渗透率多数都大于50 mD，根据以上研究成果，应用隔夹层上下同时注汽的驱泄复合方式可以实现隔夹层上方原油有效动用。

矿场应用上，直平组合SAGD无需增加新井工作，通过调整注汽井段可实现隔层上方注汽，当低物性夹层上部油层温度大于100 ℃时，低物性段上方补孔注汽，隔夹层上方原油被蒸汽驱动至隔夹层薄弱部位并泄至生产井，形成驱泄复合开采方式。2012年开始对16个井组52口注汽井进行了调整，调整后蒸汽腔上升15～25 m，产量大幅提高，其中有9个井组汽腔高度上升至40～45 m，日产油均达到了百吨生产水平，9井组日产油由515 t上升至993 t。

3.2 水平段均衡动用技术

蒸汽腔均衡发育是SAGD开采过程的最大挑战，因为蒸汽腔均匀发育程度直接影响到采油速度和采收率[12，13]。在蒸汽腔平面调控上，直平组合SAGD相对双水平井也具有一定优势，因为平面注汽井点调整较灵活，有利于水平段均匀动用。数值模拟与生产动态结合分析表明，直平SAGD开发初期蒸汽腔的数量与注汽井点数一致，随注汽井点的增加，日产油也随之增加，一类井组平均百米注汽井点数为1.8口，平均百米日产油可达16.8 t，二类井组平均百米注汽井点数为1.2 口，平均百米日产油可达8.5 t，三类井组平均百米注汽井点数为1口，平均百米日产油仅为5.6 t。由此可见，注汽井点数决定蒸汽腔数量，可以通过多个井点注汽提高井组产量。但部分井组注采井间未形成有效热连通，注汽井点不一定是泄油井点，通过重新吞吐预热、注汽激励方式改善注采井间热连通，当注采井压差降至0.5 MPa时，该注汽井即为泄油井点，单个泄油井贡献日产油约30 t。为保证馆陶SAGD获得百吨的开发效果，每百米泄油井数需达到1.5口以上。近几年来，通过实施水平段均衡动用技术，增加注汽井点22个、泄油井点16个，平均单井组日产油增加30 t。例如，百吨井组杜84-馆H50在注汽井泄油井点逐步增加过程中，水平段温度和动用程度逐步提高，当泄油井点达到4个时，日产油上升至120 t。

3.3 操作压力控制技术

除了培养蒸汽腔均衡扩展外，SAGD百吨生产过程还需要合理控制蒸汽腔操作压力。业内普遍认为，低压操作对应高油汽比和低采油速度，高压操作对应高采油速度和低油汽比，本次研究认为操作压力对SAGD不同阶段的采油速度和油汽比有着不同程度的影响，为确定操作压力对SAGD不同开发阶段采油速度和油汽比的影响，分别模拟了操作压力为2.5 MPa、3.0 MPa、3.5 MPa、4.0 MPa、4.5 MPa 时的SAGD开发效果(见图2)。模拟结果表明：在SAGD生产初期，较高的操作压力对应的油汽比并未下降，但产量上升速度明显提升；在SAGD生产中后期，较高的操作压力对应的注汽量增加，面产量上升速度有限，油汽比有所下降。

根据以上模拟结论，SAGD生产过程宜采用变油层操作压力的方式，即SAGD不同开发阶段选择不同的操作压力范围，推荐在汽腔到达油层顶部之前的初期，应适当提高操作压力，即4.0 MPa左右；达到产油高峰后，从经济开发角度考虑，应逐步降低操作压力，控制在3.0～3.5 MPa为宜。现场根据温压监测资料和生产动态特征调整注汽排量，控制操作压力在目标操作压力范围，从而保证百吨产量的同时提高蒸汽热利用效率。

3.4 Sub-cool值调控技术

SAGD生产过程，生产井排液速度应该与蒸汽腔的泄油速度相匹配，最佳排液速度为注汽速度的1.2～1.5倍，排液速度过高过低会影响蒸汽腔扩展并拉低油汽比。馆陶直平SAGD两口生产井共用中间一排注汽井，井组间的干扰不可避免，很难确定单井组的采注比是否控制在合理范围内[14,15]。为指导SAGD采油井工作制度调整，生产调控过程中引入Sub-cool值概念模型，Sub-cool值是水平井井底温度与流动压力对应饱和蒸汽温度的差值，其大小主要取决于蒸汽腔压力和井底流动压力，其要作用是避免井底蒸汽突破和井底积液，追求最高采油速度。为确定SAGD百吨井合理的Sub-cool值控制范围，取Sub-cool分别为5、10、15、20、25 ℃进行数值模拟研究，结果见表2。从表2中可以看出，采油速度、累产油随着Sub-cool值的升高而降低，而油汽比先升高后降低，Sub-cool值25 ℃比10 ℃时累产油减少 5.7×104m3，采出程度降低4.3%，油汽比低0.06，这是由于Sub-cool值越大，汽液界面越高，Sub-cool值越小，汽液界面越低。Sub-cool值在10～15 ℃时，生产效果较好，可实现百吨井稳定高效生产。

表2 不同Sub-cool值下SAGD生产效果对比表

4 应用效果

SAGD开发过程中，应用驱泄复合、水平段均衡动用、操作压力控制、Sub-cool值调控技术共实现SAGD百吨井13口，最高单井日产油150 t，最高单井累产油33.5×104t，充分发挥了SAGD水平井高效采油的技术优势。

1)单井产油量和油汽比大幅提高。应用SAGD百吨井开发技术后，13口百吨井(见图3)日产油由715 t提高至1 430 t，平均单井日产油由55 t上升至110 t，含水由82%下降至72%，阶段油汽比由0.21上升到0.31；

2)对比吞吐方式单井产油量大幅提高。13口百吨井平均单井日产油110 t，相当于24口吞吐直井，相当于11口吞吐水平井；SAGD生产时率高达93%，单井年产油高达3.8×104t，是吞吐直井的39倍，是吞吐水平井的19倍；

3)单位操作成本大幅下降。13口SAGD百吨井吨油操作成本由911元/t下降至497元/t，对比SAGD区块单位操作成本降低348元/t，对比吞吐单位操作成本降低1 398元/t。

5 结论

1)综上所述，影响百吨井的地质因素主要有沉积条件、储层物性和隔夹层等三方面，开发影响因素主要有蒸汽腔高度、有效水平段动用长度、操作压力和subcool等四个方面；

2)针对百吨井的静态、动态影响因素，制定了驱泄复合、水平段均衡动用、操作压力控制和subcool值调控等四项技术进行调控，并取得了产油量大幅提高、操作成本下降等较好的应用效果。

该系列技术对同类型油藏开发具有重要的借鉴意义。

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