边顶水超稠油油藏SAGD蒸汽腔描述及调控对策

2021-10-26葛明曦

特种油气藏 2021年4期

葛明曦

(中国石油辽河油田分公司，辽宁盘锦 124010)

0 引言

SAGD开发技术是超稠油油藏继蒸汽吞吐开采后主要接替技术之一[1-5]，是辽河油田保持超稠油产量稳定和油田千万吨持续稳产的重要组成部分。蒸汽注入油藏后，由于汽液间的密度差向油藏上部运移并且形成蒸汽腔，释放汽化潜热，冷油吸热变成热油，在重力作用下降落，从生产井中采出。SAGD开发受油藏非均质、隔夹层影响，水平井水平段动用不均，井组间蒸汽腔扩展不均衡，开发效果差异大。近年来，为了均衡汽腔扩展、提高油藏采收率，提出了溶剂辅助SAGD、注气辅助SAGD、注化学剂辅助SAGD、泡沫辅助SAGD等多介质辅助SAGD技术，实现了减少蒸汽用量、促进蒸汽腔均匀扩展、减少与顶部盖层热损失、提高油汽比的目的。中国SAGD主要应用在辽河油田及新疆风城油田，并且取得工业化推广[6]。辽河油田杜84块馆陶油层于2005年开始SAGD先导试验，目前年产油为77×104t/a，占辽河油田SAGD总产量70%以上。杜84块油藏存在边、顶水，存在顶水下泄等风险，由于观察井井数的限制以及蒸汽腔描述方法不完善，无法获得整个油藏蒸汽腔的监测资料，SAGD蒸汽腔发育情况尚不清楚。为此，开展地质建模及蒸汽腔精细描述，采取有效措施，降低油藏顶水下泄风险。

1 油藏概况

杜84块馆陶组为巨厚块状超稠油油藏，构造位于辽河盆地西部凹陷西斜坡欢曙上台阶中段、曙一区的南部，发育边水、顶水和底水，埋深为530～740 m，呈“馒头状”，中部近乎等厚，边部迅速减薄，油层与水体之间无纯泥岩隔层。储层孔隙度为36.3%，渗透率为5 540.00 mD，属于特高孔特高渗储层，50 ℃地面脱气原油黏度为23×104mPa·s，20 ℃原油密度为1.009 g/cm3。1999年采用70 m正方形井网蒸汽吞吐开发，区块经历上产、稳产阶段。SAGD先导试验区于2005年建立，其余井组自2009年后陆续转为SAGD开发，目前馆陶井组已全部转为SAGD开发，以直井-水平井SAGD组合为主，注采井距为35 m，日注汽为7 907.0 t/d，日产液为9 773.0 t/d，日产油为2 495.0 t/d，含水率为74.0%，油汽比为0.31，瞬时采注比为1.20，累计产油为1 052.0×104t，累计油汽比为0.31，累计采注比为1.16，采出程度超过40%。

2 巨厚块状油藏SAGD蒸汽腔精细描述

SAGD开发效果取决于直井-水平井组合SAGD有效泄油井点数量及蒸汽腔扩展高度，蒸汽腔扩展程度影响产量大小。开发过程中需要密切监测蒸汽腔，保证蒸汽腔健康发育，培育有效泄油通道。通过观察井监测数据、数学统计方法和数值模拟研究[7-10]，开展全油藏SAGD蒸汽腔扩展形态描述。

2.1 数值模拟蒸汽腔描述

以地震、钻井、测井、测试等资料为基础，采用Petrel地质建模软件开展馆陶油层三维地质建模，油藏描述中孔隙度、渗透率、含水饱和度等参数作为油藏数值模拟的初始参数。建立馆陶组全油藏模型渗透率与孔隙度分布图(图1、2)，其中，渗透率最小值为2.16 mD，最大值为28 080.00 mD，平均为6 073.00 mD；孔隙度最小值为0，最大值为60.0%，平均为36.0%。在全油藏地质模型的基础上以最早投入直井-水平井组合的先导试验区(GP10—GP13井组)建立数值模型。模型包括4口水平井和40口直井。模型的总网格数为60×38×64共145 920，平面上的网格长度小于10.0 m，纵向上网格厚度小于5.0 m。利用热采数模软件STARS，对先导试验区的蒸汽吞吐和直井-水平井组合SAGD井组进行生产动态历史拟合，主要通过调整相渗曲线端点值，拟合产油量和产液量。累计产油拟合误差小于1%，累计产液拟合误差为1%。

图1 渗透率分布

图2 孔隙度分布

利用数值模拟，可将SAGD蒸汽腔扩展过程划分为驱替阶段、复合阶段及重力泄油阶段。驱替阶段以“点”的形式表现腔体，蒸汽腔较小，泄油面积小、能力有限，主要以蒸汽驱油为主，井组间汽腔扩展速度为2.5 m/a，动用区压力为3～4 MPa，井间未动用区保持原始地层压力；复合阶段以“线”的状态连接，随着蒸汽腔的扩展，汽腔的泄油面积加大，井组间汽腔扩展速度为1.3 m/a，逐渐形成大的泄油腔体，腔体压力保持在3～4 MPa；重力泄油阶段泄油能力增强，井组间汽腔扩展速度为0.8 m/a，此时驱替原油主要以蒸汽辅助重力泄油为主。

SAGD蒸汽腔温度剖面表现为水平段上部汽腔体积大，在水平井易形成连续的腔体，有利于提高SAGD的动用程度；压力剖面表现为汽腔压力显著低于腔体外压力，同一腔体内，水平段下部压力高于上部压力，而压力高会造成蒸汽饱和度低，因此水平段下部蒸汽利用率低。

2.2 监测资料分析法

建立SAGD全区观察井监测系统，监测参数包括油藏温度、压力及含油饱和度[11]，可有效判断蒸汽腔在纵向和平面的推进速度与扩展方向，同时可通过四维地震、微重力、时移微震等方法，了解不同时期蒸汽腔平面扩展情况。例如时移微重力技术是通过影响重力异常的2个因素(密度及几何形态)，监测地下油藏质量变化引起的异常，进而推测出地下流体发生驱替、运移等过程，指导油田动态开发。

由于现场实施时，难以形成观察井全覆盖，为弥补SAGD部分区域缺少监测资料，统计井组不同时期累计注入蒸汽量和蒸汽腔发育高度，结合数值模拟预测油藏内汽腔发育形态。当井组累计注汽量小于10×104t时，只在注汽直井附近形成小的蒸汽腔体；当井组累计注汽量为10×104～20×104t时，蒸汽腔逐渐扩展，由“点”连成“线”；当井组累计注汽量大于20×104t时，井组间平面上蒸汽腔基本连通。此外，利用图3所示图版，可对井组汽腔体积及空间扩展趋势进行预测。例如GH20井组监测资料显示汽腔高度为47 m，累计百米注汽量为28.66×104t，通过图版计算汽腔高度为46 m，误差为2%；GP12井组监测资料显示汽腔高度68 m，累计百米注汽量为40.32×104t，通过图版计算汽腔高度为71 m，误差为4%，表明图版准确性高。将观察井点测温饱和温度折算汽腔压力，绘制全油藏SAGD汽腔压力等值图(图4)。由图4可知：不同区域压力存在差异，西部汽腔压力已经接近外部水体压力(4.5～5.5 MPa)，东部汽腔压力为3.0～5.0 MPa，北部高于南部。

图3 累计百米注汽量与汽腔高度关系

图4 汽腔操作压力

2.3 边顶水油藏SAGD蒸汽腔扩展现状

受转驱时间等因素的影响，蒸汽腔发育差异较大，北部区域好于南部区域。平面蒸汽腔大部分已连片发育，其中，先导试验区整体形成一个大汽腔，汽腔高度为50～70 m，其余井组汽腔高度为30～40 m，局部距离顶水仅为38 m左右，蒸汽腔纵向扩展速度为5～6 m/a，预计2～3 a蒸汽腔到达顶部，顶水一旦下泄，油藏整体水淹，影响SAGD的整体采收率。

3 汽腔调控对策优化

以控制高部位汽腔扩展为主要思路，通过调整注入介质、优化注采关键参数，抑制汽腔高部位继续向上扩展，保持与顶水距离，延长开采时间。以杜84块GP13井组为例，利用数值模拟开展降低注汽量、间歇注汽、非烃气辅助SAGD等调控方法，对比各方案采油量、汽腔顶部温度、汽腔发育形态及生产年限等指标，优选均衡汽腔扩展方案。

3.1 降低注汽量

GP13井组日注汽为336 t/d，日产液为423 t/d，日产油为120 t/d，通过调整井组注汽量控制汽腔纵向突进，设计注汽量分别为原日注气量的80%、60%、40%，水平生产井按照原产液量继续生产。结果表明，降低注汽量后，有效抑制了纵向汽腔上升速度，当注汽量降至40%时，汽腔上升速度由10 m/a降至5 m/a。此外，降低注汽量可使蒸汽腔温度和压力降低，方案实施1 a后汽腔整体温度由248 ℃降至235 ℃，汽腔顶部温度由244 ℃降至231 ℃，压力由4.0 MPa降至3.1 MPa，与顶水压差为2.4 MPa。与常规SAGD生产相比，注汽量降低越多，日产油量越低。正常生产SAGD日产油量为100.0～120.0 t/d，80%注汽量下SAGD日产油量为60.0～70.0 t/d，40%注汽量下SAGD日产油量仅为50.0～60.0 t/d。

3.2 间歇注汽

将GP13井组注汽方式由连续注入改为间歇式注汽，即注入3个月再停注3个月，水平生产井按照原产液量生产。温度场显示，相比连续注汽，间歇注汽下SAGD蒸汽腔明显收缩，蒸汽腔及汽腔顶部温度快速降低，1 a后汽腔整体温度由248 ℃降至231 ℃，汽腔顶部温度由247 ℃降至201 ℃；2 a后，连续注汽下SAGD汽腔顶部温度为220 ℃，间歇注汽下SAGD汽腔顶部温度为176 ℃。间歇注汽1 a后压力由4.0 MPa降至2.9 MPa，与顶水压差为2.6 MPa。与常规SAGD生产相比，间歇注汽日产油保持稳定，略低于正常生产，为70.0～80.0 t/d。

3.3 停注蒸汽

停止向GP13井组注入蒸汽，水平生产井继续生产，利用蒸汽腔余热开发。与持续注汽相比，井组停注后可有效抑制汽腔扩展。温度场显示，停注后SAGD汽腔明显收缩(图5)，蒸汽腔及汽腔顶部温度快速降低，1 a后汽腔整体温度由248 ℃降至231 ℃，汽腔顶部温度由247 ℃降到201 ℃；2 a后，停注下SAGD汽腔顶部温度为90 ℃，而持续注汽下SAGD汽腔顶部温度为220 ℃。此外，停注后汽腔压力快速降低，停注1 a后压力由4.0 MPa降至2.8 MPa，与顶水压差为2.7 MPa，存在顶水下窜的风险。与常规SAGD生产相比，停注初期生产井产量较为稳定，后期油藏没有能量补充，汽腔收缩，产量迅速下降。

图5 持续注汽与停注2a后SAGD平面温度场

3.4 注非凝析气

减少GP13井组蒸汽注入量，改为注氮气辅助SAGD生产，单井组日注入氮气为20 000.0m3/d，日注入蒸汽为304.0 t/d。氮气注入后，主要分布于汽腔顶部，起到隔热作用，可有效抑制汽腔纵向突进。温度场显示，注氮气后，蒸汽腔温度快速降低，汽腔整体温度由250 ℃降至214 ℃，汽腔顶部温度由244 ℃降至175 ℃。注氮气后汽腔压力降低并趋于平稳，1 a时压力由4.0 MPa降至2.9 MPa，与顶水压差为2.6 MPa。氮气辅助SAGD前期产油呈上升趋势，日产油高于正常生产，后期定压生产日产油降低，仅为30.0～40.0 t/d。

3.5 调控方式生产情况对比

4种调整方式与正常生产SAGD进行对比，生产参数如表1所示。由表1可知：GP13井组正常生产可继续开采1 280 d，平均日产油为82.4 t/d，净产油为7.3×104t，油汽比为0.23，阶段采出程度为14.2%；实施停注后，开采1 127 d顶水下侵，净产油仅为5.1×104t，阶段采出程度14.2%；降低注汽量延长生产时间，可再开采1 980 d，平均日产油为55.0 t/d，净产油为9.0×104t，油汽比为0.41，阶段采出程度为14.6%；非凝析气辅助SAGD折算净产油仅为2.5×104t，油汽比为0.31，阶段采出程度为16.9%；采用间歇注汽方式可继续开采1 644 d，平均日产油为77.5 t/d，净产油为9.5×104t，油汽比为0.28，阶段采出程度为17.1%。针对SAGD先导试验区开展各方式的优缺点分析，结果见表2。由表2可知，各方式均有优劣势，间歇注汽方式更易于均衡汽腔，节约蒸汽用量，具有油汽比高、净产油量高的特点。

表1 不同调控方式生产情况对比

表2 调控方式优缺点

4 调控效果

SAGD先导试验区实施调控汽腔方案，抑制汽腔纵向上升。在SAGD先导试验区4个井组采取间歇注汽方式，选择蒸汽腔发育高部位的注汽井采取注入蒸汽3个月，停注2～3个月，注汽井点6个月轮换注汽。该方案节约了注汽用量，减少汽腔高部位的注汽井点，兼顾调控均衡蒸汽腔。调控期间，将注汽井由11口缩减至6口，注汽量由930.0 t/d逐渐降至487.0 t/d，监测资料显示汽腔顶部基本保持在588 m，日产油由410.0 t/d降至287.0 t/d(图6)，节约蒸汽用量13 600.0 t，油汽比由0.44提升至0.59，预计累计产油量达到199.0×104t。