水平井提高油砂SAGD井组后期开发效果研究

2020-09-22魏明强任科屹段永刚

非常规油气 2020年4期

魏明强，郑强，叶智，任科屹，段永刚，卢川.

(1.西南石油大学，四川成都 610500；2.中海石油(中国)有限公司北京研究中心，北京 100028； 3.西安长庆化工集团有限公司，陕西咸阳 712042)

我国分布有较为丰富的稠油/油砂资源，地质储量为59.7×108t，可采储量为22.58×108t，主要分布在新疆、青海、内蒙古等地[1-2]。蒸汽辅助重力泄油(Steam Assisted Gravity Drainage, SAGD)技术是开采超稠油与油砂的主要技术之一。SAGD技术是1981年由Bulter首次提出的利用双水平井开采稠油/油砂的技术，其基本原理是将蒸汽作为热传导和热对流源加热地层原油，利用蒸汽在储层中垂向和侧向扩展并加热地层原油，被加热的原油和冷凝液在重力作用下流向生产井并被采出[3]。目前该技术已在加拿大以及我国辽河、新疆稠油开发中广泛应用。经过近40年的发展与应用，前人已在井眼轨迹控制[4-5]、均匀注采[6-8]、SAGD循环预热操作参数优化[9-11]、隔夹层影响[12-15]、产能评价[16-19]、注溶剂提高采收率[20]等方面进行了大量探索与研究。目前绝大部分研究是通过优化注采参数优化、注溶剂蒸汽的方法来提高蒸汽腔的波及范围，但是在实际SAGD井组开发生产后期，井组之间仍存在大量剩余油。

为此，基于SAGD井组开发后期剩余油分布特征，笔者提出利用辅助水平井的手段提高后期油砂的SAGD开发效果，采用数值模拟方法优化了辅助水平井垂向和水平方向位置、水平井长度以及注采参数对采收率的影响，并开展了现场实例效果分析。研究结果对提高SAGD井组整体动用效果具有重要指导意义。

1 数值模拟模型建立

为了提高油砂SAGD后期开发效果，建立了水平井辅助提高SAGD后期增产措施的数值模型。数值模拟采用的是CMG数值模拟软件中的STARS模块。模型设置了2个SAGD井组，油藏范围为460 m×160 m×30 m，井组间距为80 m，辅助水平井位于2个相邻SAGD井组之间，其物理模型示意图如图1所示。数值模拟机理模型基础参数见表1。

为了提高SAGD井组间开发效果，设计了辅助水平井纵向、水平方向不同位置以及辅助水平井吞吐和后期操作注采参数优化研究。

图1 水平井辅助提高SAGD井组后期产能Fig.1 Improving the late stage productivity of SAGD well group assisted by the horizontal well

表1 机理模型基础参数Table 1 Basic parameters of the mechanism model

2 辅助水平井位置的影响

2.1 水平井水平位置的影响

辅助水平井的平面位置决定着SAGD井组的受效范围，将辅助水平井分别设置为在井距的1/2(40 m)、1/3(26.67 m)、1/4(20 m)处。数值模拟结果表明辅助水平井离SAGD某井组越近，10年后整体采出程度越低(图2)。当辅助井在SAGD井组井距1/2处时，10年后的采出程度最高。其主要原因是当辅助井离某SAGD井组越近，则辅助水平井与靠近的SAGD井组热连通时间提前，而与较远的SAGD井组蒸汽腔连通时间滞后，形成单井组受效模式。当辅助水平井位于两SAGD井组井距的1/2处时，辅助井同时向两组SAGD井组扩展，波及更大的受热区域，使得采出程度最高。

图2 辅助水平井不同水平位置对井组采出程度的影响Fig.2 Influence of different horizontal position of the assisting horizontal well on recovery degree of well group

2.2 水平井纵向位置的影响

辅助水平井位于SAGD井组1/2处，分别讨论了辅助水平井位于注入井上方、注入井处、注采井间、生产井处四个不同位置。模拟研究结果表明，辅助水平井离储层顶端越近，两井组之间蒸汽腔发生热连通所需时间越短，如图3所示。生产十年的采收率越低，生产效果越差(图4)。

3 辅助水平井注采参数优化

3.1 水平井长度优化

由于注蒸汽水平井井筒压降的原因，稠油SAGD开发过程中水平井形成的蒸汽腔规模会从跟端到趾端逐渐变差，因此辅助水平井从SAGD井组反方向布井。设置水平井各位置相同注汽流率情

图3 辅助水平井不同纵向水平位置对两井组间蒸汽腔连通时间对应剖面图Fig.3 The profile of steam cavity connection time between two well groups in different vertical and horizontal positions of the assisting horizontal well

图4 辅助水平井纵向不同位置对井组采出程度的影响Fig.4 Influence of different vertical positions of the assisting horizontal wells on recovery degree of well groups

况下，计算了水平井长度比SAGD水平井长度短50 m、100 m、150 m、200 m以及与SAGD水平井长度相同情况下的采出程度变化曲线(图5)。从图5中可看出：辅助水平井比SAGD水平井短100 m和短200 m的采出程度曲线基本重合；在开发早中期水平井长度越长，采出程度越高，主要原因是辅助水平井越长，早期蒸汽波及范围越大，但随着开发进行，辅助水平井越长开发利用效率降低，综合表现出水平井长度比SAGD短150 m(即水平井长度为250 m)的开发效果最优(图5、图6)。

3.2 水平井辅助启动时间

一般地，在蒸汽腔到顶或蒸汽腔扩展阶段实施水平井辅助。为了获得水平井辅助最优的启动时间，下面具体讨论了辅助井启动时间为SAGD蒸汽腔到达顶部时、蒸汽腔到达顶部后1年和2年对采收率的影响。模拟预测10年后整个井组的生产情况对比(表2)。

图5 辅助水平井长度与采出程度关系曲线(t=10年)Fig.5 Relation curve between length of the assisting horizontal well and recovery degree (t=10 years)

图6 辅助水平井不同长度对井组采出程度的影响Fig.6 Influence of different length of the assisting horizontal well on recovery degree of well group

表2 辅助水平井启动时间时的基础数据对比

从表中可知辅助水平井在不同时间启动对整个油藏的累积油汽比影响不大，但启动时间越早，油藏的采收率越高。因此在条件允许的情况下，越早实施水平井辅助，对油藏的增产效果越有利。

3.3 热连通后辅助水平井注汽速度

一般地，辅助水平井与SAGD井组热连通后转汽驱，直至两SAGD井组蒸汽腔完全连通。为此，辅助水平井转汽驱后，设计注汽量为100 t/d、125 t/d、150 t/d、175 t/d和200 t/d，预测对10年后采出程度的影响。从图7可以看出，随注汽量增加，10年后的油藏采出程度先增加后降低。其主要原因是增大辅助井注汽量，蒸汽腔扩展速度变快，油藏开发效果变好，但是辅助井注汽量过大时，容易导致辅助井与SAGD生产井之间的气窜，导致辅助井注入的蒸汽过早进入SAGD生产井，影响生产效果。综合油汽比和采出程度，可综合确定辅助水平井注气量为150～175 t/d。

4 实例分析

以我国新疆油田某区块相邻两SAGD井组为例，实施水平井辅助进行预测。实际SAGD井组1和井组2采出程度分别为27.07%和19.59%时，两井组蒸汽腔均已发育到顶并开始横向扩展。为此，在井组间施加水平井进行辅助，结合现场实际，注气速度为150 t/d，其他辅助井参数见表3。

根据辅助措施参数设计优化结果，预测水平井辅助10年后两井组的生产效果。从图8生产效果预测可以看出，两井组施加水平井辅助后日产油水平和累产油增加，辅助3～4年时日产油水平增幅效果最好。同时从剩余油等值线饱和度图(图9)可看出，布置辅助水平井后，SAGD井组趾端由于蒸汽腔发育得到加强，剩余油大量采出，井组累产油和采收率得到较大提升。综上所述，施加水平井辅助对于加大SAGD井组井间剩余油采出，提高后期油砂SAGD开发效果具有显著作用。