超稠油直井辅助双水平井SAGD技术研究

王江涛

（中国石油新疆油田公司勘探开发研究院，新疆克拉玛依 834000）

准噶尔盆地西北缘稠油油藏是在长期的地史演化过程中，早期油藏遭到破坏，油气沿着克－乌断裂发生二次、三次运移，向上至推覆体上盘超覆尖灭带形成次生油藏，再经轻质组分散失、水洗氧化以及剧烈的生物降解作用等，最终生成的油藏[1，2]。风城油田侏罗系稠油油藏在区域构造上位于准噶尔盆地西北缘乌夏断褶带、夏红北断裂上盘中生界超覆尖灭带上，北以哈拉阿拉特山为界，南邻玛湖凹陷北部斜坡带，油藏上倾方向及下倾方向被断层切割，由于长期处于区域构造高部位，且储集体与油源断裂相连通，是油气运移的主要指向区。蒸汽辅助重力泄油（SAGD）技术是开发超稠油的一项有效技术，具有驱油效率高、采收率高的优点，目前双水平井SAGD开发技术在风城油田已历经10年试验开发，应用比较成熟，并探索出了一套适合风城油田超稠油老区调整开发的直井辅助SAGD技术。

1 技术原理

直井辅助双水平井SAGD技术，指的是在SAGD井组侧上方部署1口或多口辅助直井，通过直井蒸汽吞吐，形成新的腔体，随着直井腔体前缘的扩展，与双水平井SAGD井组原有蒸汽腔逐渐连通融合，增加了蒸汽腔的体积，在重力与驱动力的双重作用下，采油速度显著提高，未动用处储量得到充分动用[3-8]（见图1）。

2 技术特点及直井辅助效果分析

综合理论实践分析，直井辅助SAGD技术与常规SAGD技术对比，主要有以下三方面特点：

（1）SAGD各井组蒸汽腔由于储层非均质性的影响，发育不均衡，呈现“串珠状”分布，通过在蒸汽腔发育不好甚至不发育处，针对性部署直井，辅以蒸汽吞吐，促进形成新的汽腔，降低储层非均质性的影响，达到均衡扩腔、提高采油速度的目的[9]（见图2a）。

（2）SAGD各井组储层不同程度上发育夹层，而蒸汽腔遇夹层发育受阻，夹层上方储量不能得到有效动用，通过在夹层上方部署直井，吞吐造腔，从而动用夹层上方储量[10，11]（见图2b）。

图1 直井辅助双水平井SAGD机理示意图

（3）受汽腔形态和井距限制，SAGD蒸汽腔前缘横向波及范围有限，相邻井组汽腔仍未连通，井对间储层动用缓慢，剩余储量大，通过在井组间部署直井，吞吐造腔，实现井组汽腔连通，从而动用井间剩余储量（见图3）。

图2 蒸汽腔受储层非均质性及夹层影响下直井辅助前后模拟图

图3 SAGD井组剩余油饱和度平面示意图

3 直井辅助时机

数值模拟研究了蒸汽腔上升阶段和横向扩展阶段直井辅助SAGD试验效果，模拟结果显示开展辅助试验10年，蒸汽腔上升阶段与横向扩展阶段累产油相差较少，但上升阶段的日产油高峰值比横向扩展阶段提前两年到来。不同蒸汽腔发育阶段温度场表明，蒸汽腔上升阶段比横向扩展阶段吞吐热连通时间长，蒸汽腔上升阶段直井吞吐六轮形成热连通，蒸汽腔横向扩展阶段只要三轮就可形成热连通，但转汽驱后相同时间汽腔发育基本一致，不影响最终产油量，因此蒸汽腔上升或到顶阶段均可实施直井辅助SAGD措施，一般SAGD生产2年后，待蒸汽腔发育及水平段动用明确后，即可实施。

4 井距及射孔参数研究

4.1 直井与水平井平面垂向距离

直井和水平井连通与平面垂向距离有关，数模研究表明，在水平井蒸汽腔不发育条件下，直井与SAGD水平段水平距离小于20 m时易形成连通，但波及范围小，易形成汽窜，当平面垂向距离大于40 m时，难以形成热连通，开采效果不理想，直井与SAGD水平井平面垂向距离在20 m～40 m时，扩腔作用明显。目前风城油田Z18-SAGD开发区J3q2层SAGD井组井距为80 m，直井部署在两对SAGD井组之间时，应考虑SAGD井组蒸汽腔发育情况，当两侧SAGD井组蒸汽腔都发育或都不发育时，直井应部署在两井中间位置，两侧井距各40 m，一侧SAGD井组蒸汽腔不发育时，直井应靠向蒸汽腔不发育的井组，平面垂直距离小于40 m，与蒸汽腔发育一侧井组的平面垂距大于40 m。

4.2 射孔参数优化

不同射孔位置，不同射孔厚度影响蒸汽腔的发育情况，分别建立射孔位置在注汽井I井上方、注汽井I井与生产井P井间、P井深度位置的直井辅助数模模型，结果表明，若直井在I井上方一定距离射孔，蒸汽腔呈倒三角模式，连通时间短，油层动用程度低；若直井在生产井P井上方2 m处射孔，吞吐结束后水平井轨迹附近汽腔发育较大，油层动用程度高，因此射孔位置应选择在P井上方2 m处。

考虑顶部盖层的热损失和对下方I井的汽窜影响，分别模拟了在I井上方5 m，射孔厚度分别为3 m、5 m、7 m、9 m的射孔方式，结果显示，射孔厚度5 m时即形成热连通。

根据上述研究，综合考虑下方I井汽窜和上部盖层热损失，选择在P井上方2 m处进行射孔，射孔厚度不小于5 m，同时射孔段应与盖层保持3 m～5 m避射距离，以减少盖层热损失，提高油汽比。

5 结论

（1）SAGD技术作为全世界超稠油开发最高水平的前沿技术之一，经过多年现场试验，目前已逐步趋于成熟并开始在风城油田规模化应用，直井辅助双水平井SAGD技术为SAGD高效开发提供了技术支撑；

（2）直井辅助双水平井SAGD技术与常规SAGD技术相比，降低了超稠油储层非均质性的影响，达到均衡扩腔、提高采油速度的目的，同时，可以通过在夹层上方部署直井，吞吐造腔，动用夹层上方储量，也可以在水平井组间部署直井动用井组间剩余储量；

（3）在蒸汽腔上升阶段或横向扩展阶段均可实施直井辅助双水平井SAGD技术，一般SAGD生产2年后，待蒸汽腔发育及水平段动用明确后，即可实施直井辅助措施；

（4）直井与SAGD井组距离 20 m～40 m时，扩腔作用明显，保证了热连通时间和汽驱波及范围；同时，射孔顶界与盖层或上部夹层避射距离3 m～5 m时，热损失减少，油汽比提高，射孔底界在 P井上方2 m以上、紧贴夹层上方时，汽腔发育规模扩大，油层动用程度提高。

杜邦将助力神华宁煤废水零排放

近日，杜邦（DuPont）水处理解决方案业务部凭借工业高难废水（近）零排放解决方案获得宁夏神华宁煤集团宁东矿区矿井水及煤化工废水处理利用项目。该项目计划于2019年第一季度投运。

杜邦水处理解决方案业务部最新研发的FILMTECTM 富耐 TMCR100、XC70、XC80，XC-N 和超高压膜元件能有效应对水源中难以处理的生物与有机污染，降低生产设备运行压力、能耗和清洗频率。神华宁煤在具有挑战性的煤化工废水项目上全部采用杜邦产品，而相对容易处理的矿井水处理则大部分采用了杜邦产品，确保神华宁煤矿井水实现有效综合利用。

杜邦水处理亚太区商务总监陈家俊表示：“项目建成后宁东煤化工园区将成为全国甚至全世界第一个实现矿井水零排放的大型综合性煤炭化学工业园区，对国内工业零排放具有重要的借鉴和示范作用。杜邦的工业高难废水（近）零排放解决方案能为园区矿井水的回收再利用贡献力量。”

（摘自中国化工信息2019年第4期）