雙水平井蒸汽輔助重力泄油合理井距優(yōu)選

盧 川，鄭 強，朱國金，袁忠超，周 祚

（中海油研究總院有限責(zé)任公司，北京100028）

在雙水平井蒸汽輔助重力泄油（SAGD）過程中，平面上水平注采井對間的距離（簡稱井距）將對蒸汽腔擴展和開發(fā)效果產(chǎn)生重要影響［1-5］。目前SAGD井距的選取主要有3種方法：一是類比法，根據(jù)行業(yè)內(nèi)相似油田的開發(fā)經(jīng)驗，選取目標(biāo)油田的井距［6-9］。二是理論公式法，依據(jù)Bulter重力泄油理論，按照井距之半為油層厚度的1.0～2.0倍進行選擇［10-12］。三是數(shù)值模擬法，通過建立目標(biāo)區(qū)油藏數(shù)值模擬模型，計算不同井距條件下的油藏開發(fā)指標(biāo)，優(yōu)選井距［13-17］。類比法以實際相似油田開發(fā)為依據(jù)，但類比精度具有較大不確定性。理論公式法基于均質(zhì)油藏推導(dǎo)得到，無法考慮復(fù)雜地質(zhì)因素影響。數(shù)值模擬法前期需大量精細地質(zhì)建模和油藏數(shù)值模擬工作，資料需求量大。針對加拿大長湖油田擬開發(fā)A區(qū)，在優(yōu)先篩選地質(zhì)主控因素基礎(chǔ)上，以經(jīng)濟指標(biāo)為優(yōu)選依據(jù)，確定復(fù)合地質(zhì)因素影響下SAGD合理井距，形成一套可推廣的井距優(yōu)選方法和流程。

1 擬開發(fā)A區(qū)概況

擬開發(fā)A區(qū)位于加拿大長湖油田南部。油層中部埋深為270 m，對應(yīng)油層壓力為1 100 kPa，平均孔隙度為32%，平均水平滲透率為3 400 mD，平均垂向滲透率為2 200 mD，地層溫度為10℃，地層原油黏度約為1.0×106mPa·s。擬采用雙水平井SAGD方式開發(fā)。根據(jù)儲層底部構(gòu)造變化確定水平井布井方向后，得到A區(qū)沿水平井方向長度約為900 m，垂直水平井方向?qū)挾燃s為600 m。區(qū)域內(nèi)平均油層厚度為25 m。油層頂部水層發(fā)育，平均含水飽和度為95%，平均厚度為2.2 m。油層中部廣泛發(fā)育層間高含水飽和度層和低滲透夾層。層間高含水飽和度層平均含水飽和度為65%，平均厚度為3.7 m。夾層平均滲透率為200 mD，平均厚度為1.7 m，在擬開發(fā)A區(qū)展布范圍約為60%。

2 合理井距優(yōu)選

2.1 地質(zhì)主控因素篩選

根據(jù)A區(qū)基本地質(zhì)參數(shù)，利用數(shù)值模擬方法建立基礎(chǔ)模型，研究并篩選井距的地質(zhì)主控因素。基礎(chǔ)模型沿水平井方向（即I方向）長度為100 m，模擬百米井長的開發(fā)效果，網(wǎng)格步長為50 m；垂直水平井方向（即J方向）寬度為600 m，網(wǎng)格步長為2 m；油藏深度方向（即K方向）網(wǎng)格步長為1 m。注采井間垂向距離為5 m。模擬75和150 m井距，對應(yīng)井對數(shù)分別為8和4。采用6因素5水平正交設(shè)計方案，共50組。地質(zhì)因素和水平參數(shù)如表1所示。

表1 地質(zhì)因素及水平參數(shù)Table1 Geological factors and parameters in horizontal direction

以生產(chǎn)15 a累積產(chǎn)油量為評價指標(biāo)，在75 m井距下油層厚度（He）、頂部水層厚度（Ht）、層間高含水飽和度層厚度（Hi）、層間高含水飽和度層范圍、夾層厚度、夾層范圍（Eb）6因素的極差結(jié)果分別為27.81×104，2.66×104，2.67×104，1.65×104，0.87×104和10.02×104m3；在150 m井距下6因素的極差結(jié)果分別為30.86×104，6.00×104，6.53×104，5.77×104，5.38×104和12.14×104m3；可見極差由大到小排序依次為油層厚度、夾層范圍、層間高含水飽和度層厚度、頂部水層厚度、層間高含水飽和度層范圍、夾層厚度。不同井距條件下，油層厚度和夾層范圍均為影響累積產(chǎn)油量最重要的地質(zhì)因素。因此，確定影響SAGD開發(fā)效果的地質(zhì)主控因素依次為油層厚度、夾層范圍、層間高含水飽和度層厚度、頂部水層厚度。

2.2 技術(shù)合理井距確定

根據(jù)篩選出的地質(zhì)主控因素，以高峰日產(chǎn)油量和采出程度為評價指標(biāo)，確定不同井距對SAGD開發(fā)效果的影響。由單一地質(zhì)主控因素影響下評價指標(biāo)隨井距的變化（圖1）可知，在4種單一地質(zhì)主控因素影響下，隨井距增大，高峰日產(chǎn)油量和采出程度均呈逐漸減小的趨勢。但從變化幅度可知，井距對高峰日產(chǎn)油量的影響程度大于對采出程度的影響程度。僅從技術(shù)角度考慮，為獲得更高的高峰日產(chǎn)油量和采出程度，應(yīng)盡量選擇較小井距。

2.3 經(jīng)濟合理井距優(yōu)選

結(jié)合長湖油田SAGD開發(fā)成本，對不同井距下的經(jīng)濟效益進行評價。長湖油田油砂SAGD開發(fā)單注采井對鉆完井成本約為296×104美元/井對，注入蒸汽的發(fā)生成本約為7.07美元/m3，折現(xiàn)率取值為11%，不考慮分攤地面工程建設(shè)投資。以凈現(xiàn)值（NPV）為評價指標(biāo)，計算不同油價下、不同單一地質(zhì)主控因素下不同井距方案的經(jīng)濟效益。

圖1 單一地質(zhì)主控因素影響下評價指標(biāo)隨井距的變化Fig.1 Variation of evaluation index along with well spacing under single geological factor

當(dāng)油層厚度為15，25和35 m，油價為50和70美元/bbl時，NPV隨井距的變化（圖2）可見，當(dāng)油價為50美元/bbl時，隨井距增加，NPV逐漸增大；當(dāng)油價為70美元/bbl時，油層厚度為15和25 m時，隨井距增加，NPV逐漸增大，油層厚度為35 m時，NPV隨井距增加先增大后減小，井距為100 m對應(yīng)NPV最大，其值為2 817×104美元?？梢娊?jīng)濟條件和油層條件是影響井距的敏感因素。

圖2 不同油價、不同油層厚度條件下NPV隨井距的變化Fig.2 Variation of NPV along with well spacing under different oil prices and reservoir thickness

由于不同油價、不同因素水平下NPV差異較大，為方便對比，對NPV進行歸一化處理，其表達式為：

從而得到單一地質(zhì)主控因素條件下歸一化NPV隨井距的變化（圖3）。歸一化NPV越大，經(jīng)濟性越好。與技術(shù)合理井距研究結(jié)果不同，在不同地質(zhì)主控因素條件下，油價將對井距優(yōu)選產(chǎn)生重要影響。

對于實際開發(fā)區(qū)塊，井距的選擇受多種地質(zhì)因素共同影響。綜合考慮各地質(zhì)主控因素歸一化NPV隨井距變化和各因素影響權(quán)重，計算不同油價下復(fù)合地質(zhì)因素影響下綜合歸一化NPV，其表達式為：

綜合歸一化NPV最大值對應(yīng)的井距即為目標(biāo)區(qū)塊擬布井區(qū)的推薦井距。

根據(jù)擬開發(fā)A區(qū)油層平均厚度、夾層展布范圍、層間高含水飽和度層厚度和頂部水層厚度，選取層間高含水飽和度層厚度為4.0 m，頂部水層厚度為2.0 m，油層厚度為25 m，夾層范圍為60%，當(dāng)目標(biāo)油價為50美元/bbl時，得到4因素對應(yīng)的歸一化NPV，從而得到綜合歸一化NPV（圖4）。綜合歸一化NPV最大值為0.813，得到擬開發(fā)A區(qū)推薦經(jīng)濟合理井距為102 m。

圖3 不同油價、單一地質(zhì)主控因素條件下歸一化NPV隨井距的變化Fig.3 Variation of normalized NPV along with well spacing under different oil prices and single geological factor

圖4 綜合歸一化NPV隨井距的變化Fig.4 Variation of comprehensive normalized NPV along with well spacing

3 井距優(yōu)選流程及合理性驗證

根據(jù)合理井距優(yōu)選，可形成SAGD雙水平井開發(fā)井距優(yōu)選流程（圖5）。在篩選目標(biāo)油田擬布井區(qū)地質(zhì)主控因素基礎(chǔ)上，分別確定單一地質(zhì)主控因素下經(jīng)濟指標(biāo)隨井距變化規(guī)律?？紤]不同因素的影響程度，確定復(fù)合地質(zhì)因素影響下的合理井距。

為進一步驗證井距優(yōu)選方法結(jié)果的合理性，在建立擬開發(fā)A區(qū)實際精細油藏模型后，選取井距分別為80，100和120 m進行開發(fā)指標(biāo)預(yù)測，并對模擬結(jié)果采用相同經(jīng)濟參數(shù)進行評價，得到油價為50美元/bbl時，NPV 分別為 1 218.5×104，1 614.1×104，921.1×104美元。NPV最大值對應(yīng)井距為100 m，與所提出的井距優(yōu)選方法推薦的102 m基本一致。因此，利用該方法可實現(xiàn)對擬開發(fā)區(qū)井距的快速優(yōu)選。

圖5 復(fù)合地質(zhì)因素影響下井距優(yōu)選流程Fig.5 Screening process of well spacing under multiple geological parameters

4 結(jié)論

影響雙水平井SAGD開發(fā)效果的地質(zhì)主控因素為油層厚度、夾層范圍、層間高含水飽和度層厚度、頂部水層厚度。

在不考慮經(jīng)濟效益前提下，SAGD井距減小有利于獲得更高的高峰日產(chǎn)油量和采出程度。

長湖油田擬開發(fā)A區(qū)油層平均厚度為25 m，夾層展布范圍為60%，層間高含水飽和度層厚度為3.7 m，頂部水層厚度為2.2 m，在油價為50美元/bbl時，推薦經(jīng)濟合理井距為102 m。

針對目標(biāo)區(qū)塊，明確地質(zhì)主控因素并考慮各因素對經(jīng)濟指標(biāo)的影響權(quán)重，建立復(fù)合地質(zhì)因素下SAGD井距優(yōu)選方法，可實現(xiàn)對目標(biāo)區(qū)井距的快速優(yōu)選。

符號解釋

NPV歸一化——歸一化凈現(xiàn)值；NPVi——第i個井距對應(yīng)的凈現(xiàn)值，104美元；i——井距取值由小到大時的井距個數(shù)；NPV——凈現(xiàn)值，104美元；NPV綜合歸一化——綜合歸一化凈現(xiàn)值；fj——對應(yīng)的第j個地質(zhì)主控因素的影響權(quán)重，依次取值為0.4，0.3，0.2，0.1；j——地質(zhì)主控因素的序號，1，2，3，4依次為油層厚度、夾層范圍、層間高含水飽和度層范圍、頂部水層厚度；NPV地質(zhì)主控因素j-歸一化——地質(zhì)主控因素j對應(yīng)的歸一化凈現(xiàn)值。