外部保壓技術對提高SAGD水平井區(qū)塊開發(fā)效果的研究

王晶明　于 勐（中國石油天然氣股份有限公司遼河油田分公司，遼寧　盤錦　124010）

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外部保壓技術對提高SAGD水平井區(qū)塊開發(fā)效果的研究

王晶明于 勐
（中國石油天然氣股份有限公司遼河油田分公司，遼寧盤錦124010）

摘要：SAGD技術目前已成為國內外開發(fā)超稠油的一項成功技術，但在目前實際開發(fā)中仍存在蒸汽腔大量的蒸汽外溢、水平段動用不均及注采連通差等問題。本文針對杜84塊興Ⅰ組稠油油藏特點和目前雙水平井SAGD開發(fā)中存在的問題，進行技術分析和參數(shù)設計等研究?，F(xiàn)場實驗表明，通過在SAGD外溢區(qū)域實施水平井蒸汽輔助非凝析氣體，能夠保證SAGD蒸汽腔的壓力升高以及地層能量的補充，改善雙水平井SAGD開發(fā)效果，提高最終采收率。

關鍵詞：雙水平井SAGD；氣體輔助；外部保壓

蒸汽輔助重力泄油（SAGD）技術是開發(fā)超稠油的一項前沿技術，重力泄油理論是由R.M.Butler博士根據(jù)注水采鹽原理提出的。SAGD采油以蒸汽作為加熱介質，通過注汽井注入，形成蒸汽腔，利用汽化潛熱加熱油藏，熱油和冷凝水利用重力流入生產(chǎn)井被不斷采出。曙一區(qū)杜84塊興ⅠSAGD井組目前存在的主要問題是操作壓力低、熱連通差，導致注采井間容易發(fā)生汽竄，水平段溫度高。針對該區(qū)塊SAGD雙水平井開發(fā)的實際問題，本文主要研究如何解決這一矛盾。

1 外部保壓技術及因素分析

1.1 外部保壓開采的主要機理

針對興Ⅰ組雙水平SAGD井區(qū)外溢嚴重的問題，通過實驗研究發(fā)現(xiàn)，在SAGD外溢區(qū)域實施水平井注蒸汽輔助非凝析氣體，可以改善雙水平井SAGD的開發(fā)效果。其主要原理是向SAGD外溢區(qū)域的水平井連續(xù)注入蒸汽提高外溢區(qū)域地層壓力，平衡SAGD井組地層壓力，改變冷凝液流向，維持SAGD汽液界面；同時輔助注入非凝結性氣體，由于重力分異作用在汽腔頂部聚集，利用非凝析氣體分壓原理提高地層壓力，節(jié)約蒸汽用量。

1.2 SAGD開發(fā)效果影響因素分析

1.2.1 壓力場不均衡，蒸汽外溢嚴重，難以建立穩(wěn)定汽液界面

杜84塊興Ⅰ組油層為吞吐后期轉入SAGD開發(fā)，興Ⅰ組SAGD井區(qū)外側共有9口吞吐水平井，平均吞吐8.0輪，地層虧空46.6×104t，地層壓力由原始地層壓力6.42MPa降至1.0MPa～1.5MPa左右，整體溫場已建立，油層平面連通性好，而SAGD井區(qū)蒸汽腔壓力為3.0MPa左右，在1.5MPa～2.0MPa的較大壓差作用下，SAGD注入蒸汽大量外溢至鄰近低壓區(qū)，導致蒸汽腔擴展速度慢；同時大量冷凝液外溢至鄰近低壓區(qū)，SAGD生產(chǎn)井上部難以建立穩(wěn)定汽液界面，導致SAGD開發(fā)效果差。因此外溢嚴重是制約興Ⅰ組雙水平SAGD開發(fā)效果的最主要因素。

1.2.2 注采井距大

受蒸汽吞吐開發(fā)后壓力不均衡的影響，興Ⅰ組雙水平SAGD井組吞吐預熱和循環(huán)預熱效果較差，上下水平井間未建立良好的熱連通，導致SAGD泄油能力弱，生產(chǎn)效果差。

國外雙水平SAGD的成功實例證明注采井距為5m時為最佳距離，而我們興Ⅰ組雙水平井組注采井距在5.5m～8.5m，平均7.2m，注采井距過大導致熱連通很難建立，泄油通道狹窄，泄油能力低。

2 保壓開采技術的應用

2.1 保壓開采注汽井的選擇

由于外溢嚴重是制約興1組雙水平SAGD開發(fā)效果的最主要因素，因此為了抑制蒸汽大量外溢，決定對該區(qū)塊實施外部注汽保壓開采。首先進行興H302井連續(xù)注汽試驗，在興H302注汽期間，興平281、興平291的日產(chǎn)能力有了明顯上升，而停注后又有了下降趨勢；通過興平291井下溫度壓力監(jiān)測發(fā)現(xiàn)興H302連續(xù)注汽期間興平291的飽和壓力和溫度都有了明顯的上升，SUB-COOL值有所增加，油井產(chǎn)能持續(xù)提高。受到興H302連續(xù)注汽的啟發(fā)，在杜84塊興Ⅰ組SAGD外溢區(qū)水平井實施注蒸汽輔助CO2氣體保壓開采。

通過分析，選井時主要考慮以下因素：

（1）注汽井盡量處于構造高部位，能夠保證連續(xù)注蒸汽后不發(fā)生汽竄，還要確保注入非凝結性氣體位于汽腔頂部，外溢量低，可以更好的起到分壓增能作用。但考慮到CO2氣體的重力分異作用，在構造低部位注氣對生產(chǎn)影響不大，只是連續(xù)注蒸汽時存在汽竄的風險。

（2）注汽井應位于SAGD周邊虧空大、與SAGD水平生產(chǎn)井連通好區(qū)域。目的是保證蒸汽、非凝結性氣體外溢量低，壓力傳導效率高，外溢量小。

（3）注汽井在外溢區(qū)均勻分布。

根據(jù)以上篩選原則，優(yōu)選杜84-興H296、杜84-興H297、杜84-興H282、杜84-興H265、杜84-興H257等5口井為注汽井。

2.2 保壓開采注汽參數(shù)設計

CO2分四個段塞注入。第一段塞設計單井CO2氣體注入量為300t（地層條件下體積為2.7萬方），5口井合計注CO21500t（地層條件下體積為13.4萬方）；后續(xù)段塞注入時間根據(jù)SAGD井區(qū)地層壓力水平確定。注CO2時按要求先注入表面活性劑，設計單井注入量為10t，分2個段塞注入：注CO2前先注入5t表面活性劑，待CO2注入量為200t時，再注入5t表面活性劑。5口注汽井設計單井階段注汽量為20000t。

2.3 實施效果

通過現(xiàn)場應用，外溢區(qū)域水平井連續(xù)注入蒸汽并輔助非凝析氣體，確實提高外溢區(qū)域地層壓力，平衡SAGD井組地層壓力，較實施措施前確實有了較大提高。

SAGD井的沖次調控要求必須滿足SUB-COOL值（即飽和壓力對應的溫度與井下最高溫度的差值）大于10℃。通過興平291井下溫度監(jiān)測曲線（圖1）發(fā)現(xiàn)，在實施保壓開采后的SUB-COOL值從低于10℃升高到15℃～25℃，完全滿足SAGD的調控需要，這對提高SAGD井的沖次從而加大油井的排液速度有了很好的保障，做到了井下溫場的建立，提高了稠油油藏的動用程度。

興平291在保壓開采后的提升很大，使得措施后的日產(chǎn)液由原來的120t最高達到329t，興Ⅰ組4對雙水井SAGD井組產(chǎn)油能力有了較大提高，日產(chǎn)油由24t提高到42t（圖2）。

在實施保壓開采后4個井組受效顯著，連續(xù)生產(chǎn)和泄油能力明顯增強，4對雙水井SAGD井組目前日產(chǎn)液由原來的402t提高到到816t，日產(chǎn)油由57t提高到97t（表1）。

結語

（1）外部保壓措施的實施，能夠保證區(qū)塊地層能量的補充，提高SAGD蒸汽腔的操作壓力。進一步豐富了雙水平SAGD井的調控手段，為改善雙水平SAGD開發(fā)效果及其工業(yè)化實施提供了指導。

（2）興ⅠSAGD外部保壓開采的成功，實現(xiàn)了公司產(chǎn)能的有效接替，證明了保壓開采方式是SAGD開發(fā)后期進一步提高最終采收率的有效技術。

（3）保壓開采的技術成果和認識對同類型油藏開發(fā)具有借鑒意義。

表1　興Ⅰ雙水平SAGD井組措施前后生產(chǎn)指標對比表

參考文獻

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中圖分類號：TE345

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