風(fēng)城油田重37井區(qū)SAGD開發(fā)提高采收率技術(shù)

何萬軍，木合塔爾，董宏，孟祥兵，朱云飛，其那爾·胡山（1.中國石油新疆油田分公司a.勘探開發(fā)研究院；b.彩南油田作業(yè)區(qū)，新疆克拉瑪依834000；.新疆金戈壁油砂礦開發(fā)有限責(zé)任公司，新疆克拉瑪依834000）

風(fēng)城油田重37井區(qū)SAGD開發(fā)提高采收率技術(shù)

何萬軍1a，木合塔爾1a，董宏1a，孟祥兵1a，朱云飛1b，其那爾·胡山2
（1.中國石油新疆油田分公司a.勘探開發(fā)研究院；b.彩南油田作業(yè)區(qū)，新疆克拉瑪依834000；2.新疆金戈壁油砂礦開發(fā)有限責(zé)任公司，新疆克拉瑪依834000）

研究風(fēng)城油田重37井區(qū)生產(chǎn)動態(tài)與蒸汽輔助重力泄油（SAGD）蒸汽腔發(fā)育的關(guān)系后認為，重37井區(qū)SAGD開發(fā)效果主要受儲集層非均質(zhì)性、注采管柱結(jié)構(gòu)、生產(chǎn)工藝以及注采關(guān)鍵操作參數(shù)等因素影響。以試驗區(qū)典型井組非均質(zhì)模型為基礎(chǔ)，經(jīng)數(shù)值模擬提出了二次蒸汽吞吐預(yù)熱、加密井注汽輔助SAGD、注氮氣輔助SAGD以及注溶劑輔助SAGD等改善SAGD開發(fā)效果技術(shù)對策，為提高水平段動用程度，促進SAGD蒸汽腔發(fā)育，提高采收率提供研究思路。

準噶爾盆地；風(fēng)城油田；齊古組油藏；蒸汽輔助重力泄油；超稠油；提高采收率

1　油藏概況

圖1　風(fēng)城油田重37井區(qū)齊古組底部構(gòu)造

風(fēng)城油田重37井區(qū)蒸汽輔助重力泄油（SAGD）試驗區(qū)侏羅系齊古組超稠油油藏位于準噶爾盆地風(fēng)城油田西北部，面積0.44 km2，試驗區(qū)北部的重11井北斷裂和西南部的重32井東斷裂將重37井區(qū)齊古組油藏切割成一斷塊油藏，底部構(gòu)造為向南緩傾的單斜，地層傾角5°~7°（圖1）。齊古組頂部埋深為180~ 210 m，屬辮狀河流相沉積，自上而下可劃分為J3q1，J3q2，J3q33個油層組，各油層組之間有7~18 m的穩(wěn)定隔層，其中J3q2為主力油層組,巖性以中砂巖、細砂巖為主，巖石顆粒分選較好，以泥質(zhì)膠結(jié)為主，膠結(jié)疏松-中等，油層儲集空間以原生粒間孔為主；J3q2油層組厚度為15.0~33.5 m，平均25.3 m，油層孔隙度24.0%~37.0%，平均30.5%，滲透率194~3 840 mD，平均1 472 mD，垂向滲透率與水平滲透率比值0.53~ 0.82，平均0.65，含油飽和度65%~75%，平均73.2%；油藏原始地層溫度為18℃，原始地層壓力2.35 MPa，壓力系數(shù)0.978；50℃時地面脫氣油黏度為2.53×104~ 6.85×104mPa·s，平均4.62×104mPa·s，黏溫反應(yīng)敏感，溫度每升高10℃，黏度降低50%~70%.

重37井區(qū)齊古組油藏2009年開展7個井組的雙水平井SAGD先導(dǎo)試驗，水平段長300~500 m，井距100 m，排距80 m，注汽水平井與生產(chǎn)水平井井間垂向距離為5 m.2009年12月試驗區(qū)開始循環(huán)預(yù)熱，2010年3月轉(zhuǎn)入SAGD生產(chǎn)，截至2014年12月，累計注汽120.0×104t，累計產(chǎn)油25.4×104t，累計油汽比0.21，單井組日產(chǎn)油15~56 t.目前，試驗區(qū)蒸汽腔擴展較慢，日產(chǎn)液量、日產(chǎn)油量及日注汽量無明顯上升趨勢，部分井組生產(chǎn)效果甚至變差，亟需探索促進SAGD蒸汽腔較快發(fā)育，改善開發(fā)效果和提高采收率的技術(shù)。

2　影響蒸汽腔發(fā)育因素分析

研究及實踐表明,SAGD開發(fā)效果與SAGD蒸汽腔發(fā)育密切相關(guān)，蒸汽腔發(fā)育越均勻，擴展速度越快，SAGD開發(fā)效果越好[1-3]。SAGD蒸汽腔發(fā)育程度主要受控于油藏埋深、蓋層封閉性、連續(xù)油層厚度、原油黏度、儲集層非均質(zhì)性、鉆井軌跡控制精度和采油工藝等因素[4-6]。

重37井區(qū)轉(zhuǎn)SAGD生產(chǎn)4年以來，SAGD蒸汽腔發(fā)育極不均衡（圖2），其中，F(xiàn)HW209井組蒸汽腔擴展面積最大，主要發(fā)育在水平段中-前部，其次是FHW201井組和FHW207井組，蒸汽腔主要發(fā)育在水平段“腳跟”附近，F(xiàn)HW202井組和FHW203井組蒸汽腔發(fā)育最差。SAGD井組之間未出現(xiàn)熱連通，水平段“腳尖”持續(xù)低溫，水平段動用程度較低，分析認為，SAGD試驗區(qū)開發(fā)效果主要受儲集層非均質(zhì)性、生產(chǎn)管柱結(jié)構(gòu)、生產(chǎn)過程中關(guān)鍵操作參數(shù)調(diào)控等因素影響。

圖2　重37井區(qū)SAGD先導(dǎo)試驗區(qū)溫度場分布

（1）儲集層非均質(zhì)性SAGD生產(chǎn)過程，儲集層非均質(zhì)性影響主要體現(xiàn)在夾層對SAGD蒸汽腔發(fā)育的影響。FHW202井組“腳尖”附近注汽水平井上部以及水平段中部注汽水平井與生產(chǎn)水平井之間發(fā)育較厚的巖性夾層（泥巖），水平段“腳跟”附近發(fā)育物性夾層（圖3）。FHW202井組水平段“腳尖”部位蒸汽腔發(fā)育較差，蒸汽腔主要發(fā)育在水平段“腳跟”附近。數(shù)值模擬結(jié)果表明，泥巖夾層會抑制蒸汽和加熱后的稠油熱流體滲流，阻礙SAGD蒸汽腔垂向發(fā)育，物性夾層對蒸汽腔發(fā)育影響較小。另外，泥巖夾層位置的不同，對SAGD生產(chǎn)的影響也不同，注汽水平井與生產(chǎn)水平井之間的泥巖夾層對蒸汽腔影響最大。

圖3　 FHW202井組溫度場剖面

（2）生產(chǎn)管柱結(jié)構(gòu)重37井區(qū)SAGD試驗區(qū)部分SAGD井組注汽井長油管進行了打孔設(shè)計[7]，打孔段位于水平段“腳尖”部位，注汽長油管距離水平井尾端50~100 m（圖4a）。根據(jù)打孔設(shè)計，當注汽速度達到240 t/d時，將達到全水平段均勻注汽效果。SAGD循環(huán)預(yù)熱階段和SAGD生產(chǎn)初期，注汽速度為70~120 t/d，遠低于均勻注汽設(shè)計指標，蒸汽優(yōu)先由注汽長油管中部打孔段進入篩管中，蒸汽無法到達水平段“腳尖”部位，導(dǎo)致水平段“腳尖”熱連通效果差，蒸汽腔基本不發(fā)育（圖4b）。

圖4　 FHW207井組注汽管柱結(jié)構(gòu)（a）與溫度場剖面（b）

此外，通過對井筒蒸汽干度變化規(guī)律研究發(fā)現(xiàn)，SAGD水平井長油管直井段采用隔熱油管時，水平段蒸汽干度較普通光油管提高14%~24%.注汽井、生產(chǎn)井長油管直井段均采用隔熱油管，可以有效減少直井段熱損失，提高循環(huán)預(yù)熱效果，縮短預(yù)熱時間。

（3）關(guān)鍵操作參數(shù)循環(huán)預(yù)熱過程中，蒸汽顯熱隨熱水排替出井筒，只有蒸汽潛熱對井筒有較好的加熱作用。SAGD試驗區(qū)預(yù)熱階段設(shè)計注汽速度為100 t/d，井口蒸汽干度大于95%，實際生產(chǎn)過程中，采用普通蒸汽鍋爐，注汽速度為40~70 t/d，井口蒸汽干度小于70%，遠低于方案設(shè)計指標，沿水平段蒸汽潛熱逐漸釋放，蒸汽到達水平段中后段已凝結(jié)成熱水，水平段末端基本為無效加熱。受地面控制設(shè)備限制，循環(huán)預(yù)熱初期出現(xiàn)注汽井與生產(chǎn)井相互施加壓差情形，壓差達到1.0 MPa以上，遠高于設(shè)計指標0.2 MPa，施壓時間過早，導(dǎo)致注采井間預(yù)熱不均勻，發(fā)生單點汽竄突破，整體預(yù)熱效果較差，嚴重影響后期生產(chǎn)和調(diào)控[8]。另外，SAGD生產(chǎn)初期采用自噴生產(chǎn)，注采井間的汽液界面無法有效控制，大量熱蒸汽從生產(chǎn)水平井逸出，嚴重影響了蒸汽腔發(fā)育和生產(chǎn)效果。

3　提高采收率技術(shù)

（1）二次蒸汽吞吐預(yù)熱針對蒸汽腔整體處于縱向上升階段，對水平段動用程度較低的SAGD井組開展二次蒸汽吞吐預(yù)熱。SAGD水平井采用長油管注汽，注汽速度150~180 t/d，最大注汽壓力5.0 MPa，周期注汽量2 000~2 500 t，井底蒸汽干度大于80%，燜井時間2~3 d，采用短油管排液，生產(chǎn)時間15~20 d；SAGD生產(chǎn)水平井采用長油管注汽，短油管排液，繼續(xù)循環(huán)預(yù)熱。FHW202井組經(jīng)過4周期二次蒸汽吞吐預(yù)熱后，水平段末端監(jiān)測點溫度由63℃上升至187℃，水平段末端得到有效動用，日產(chǎn)油量由10.2 t上升至18.6 t.數(shù)值模擬結(jié)果表明，F(xiàn)HW202井組二次蒸汽吞吐預(yù)熱后，水平段動用程度大大改善（圖5），預(yù)計將穩(wěn)產(chǎn)6年，累計注汽60.0×104t，累計產(chǎn)油16.87×104t，累計油汽比0.28，最終采收率將達到54.21%.

圖5　FHW202井組四輪蒸汽吞吐溫度場剖面

（2）加密井注汽輔助SAGD在水平段局部蒸汽腔發(fā)育到達油層頂部，開始橫向擴展過程中，僅依靠調(diào)整注采參數(shù)和管柱結(jié)構(gòu)，難以有效提高水平段動用程度。對于水平段尚未發(fā)育蒸汽腔的部位，距SAGD井組水平段一定距離，完鉆若干口直井（或水平井），采用短周期、多輪次蒸汽吞吐，蒸汽吞吐8~12周期，注汽壓力小于破裂壓力，直井（或水平井）與SAGD井組之間形成熱連通后，直井（或水平井）與SAGD水平注汽井同時連續(xù)注入蒸汽，SAGD水平生產(chǎn)井連續(xù)生產(chǎn)。加密井注汽輔助SAGD方式將雙水平井SAGD開發(fā)與直井（或水平井）蒸汽驅(qū)相結(jié)合，強制實現(xiàn)未動用水平段的蒸汽腔，可提高水平段動用程度。

FHW203井組無采取改善效果措施連續(xù)SAGD生產(chǎn)12年，水平段將無新的蒸汽腔發(fā)育，最終水平段動用程度小于60%，最終采收率僅為39.5%.FHW203井組開展直井蒸汽吞吐12輪后，轉(zhuǎn)入直井注汽輔助SAGD生產(chǎn)，數(shù)值模擬結(jié)果表明，有效生產(chǎn)時間延長3年，水平段最終動用程度達到90%，累計增油2.05× 104t，最終采收率達到49.27%，提高采收率9.77%.

FHW208井組和FHW209井組SAGD水平井組之間溫度基本保持原始地層溫度，且長度較大，分別開展了加密直井輔助注汽與加密水平井輔助注汽開發(fā)方式實驗。其中，加密水平井位于水平井組之間，水平段長度為300 m，垂向上高于對應(yīng)SAGD生產(chǎn)水平井7~8 m.數(shù)值模擬結(jié)果顯示，加密水平井蒸汽吞吐10輪后，加密水平井與SAGD井組基本實現(xiàn)熱連通，加密水平井可以轉(zhuǎn)為注汽井，輔助SAGD生產(chǎn)，使蒸汽腔逐漸擴大，水平段動用程度達到85%以上，累計增油6.54×104t，最終采收率預(yù)計可達到60.14%，較直井輔助注汽方案提高采收率2.97%，較原注汽方案提高采收率9.01%（表1）。

（3）注氮氣輔助SAGD在SAGD生產(chǎn)過程中，當蒸汽腔縱向發(fā)育到達油層頂部后，蒸汽腔橫向擴展增加，蒸汽與蓋層接觸面積隨之增加，部分熱量將逐漸散失至蓋層中，將影響蒸汽熱效率。FHW202井組于2012年11月開展注氮氣輔助SAGD生產(chǎn)，累計注入氮氣9.0×104m3，截至2014年11月底，階段注汽量3.06×104t，階段產(chǎn)油量0.73×104t（圖6），階段油汽比為0.24.采用相同地質(zhì)模型，開展不加氮氣SAGD生產(chǎn)數(shù)值模擬預(yù)測，階段產(chǎn)油量為0.34×104t，油汽比為0.13.模擬結(jié)果表明，SAGD生產(chǎn)中后期，注入一定量的氮氣后，氮氣在油層的上部聚集，可減少蒸汽用量，有效降低熱損失，提高油層溫度，有利于SAGD生產(chǎn)，提高階段產(chǎn)量和油汽比。

圖6　FHW202井組注氮氣輔助SAGD開發(fā)效果對比

（4）注溶劑改善SAGD開發(fā)效果膨脹溶劑-蒸汽輔助重力泄油（簡稱ES-SAGD）系指將碳氫化合物溶劑和蒸汽一起注入以改善SAGD開采效果的工藝。碳氫化合物溶劑在油藏條件下可溶于瀝青，有利于降低瀝青黏度。ES-SAGD過程中碳氫化合物添加劑應(yīng)滿足添加劑和水在相同的條件下蒸發(fā)和凝結(jié)，溶劑以氣態(tài)與蒸汽一起注入，溶劑會在蒸汽腔的邊界處與蒸汽一起凝結(jié)，蒸汽腔界面附近凝結(jié)的溶劑稀釋原油，并且與蒸汽熱量共同作用降低原油黏度，提高蒸汽腔擴展速度，有效提高產(chǎn)油量和油汽比[9-10]。

針對重37井區(qū)原油特性，實驗篩選出C6（50%）+ C7（50%）作為ES-SAGD配方體系。該溶劑降黏率大，在重37井區(qū)原油樣品中加入5%（體積分數(shù)）的該溶劑，原油黏度由1.4×104mPa·s（50℃）下降至0.27× 104mPa·s，降黏率達到80%以上；添加10%該溶劑時，在動態(tài)條件下，僅需15 min即能與稠油完全互溶。另外，三維物理模擬結(jié)果顯示，該溶劑隨蒸汽注入模型后，蒸汽腔外圍溫度90℃以下的油層范圍也可實現(xiàn)高效降黏，表明溶劑可有效擴大泄油腔范圍，從而加速泄油。

4　結(jié)論

（1）重37井區(qū)SAGD開發(fā)效果主要受儲集層非均質(zhì)性、注采管柱結(jié)構(gòu)、生產(chǎn)過程工藝中關(guān)鍵操作參數(shù)調(diào)控等因素影響。

（2）轉(zhuǎn)SAGD生產(chǎn)初期，短周期、多輪次的二次蒸汽吞吐預(yù)熱，有利于提高水平段末端溫度，達到全井段均勻預(yù)熱效果。

（3）SAGD蒸汽腔整體進入橫向擴展階段后，單純的注采參數(shù)和管柱調(diào)整，難以有效提高水平段動用程度，加密井注汽輔助SAGD方式將雙水平井SAGD開發(fā)與直井（水平井）蒸汽驅(qū)相結(jié)合，強制實現(xiàn)未動用水平段的蒸汽腔發(fā)育，可以提高水平段動用程度與采收率。

（4）當較長水平段蒸汽腔到達油層頂部后注入適量的氮氣，可以有效減少熱散失，保持油層壓力和溫度，有利于進一步提高累計油汽比。

（5）實驗篩選出C6（50%）+C7（50%）的ES-SAGD配方體系，對風(fēng)城油田的超稠油具有較好的降黏效果，但現(xiàn)場應(yīng)用效果有待試驗檢驗。

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EOR TechnologiesofSAGDDevelopment inZhong?37Wellblock,FengchengOilfield, Junggar Basin

HE Wanjun1a，Muhetaer1a，DONG Hong1a，ZHU Yunfei1b，MENG Xiangbing1a，QinaerHushan2
(1.PetroChinaXinjiangOilfield Company，a.Research Institute of Exploration and Development；b.Cainan Oil field Operation District，Karamay，Xinjiang834000，China;2.XinjiangGold Gebi Oilsand Development Co.,LTD)

The study of the relationship between the production performance and the steam chamber development by steam assisted gravity drainage(SAGD)process，the SAGD development effectiveness of Zhong?37 wellblock in Fengcheng oilfield is influenced by reservoir het?erogeneity，injection?production pipe string structure，production process and key operation parameters of injection and production wells. Based on the typical well group heterogeneous model in Zhong?37 SAGD pilot test area，using numerical simulation method，the technical countermeasures for improvingdevelopment effectiveness are proposed such as secondary huff and puff，infilled well steam injection assist?ed SAGD，nitrogen gas injection assisted SAGD，and solvent injection assisted SAGD.The research provides ideas for improving the hori?zontal section’s producingdegree，promotingthe balanced development of SAGD steam chamber，and enhanced oil recovery(EOR).

Junggar basin;Fengchengoilfield;Qigu reservoir;steam assisted gravity drainage(SAGD);super heavy oil;EOR

TE345

A

1001-3873（2015）04-0483-04

10.7657/XJPG20150419

2015-03-23

2015-04-27

國家科技重大專項（2011ZX05012-001）；中石油“新疆大慶”科技重大專項（2012E-34-05）

何萬軍（1978-）,男,湖南株洲人,高級工程師,碩士,油藏工程,（Tel）0990-6867825（E-mail）hewanjun@petrochina.com.cn.