FZ1井区SAGD开发动态调控技术优化研究

2021-07-28曹宇超

内江科技 2021年7期

曹宇超李治

①中国石油新疆油田公司风城油田作业区 ②克拉玛依市富城能源集团有限公司

风城油田超稠油油藏具有埋藏浅、非均质性强、隔夹层发育等特点，目前已进入高产稳产阶段，为指导生产，分析了注采情况，结合温度压力联动变化关系，对现有调控技术进行了优化。通过分析压力变化可以了解单井注采情况；对于多井蒸汽腔连通区域可使用系统采注比分析；井底操作压力，高压增能扩腔、中压节汽控温、低压补汽保腔。

蒸汽辅助重力泄油（Steam Assisted Gravity Drainage，简称SAGD）技术是开发超稠油的有效手段之一，可将采收率由常规热采的20%～30%提高至50%以上。SAGD技术于1981年由Butler提出，应用于加拿大特超稠油的开发,随后辽河油田、新疆油田以及渤海LD油田等相继引进该技术，并取得了较高采收率和较好的经济效益。生产理论和技术日趋完善，但是大多聚焦在储层非均质性、Sub-Cool和多介质辅助等理论研究上，对成熟期的SAGD调控技术研究还相对欠缺，本文结合注采平衡、气液界面和操作压力对现场调控技术进行了深入研究。

风城油田位于准噶尔盆地西北端，FZ1井区位于风城油田稠油区西北部，在常年的风化作用下，地面形成雅丹地貌，开发目的层位为J3q22-1和J3q22-2层。

1 SAGD开发注采平衡动态调控技术

1.1 压力变化控制单井组注采平衡

蒸汽流量计受高温高压环境、锅炉饱和烧、锅炉水质等影响，易出现损坏及计量失真等问题，维修后问题反复，替代性差。而注汽量、采液量的变化使井组注采平衡发生变化，同时井组其它温压数据也会发生联动变化，从定性的角度，利用压力数据的变化直接描述单井组的注采平衡。

表1 注采平衡压力压力数据变化

1.2 采注比控制同一注汽系统注采平衡

注汽量易受现场流量计计量、锅炉汽量劈分等影响，出现分配汽量大于或小于井组实际注汽量，导致失真的采注比描述出注采失衡的假象。对于汽腔连通、邻井受效的SAGD井组，采注比调控单井组注采平衡已失去意义。以注汽系统为调控对象，同一注汽系统内井组总注汽量与锅炉总供汽量相等，总采液量为单井计量采液量总和，计算的采注比稳定、准确、可靠，从定量的角度，精细描述注汽系统的注采平衡。以2013年FZ1井区为例，区内多对井组之间蒸汽腔已连通，需要以区块为注汽系统，整体描述采注比才能反映真实的注采平衡情况，2019年4月到7月采注比0.92，注多采少，注采失衡，系统采注比降低，7月到9月采注比1.12，注少采多，注采失衡，系统采注比上升，9月到10月采注比1.0，注采平衡，系统采注比稳定。

图12013 年FZ1生产运行曲线

2 SAGD开发汽液界面动态调控技术

温度变化控制汽液界面。FZ1井区在长期的调控生产后，各项指标数据区趋于稳定。FZ1井区操作压力主要分布在2.0 MPa～4.5MPa之间，井下温度主要分布在190 ℃～220 ℃之间，相应sub-cool分布在25 ℃～60 ℃之间。且主要侧重于前端温度变化，后端单点突破后短时间内并不会影响整体生产，以井下温度190 ℃～220 ℃为经验温度参数，在保证生产处于稳定可控状态下，可调控井组至最优采液量。

图2 操作压力与井下温度关系

3 SAGD开发操作压力调控技术

FZ1井区油藏油层位置相对较浅，粘度高，所需蒸汽压力大，而过高的蒸汽压力在浅地层中容易随着裂缝的发育形成地表气窜，所以注汽压力的控制尤为重要。主要应对策略有三种：①高压增能扩腔，汽腔压力越高，蒸汽温度越高，泄油速率越快，汽腔扩展越快；提高操作压力，增强地层能量，形成“机抽为主＋自喷为辅”的采液模式，弥补部分泵效递减损失，增加采液量；②中压节汽控温，利用饱和蒸汽性质，高压汽腔降压，降低井下温度，避免局部高温窜通，缓解高温段抑制低温段动用，实现水平段均衡动用；降低操作压力，温和注汽，节约蒸汽，提高蒸汽利用率及油汽比；③低压补汽保腔，在较低的操作压力下，油藏的温度也会较低，当砂岩基质只被加热到一个较低的温度时，其所需的能量也下降了，因此可以得到一个较高的油汽比。小汽量低压补汽亦可平衡地层亏空，保持现有汽腔，增加泄油能力，稳定采液量。