重32井區(qū)SAGD開發(fā)階段生產(chǎn)參數(shù)優(yōu)化

桑林翔，姜 丹，劉 名，李 婷，楊萬立

(中國石油新疆油田分公司，新疆 克拉瑪依 834000)

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重32井區(qū)SAGD開發(fā)階段生產(chǎn)參數(shù)優(yōu)化

桑林翔，姜 丹，劉 名，李 婷，楊萬立

(中國石油新疆油田分公司，新疆 克拉瑪依 834000)

重32井區(qū)SAGD開發(fā)區(qū)為風(fēng)城油田首個SAGD規(guī)?；茝V區(qū)，目前各井組處于蒸汽腔上升階段。為加速蒸汽腔擴(kuò)展速度、提高油藏開發(fā)效果，需要對生產(chǎn)階段進(jìn)行生產(chǎn)參數(shù)優(yōu)化。利用油藏數(shù)值模擬技術(shù)，通過確定生產(chǎn)階段的目標(biāo)函數(shù)及生產(chǎn)參數(shù)，對“兩目標(biāo)、三因素、三因子”進(jìn)行敏感性分析，根據(jù)注采參數(shù)的影響結(jié)果進(jìn)行生產(chǎn)參數(shù)優(yōu)化。研究結(jié)果表明，生產(chǎn)階段高壓擴(kuò)腔、增汽提液、均衡控液的調(diào)控思路可有效提高SAGD開發(fā)效果。該研究現(xiàn)場應(yīng)用后，單井組日產(chǎn)油由16.4 t/d上升至21.6 t/d，油汽比由0.19上升至0.24，開發(fā)效果顯著提升，為同類油藏提高SAGD開發(fā)效果提供了借鑒。

SAGD；蒸汽腔上升階段；敏感性分析；生產(chǎn)參數(shù)優(yōu)化；重32井區(qū)

0 引 言

SAGD開發(fā)過程一般籠統(tǒng)劃分為啟動階段和生產(chǎn)階段，生產(chǎn)階段依據(jù)其蒸汽腔發(fā)育特征劃分為蒸汽腔上升、橫向擴(kuò)展和下降3個階段[1-2]。由風(fēng)城油田SAGD開發(fā)實(shí)踐可知，目前大多數(shù)井組處于蒸汽腔上升階段，具有普遍規(guī)律：生產(chǎn)2～3 a的井組較生產(chǎn)1～2 a的井組產(chǎn)油量多，水平段動用程度高的井組較水平段動用程度低的井組產(chǎn)油量多[3]。若該階段生產(chǎn)參數(shù)保持不變，將導(dǎo)致蒸汽腔發(fā)育遲緩，降低產(chǎn)油量和油汽比，也將導(dǎo)致產(chǎn)油高峰的延遲[4]。以重32井區(qū)SAGD開發(fā)區(qū)為例，開展蒸汽腔上升階段生產(chǎn)參數(shù)優(yōu)化研究，通過敏感性分析和SAGD生產(chǎn)參數(shù)優(yōu)化提高SAGD開發(fā)效果。

1 重32井區(qū)SAGD開發(fā)區(qū)概況

重32井區(qū)位于準(zhǔn)噶爾盆地西北緣風(fēng)城油田西部，西鄰烏爾禾鎮(zhèn)，距離克拉瑪依市區(qū)東北約130 km。2008年開辟重32井區(qū)SAGD先導(dǎo)試驗區(qū)，部署實(shí)施雙水平井SAGD井組4對，動用含油面積0.2 km2，動用石油地質(zhì)儲量106.7×104t，2012年在試驗區(qū)外圍實(shí)施SAGD井組22對，動用含油面積為1.05 km2，動用石油地質(zhì)儲量為343.6×104t。重32井區(qū)SAGD開發(fā)區(qū)齊古組油藏屬于辮狀河流沉積，具有“五高三低”的特點(diǎn)，即：孔隙度高，平均為31.7%；滲透率高，平均為2 552×10-3μm2；含油飽和度高，平均為73.5%；油層厚度大，為25～41 m；原油黏度高，50 ℃脫氣原油黏度為2.9×104mPa·s；油藏埋藏淺，平均為190 m；原始地層溫度低，平均為18 ℃；原始地層壓力低，平均為2.2 MPa。

根據(jù)以上油藏參數(shù)，利用CMG-STARS熱采模塊，建立典型SAGD井組的油藏數(shù)模模型，并應(yīng)用CMG-CMOST模塊進(jìn)行參數(shù)敏感性分析，進(jìn)而優(yōu)化生產(chǎn)參數(shù)。

2 生產(chǎn)參數(shù)敏感性分析

生產(chǎn)參數(shù)敏感性分析需確定目標(biāo)函數(shù)，由于蒸汽腔上升階段的特點(diǎn)是產(chǎn)油量隨蒸汽腔高度的增加而上升，同時考慮注采平衡和SAGD開發(fā)的經(jīng)濟(jì)性[5-6]，因此，蒸汽腔上升階段目標(biāo)函數(shù)確定為累計產(chǎn)油量和累計油汽比。操作壓力(指蒸汽腔操作壓力)決定蒸汽腔內(nèi)部到邊緣的溫度，從而影響原油黏度分布，可以改變SAGD的泄油速率；Subcool(生產(chǎn)井井底流壓對應(yīng)的飽和蒸汽溫度與流體實(shí)際溫度的差值)決定蒸汽腔汽液界面的高度，需穩(wěn)定在適當(dāng)?shù)姆秶苊庋蜎]蒸汽腔和直接汽竄；蒸汽干度越高，蒸汽攜帶的汽化潛熱越高，越能促進(jìn)蒸汽腔的發(fā)育[7-8]，因此，分析的生產(chǎn)參數(shù)確定為操作壓力、Subcool、注汽干度。

2.1 生產(chǎn)參數(shù)的敏感性

累計產(chǎn)油量作為目標(biāo)函數(shù)，通過模擬得到針對累計產(chǎn)油量的生產(chǎn)參數(shù)敏感性主次關(guān)系為操作壓力、Subcool、注汽干度，且操作壓力和Subcool的敏感性遠(yuǎn)高于注汽干度。因此，操作壓力、Subcool是影響累計產(chǎn)油量的敏感因素。由于操作壓力決定蒸汽腔溫度，影響蒸汽加熱原油的能力，Subcool的高低反映出汽液界面的高低，共同影響著SAGD井的生產(chǎn)能力。

累計油汽比作為目標(biāo)函數(shù)，通過模擬得到針對累計油汽比的生產(chǎn)參數(shù)敏感性主次關(guān)系為注汽干度、Subcool、操作壓力，且注汽干度的敏感性遠(yuǎn)高于操作壓力和Subcool。因此，注汽干度為最敏感因素。注汽干度越高，蒸汽的汽化潛熱越高，越能有效加熱油層，加熱同體積原油需要的蒸汽量越少，則累計油汽比越高(表1)。

表1 生產(chǎn)參數(shù)敏感性分析結(jié)果

2.2 生產(chǎn)參數(shù)的調(diào)控

針對不同目標(biāo)函數(shù)的敏感性關(guān)系，提出生產(chǎn)參數(shù)的調(diào)控思路。通過提高操作壓力來提高蒸汽腔溫度，加速蒸汽腔發(fā)育；通過增加蒸汽量穩(wěn)定汽液界面，從而提高產(chǎn)液量，降低Subcool，并穩(wěn)定在一個合適的范圍，進(jìn)而達(dá)到提高產(chǎn)油量和油汽比的目的。因此，蒸汽腔上升階段的調(diào)控思路為高壓擴(kuò)腔、增汽提液、均衡控液。

3 生產(chǎn)參數(shù)優(yōu)化

3.1 操作壓力優(yōu)化

蒸汽腔操作壓力影響SAGD的泄油速率和油汽比。通過模擬操作壓力分別為2.4、2.6、2.8、3.0、3.2 MPa時的井組生產(chǎn)情況發(fā)現(xiàn)，操作壓力越高，累計產(chǎn)油量越大(圖1)。但操作壓力過高，易發(fā)生蒸汽指進(jìn)，從而突破至生產(chǎn)井，降低蒸汽熱效率，因此，需要確定合理的操作壓力。

圖1 SAGD井組操作壓力優(yōu)化模擬曲線

蒸汽腔上升階段操作壓力的確定原則為：操作壓力的最小值應(yīng)高于原始地層壓力；數(shù)值模擬對比不同蒸汽腔操作壓力的SAGD生產(chǎn)效果；考慮地層破裂壓力的限制[9-10]。

SAGD蒸汽腔上升階段，保證高于原始地層壓力且低于油藏地層破裂壓力的同時，維持較高的操作壓力可以提高注汽溫度，降低原油黏度，縮短開發(fā)期。SAGD蒸汽腔操作壓力應(yīng)較地層破裂壓力低10%～15%，因為該區(qū)合理操作壓力為3.0～3.2 MPa。

3.2 井間Subcool優(yōu)化

首先，考慮井筒壓降，維持流體穩(wěn)定流動，避免蒸汽腔接近生產(chǎn)井，造成蒸汽突破，給定Subcool最小值；其次，液面高度隨Subcool的增加而增加。Subcool過大將導(dǎo)致汽液面接近注汽井，不利于蒸汽腔發(fā)育。模擬操作壓力為3 MPa時，井間Subcool為5、10、15、20、25 ℃時的井組生產(chǎn)情況發(fā)現(xiàn)，Subcool為5～15 ℃時，累計油汽比較高，且變化不大；當(dāng)Subcool超過15 ℃時，累計油汽比降低，生產(chǎn)效果明顯變差(圖2)。因此，井間Subcool控制為5～15 ℃，能保持穩(wěn)定的汽液界面，增加泄油能力。

圖2 井間Subcool優(yōu)化模擬曲線

3.3 井底蒸汽干度優(yōu)化

蒸汽干度是影響SAGD生產(chǎn)的重要因素，蒸汽腔能否形成并逐漸擴(kuò)展主要取決于蒸汽干度。因此，SAGD階段要求的蒸汽干度相當(dāng)高，要有利于蒸汽腔的擴(kuò)展，以有效加熱油層，增大泄油速度[11-12]。模擬不同井底蒸汽干度下的開發(fā)效果可以看出，隨著蒸汽干度的提高，SAGD生產(chǎn)效果明顯提高(表2)。建議井底的蒸汽干度應(yīng)高于75%[13]。

表2 不同井底蒸汽干度下的SAGD開發(fā)效果

綜上分析，重32井區(qū)蒸汽腔上升階段的生產(chǎn)參數(shù)優(yōu)化結(jié)果為：蒸汽腔上升階段操作壓力高于原始地層壓力的同時，較地層破裂壓力低10%～15%；井間Subcool控制為5～15 ℃；井底蒸汽干度應(yīng)高于75%。

4 應(yīng)用效果分析

油田現(xiàn)場將該研究成果進(jìn)行應(yīng)用，對重32井區(qū)SAGD開發(fā)區(qū)井組進(jìn)行生產(chǎn)參數(shù)優(yōu)化。以該區(qū)A井組為例(圖3)，采用過熱鍋爐產(chǎn)生的蒸汽注入注汽井，符合蒸汽干度要求。當(dāng)最低井間Subcool下降至5 ℃時，說明井下液面較低，蒸汽腔供液能力不足，此時操作壓力僅為2.7 MPa，需要增加注汽井注汽量。增加注汽量一段時間后，操作壓力上升至合理范圍(3.1 MPa)，Subcool上升至15 ℃以上，表明井下液面已經(jīng)很高，有足夠的供液能力，此時開始提液，一方面保證了井下液面不會出現(xiàn)大的波動，防止汽竄現(xiàn)象的發(fā)生，另一方面滿足了不斷提高SAGD井開發(fā)效果的現(xiàn)場需要。從該井生產(chǎn)曲線可見，經(jīng)過一個增加注汽量提液周期后，日產(chǎn)液由80 t/d增至117 t/d，日產(chǎn)油由42 t/d增至54 t/d。另外，蒸汽腔在這種生產(chǎn)調(diào)控思路下的發(fā)育規(guī)模明顯擴(kuò)大。

通過不斷優(yōu)化蒸汽腔上升階段生產(chǎn)參數(shù)，重32井區(qū)SAGD開發(fā)區(qū)開發(fā)效果顯著提升，單井組日產(chǎn)油從2014年初的16.4 t/d上升至目前的21.6 t/d，油汽比從2014年初的0.19上升至目前的0.24?，F(xiàn)場實(shí)踐結(jié)果表明，重32井區(qū)SAGD開發(fā)區(qū)蒸汽腔上升階段生產(chǎn)參數(shù)優(yōu)化研究的方法和思路是正確的。在深入認(rèn)識油藏的基礎(chǔ)上，開展油藏數(shù)值模擬工作，分析生產(chǎn)參數(shù)敏感性，優(yōu)化關(guān)鍵生產(chǎn)參數(shù)，可以切實(shí)提高SAGD的開發(fā)效果。目前正結(jié)合風(fēng)城油田其他SAGD開發(fā)區(qū)油藏和生產(chǎn)特點(diǎn)，將該技術(shù)進(jìn)行推廣應(yīng)用，指導(dǎo)生產(chǎn)調(diào)控工作。

圖3 A井組生產(chǎn)運(yùn)行曲線

5 結(jié) 論

(1) 在SAGD蒸汽腔上升階段，累計產(chǎn)油量的敏感參數(shù)為操作壓力和Subcool，累計油汽比的敏感參數(shù)為注汽干度。

(2) SAGD蒸汽腔上升階段的調(diào)控思路為高壓擴(kuò)腔、增汽提液、均衡控液。

(3) SAGD蒸汽腔上升階段的生產(chǎn)參數(shù)優(yōu)化結(jié)果為：操作壓力高于原始地層壓力，同時較地層破裂壓力低10%～15%，井間Subcool的合理范圍為5～15℃，井底蒸汽干度應(yīng)高于75%。

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編輯 姜 嶺

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.01.021

20150508；改回日期：20151125

中國石油天然氣股份有限公司“新疆大慶”重大科技專項“淺層稠油、超稠油開發(fā)技術(shù)研究與應(yīng)用”(2012E-34-05)

桑林翔(1973-)，男，高級工程師，1996年畢業(yè)于大慶石油學(xué)院油藏工程專業(yè)，現(xiàn)從事油田開發(fā)管理工作。

TE345

A

1006-6535(2016)01-0096-04