超稠油非均質(zhì)油藏直井-水平井SAGD精細(xì)化調(diào)控研究

陶 亮，李凌鐸，袁玉曉，楊樹波，任柯全

(1.油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，四川 成都 610500；2.西南石油大學(xué)，四川 成都 610500；3.中國石油新疆油田分公司，新疆 克拉瑪依 834000；4.中國石油華北油田分公司，河北 任丘 062552)

0 引 言

目前，國內(nèi)外超稠油油藏初期開發(fā)方式主要為蒸汽吞吐開發(fā)，但隨吞吐周期的增加，油井表現(xiàn)出產(chǎn)油量遞減快、周期油汽比低和油藏壓力下降快等特點(diǎn)，開發(fā)效果變差。蒸汽驅(qū)是稠油油藏蒸汽吞吐后期的主要轉(zhuǎn)換方式[1-14]，許多學(xué)者對(duì)直井-水平井SAGD組合開發(fā)方式開展了大量的研究，取得了較好的增產(chǎn)效果。尚建林等[15]建立先導(dǎo)區(qū)塊直井-水平井SAGD組合汽驅(qū)模型，通過數(shù)值模擬和油藏工程，研究驗(yàn)證了直井-水平井SAGD組合的可行性；錢根葆等[16-18]提出了驅(qū)泄復(fù)合開采的概念，并闡述了驅(qū)泄復(fù)合開采機(jī)理，明確了注汽方式、注采參數(shù)和調(diào)控政策；田鴻照等[19-29]開展了直井-水平井SAGD組合汽驅(qū)井網(wǎng)井距、注采參數(shù)等方面的研究，提高了開發(fā)效果。上述研究均未考慮儲(chǔ)層非均質(zhì)性對(duì)蒸汽腔發(fā)育的影響，也未結(jié)合溫度場分布和生產(chǎn)井的實(shí)際生產(chǎn)狀況提出針對(duì)性精細(xì)化調(diào)控措施。針對(duì)風(fēng)城油田重32井區(qū)超稠油非均質(zhì)油藏直井-水平井SAGD試驗(yàn)區(qū)建立非均質(zhì)油藏?cái)?shù)值模型，對(duì)轉(zhuǎn)SAGD后注采參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化，同時(shí)對(duì)生產(chǎn)井分類治理，對(duì)現(xiàn)場精細(xì)化調(diào)控具有重要的指導(dǎo)意義。

1 油藏概況

風(fēng)城油田重32井區(qū)齊古組超稠油油藏位于準(zhǔn)噶爾盆地西北緣，齊古組地層自下而上可劃分為J3q3、J3q22-3、J3q22-2+J3q22-13個(gè)砂層，其中，重32井區(qū)直井-水平井SAGD先導(dǎo)試驗(yàn)生產(chǎn)層位為J3q22-3層，試驗(yàn)區(qū)油藏平均埋深為215 m，油層平均厚度為15.8 m，平均孔隙度為32.1%，平均滲透率為3 497×10-3μm2，原始含油飽和度為74.6%，50 ℃地面脫氣原油黏度為12 860 mPa·s，原始地層壓力為2.1 MPa，原始地層溫度為17.3 ℃。J3q22-3層平均滲透率變異系數(shù)為1.06，平均滲透率突進(jìn)系數(shù)為4.20，平均滲透率級(jí)差為20.97，屬于強(qiáng)非均質(zhì)儲(chǔ)層。

2 油藏?cái)?shù)值模擬研究

2.1 非均質(zhì)油藏?cái)?shù)值模型建立

重32井區(qū)SAGD試驗(yàn)區(qū)共部署直井35口，水平井8口，直井與水平井間距為50 m，直井間距為70 m，直井射孔井段底界與水平段垂直距離為5 m。根據(jù)地質(zhì)分層數(shù)據(jù)、測井解釋數(shù)據(jù)等建立非均質(zhì)精細(xì)地質(zhì)模型，模型面積為0.48 km2。為保證數(shù)值模擬精度，同時(shí)能夠反映油藏邊界和隔夾層縱向分布情況，平面網(wǎng)格步長為5 m×5 m，共計(jì)93×70=6 510個(gè)網(wǎng)格；油藏平均厚度為15.8 m，縱向上粗分為5層，垂向步長為2～5 m，網(wǎng)格總數(shù)為78 120個(gè)，將井組的構(gòu)造及屬性模型導(dǎo)入CMG軟件，建立數(shù)值模擬模型，為生產(chǎn)動(dòng)態(tài)研究提供依據(jù)。

2.2 生產(chǎn)動(dòng)態(tài)歷史擬合

歷史擬合是數(shù)值模擬研究的一個(gè)重要環(huán)節(jié)，是預(yù)測油藏開采動(dòng)態(tài)的基礎(chǔ)。通過調(diào)整相滲、黏溫曲線及相關(guān)物性參數(shù)，對(duì)試驗(yàn)區(qū)井組轉(zhuǎn)驅(qū)前生產(chǎn)數(shù)據(jù)進(jìn)行生產(chǎn)動(dòng)態(tài)歷史擬合，定液量生產(chǎn)。全井組整體擬合率大于96%，單井?dāng)M合率大于92%，模型準(zhǔn)確、可靠。

2.3 溫度場和含油飽和度場分布規(guī)律

試驗(yàn)井組轉(zhuǎn)SAGD前采用蒸汽吞吐開發(fā)，部分井蒸汽吞吐超過7個(gè)周期。由三維溫度場分布(圖1a)可知，大部分直井與水平井間已經(jīng)形成熱連通，蒸汽腔發(fā)育較好，溫度為100～235 ℃，直井周圍溫度普遍高于水平井周圍溫度，遠(yuǎn)井地帶溫度基本維持在17～25 ℃。由于儲(chǔ)層的強(qiáng)非均質(zhì)性，蒸汽超覆現(xiàn)象嚴(yán)重，蒸汽腔沿高滲帶發(fā)育，形成優(yōu)勢通道，井間最高溫度可達(dá)235 ℃，同時(shí)，部分井蒸汽吞吐效果較差，蒸汽加熱半徑很小，井間未形成熱連通。

由含油飽和度場(圖1b)可知，含油飽和度分布與溫度場分布成正相關(guān)，直井和水平井近井地帶原油大部分被采出，含油飽和度較低，井間連通的部分原油也得到有效動(dòng)用，遠(yuǎn)井地帶原油基本未被動(dòng)用。由于儲(chǔ)層的非均質(zhì)性，原油動(dòng)用程度差異大，優(yōu)勢通道區(qū)域采出程度較高。

3 油藏工程優(yōu)化

在油藏?cái)?shù)值模擬的基礎(chǔ)上，選取試驗(yàn)區(qū)典型井組(1口水平井、4口直井的布井方式)，采用單變量法對(duì)注汽速度、注汽干度、采注比、注汽方式等影響直井-水平井SAGD開發(fā)效果的關(guān)鍵因素進(jìn)行了優(yōu)化研究。

圖1 SAGD試驗(yàn)區(qū)三維場分布

3.1 注汽速度

由于儲(chǔ)層的非均質(zhì)性，注汽速度過大時(shí)，容易形成優(yōu)勢通道，導(dǎo)致過早汽竄，降低油汽比；注汽速度較低時(shí)，熱損失較大，地層加熱范圍較小，產(chǎn)油量低。通過對(duì)比不同注汽速度開發(fā)效果(圖2)，確定井組合理注汽速度為50 t/d。

圖2 不同注汽速度SAGD開發(fā)效果對(duì)比

3.2 注汽干度

蒸汽干度越大，蒸汽汽化潛熱越高，越有利于降低原油黏度，有效擴(kuò)展蒸汽腔，提高開發(fā)效果。模擬結(jié)果表明(圖3)，井底蒸汽干度越大，采出程度和油汽比越大，當(dāng)井底蒸汽干度大于0.7時(shí)，采出程度和油汽比增加幅度變緩?？紤]井筒的熱損失和經(jīng)濟(jì)效益，井底蒸汽干度應(yīng)大于0.7。

3.3 采注比

液體采出能力決定著蒸汽的注入能力，采注比應(yīng)該與蒸汽腔的擴(kuò)展和泄油能力匹配，在優(yōu)選注汽速度和蒸汽干度的情況下，模擬不同采注比下蒸汽驅(qū)的開發(fā)效果(圖4)。結(jié)果表明，隨著采注比的增加，采出程度和油汽比逐漸增加，采注比增至1.2后，油汽比逐漸降低。因此，確定合理的采注比為1.2。

圖3 不同蒸汽干度SAGD開發(fā)效果對(duì)比

圖4 不同采注比SAGD開發(fā)效果對(duì)比

3.4 注汽方式

直井同時(shí)注汽容易產(chǎn)生井間干擾，汽竄影響蒸汽腔波及范圍。因此，提出了2種注汽方式(圖5)，方案a為直井中心汽驅(qū)，方案b為直井復(fù)合汽驅(qū)。模擬結(jié)果對(duì)比：直井中心汽驅(qū)采出程度為41.2%，油汽比為0.165，直井復(fù)合汽驅(qū)采出程度為51.3%，油汽比為0.186，由此可知，直井復(fù)合汽驅(qū)方式減緩了蒸汽腔推進(jìn)速度，提高了波及效率，生產(chǎn)效果明顯好于直井中心汽驅(qū)的生產(chǎn)效果，綜合考慮采出程度和油汽比，推薦注汽方式為直井復(fù)合汽驅(qū)。

圖5 不同組合注汽方式

4 精細(xì)化調(diào)控措施

結(jié)合油藏?cái)?shù)值模擬結(jié)果，由溫度場和含油飽和度場分布可知，儲(chǔ)層的非均質(zhì)性嚴(yán)重影響蒸汽腔發(fā)育，需根據(jù)井間溫度場連通情況，精細(xì)化調(diào)控，提高開發(fā)效果。試驗(yàn)區(qū)轉(zhuǎn)驅(qū)后，根據(jù)生產(chǎn)井產(chǎn)能、井口溫度及含水率變化情況，按照見效程度，將生產(chǎn)井分為見效井、見反應(yīng)井、不見效井、汽竄井4類。見效井表現(xiàn)為日產(chǎn)液量、日產(chǎn)油量上升，井口溫度變化穩(wěn)定，含水率呈現(xiàn)下降趨勢；見反應(yīng)井表現(xiàn)為日產(chǎn)液量、日產(chǎn)油量上升，井口溫度和含水率變化穩(wěn)定；不見效井表現(xiàn)為日產(chǎn)液量和日產(chǎn)油量保持較低程度而不上升；汽竄井表現(xiàn)為溫度上升，日產(chǎn)液量和日產(chǎn)油量低。

根據(jù)4類井的生產(chǎn)特征，確定精細(xì)化調(diào)控措施分別為正常生產(chǎn)、調(diào)參提液、吞吐引效、控制關(guān)井(表1)。見效井井間連通段溫度和壓力穩(wěn)定，正常生產(chǎn)；見反應(yīng)井采用油嘴控制，合理調(diào)整參數(shù)，保證蒸汽腔均勻發(fā)育，有效控制熱能的損失；未見效井地層加熱半徑較小，故采用蒸汽吞吐引效的方式，有效形成熱連通；汽竄井由于儲(chǔ)層非均質(zhì)性和生產(chǎn)壓力過高，成蒸汽腔過早突破，破壞蒸汽腔均勻擴(kuò)展，形成優(yōu)勢通道，控制關(guān)井之后，汽竄可以得到緩解，井周溫度升高，從而提高原油動(dòng)用范圍。

表1 SAGD試驗(yàn)區(qū)生產(chǎn)井分類參數(shù)及精細(xì)調(diào)控

5 應(yīng)用效果

重32井區(qū)SAGD試驗(yàn)區(qū)采用精細(xì)化調(diào)控措施，對(duì)直井和水平井分類分治。轉(zhuǎn)SAGD后，單井組精細(xì)調(diào)控取得了良好效果(表2)。試驗(yàn)區(qū)日產(chǎn)液量由452 t/d升至635 t/d，日產(chǎn)油量由69 t/d升至128 t/d，階段油汽比由0.11升至0.21，采注比達(dá)到0.85，階段采出程度為4.5%，采出程度由18.5%升至23.0%，開發(fā)效果大幅度提高。

表2 FHW12081井組轉(zhuǎn)SADG階段精細(xì)調(diào)控效果

6 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

(1) 建立了重32井區(qū)SAGD試驗(yàn)區(qū)非均質(zhì)地質(zhì)模型，數(shù)值模擬研究表明，儲(chǔ)層非均質(zhì)性是影響溫度場和含油飽和度場分布的重要影響因素。試驗(yàn)區(qū)轉(zhuǎn)SAGD后生產(chǎn)井分為見效井、見反應(yīng)井、不見效井、汽竄井，針對(duì)4類井提出精細(xì)調(diào)控措施分別為正常生產(chǎn)、調(diào)參提液、吞吐引效、控制關(guān)井。

(2) 根據(jù)數(shù)值模擬結(jié)果分析，直井-水平井SAGD合理的開發(fā)技術(shù)參數(shù)為：注汽速度為50 t/d、井底蒸汽干度大于0.7、采注比為1.2、注汽方式為直井復(fù)合汽驅(qū)。

(3) 試驗(yàn)區(qū)現(xiàn)場應(yīng)用結(jié)果表明：井組分類分治精細(xì)化調(diào)控后單井產(chǎn)量大幅度提高，進(jìn)一步驗(yàn)證了研究成果的可靠性，可有效指導(dǎo)超稠油非均質(zhì)油藏高效開發(fā)。

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