遼河油田蒸汽輔助重力泄油開發(fā)實(shí)踐

王宏遠(yuǎn)，楊立強(qiáng)

(1.中國石油遼河油田分公司，遼寧 盤錦 124010；2.中國石油浙江油田分公司，浙江 杭州 310023)

0 引 言

1969年，Butler博士提出了重力泄油理論，在此基礎(chǔ)上，描述了蒸汽輔助重力泄油(SAGD，Steam Assisted Gravity Drainage)開發(fā)方式[1]，即在上水平井(或直井)中注入高干度蒸汽，蒸汽向上方和兩側(cè)擴(kuò)展，形成蒸汽腔，蒸汽在蒸汽腔邊緣與油藏進(jìn)行熱交換，在重力作用下，被加熱的原油和蒸汽冷凝水下泄到下水平生產(chǎn)井[2]。與蒸汽吞吐及蒸汽驅(qū)靠注入流體推動(dòng)原油運(yùn)動(dòng)不同，SAGD以重力作為原油運(yùn)動(dòng)的主要?jiǎng)恿?，能夠減少低黏度流體推動(dòng)高黏度原油運(yùn)動(dòng)時(shí)所產(chǎn)生的指進(jìn)。與蒸汽吞吐相比，SAGD是連續(xù)注入、連續(xù)采出，其關(guān)鍵因素為高干度注汽和高溫大排量舉升。20世紀(jì)90年代末，SAGD技術(shù)開始在加拿大進(jìn)行商業(yè)開發(fā)，根據(jù)AER(Alberta Energy Regulator)油砂生產(chǎn)摘要報(bào)告，加拿大實(shí)施的商業(yè)化SAGD項(xiàng)目在2010年就達(dá)到15個(gè)，高峰期時(shí)為26個(gè)，年產(chǎn)油從2010年的1 800×104t/a上升至6 700×104t/a，油汽比穩(wěn)定在0.32左右，高效項(xiàng)目的油汽比可達(dá)到0.50以上，即使2020年受新冠疫情和低油價(jià)的影響，加拿大實(shí)施的20個(gè)商業(yè)項(xiàng)目在9月的平均日產(chǎn)油也保持在18.6×104t/d。此外，SAGD技術(shù)在委內(nèi)瑞拉和俄羅斯稠油油藏中也有應(yīng)用[3-4]。

遼河油田曙一區(qū)超稠油于1997年投入開發(fā)，自2002年以來，年產(chǎn)油一直維持在200×104t/a以上，是遼河油田上產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)的主力單元。2005年以前采用蒸汽吞吐開發(fā)方式，初期開發(fā)效果較好，但周期生產(chǎn)時(shí)間短、周期產(chǎn)量低，隨著開采時(shí)間的推移，產(chǎn)量遞減加快，預(yù)計(jì)最終采收率為22%～25%。SAGD是大幅度提高超稠油采收率的開發(fā)技術(shù)，針對(duì)油藏埋藏深、隔夾層發(fā)育、蒸汽吞吐后轉(zhuǎn)驅(qū)三大技術(shù)難題，遼河油田創(chuàng)新實(shí)施了直井注汽、水平井采油組合的SAGD開發(fā)方式，2005年開展先導(dǎo)試驗(yàn)，2008年進(jìn)行工業(yè)化一期工程建設(shè)，2013年進(jìn)入工業(yè)化擴(kuò)大階段。目前已轉(zhuǎn)SAGD開發(fā)72個(gè)井組，2019年年產(chǎn)油達(dá)到105×104t/a，已連續(xù)3 a產(chǎn)油超過100×104t/a，是遼河油田千萬噸穩(wěn)產(chǎn)的重要組成部分。

1 室內(nèi)物理模擬

1.1 實(shí)驗(yàn)方案設(shè)計(jì)

通過對(duì)國內(nèi)外相關(guān)技術(shù)調(diào)研和論證，依據(jù)相似理論，利用數(shù)學(xué)方法描述整個(gè)驅(qū)油過程，結(jié)合油藏的定解條件，建立了從蒸汽吞吐到SAGD階段相互銜接的相似準(zhǔn)則體系。根據(jù)相似準(zhǔn)則和實(shí)際條件，設(shè)計(jì)物理模型設(shè)計(jì)參數(shù)，并據(jù)此參數(shù)建立了三維比例模型系統(tǒng)，模型尺寸為500 mm×500 mm×560 mm，最高工作壓力為15.0 MPa，最高工作溫度為350 ℃[5](圖1)。

圖1 SAGD井網(wǎng)三維模型示意圖

實(shí)驗(yàn)過程：按比例設(shè)計(jì)油藏參數(shù)，建立實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ?，模擬系統(tǒng)升壓至6.5 MPa，恒溫；第1階段模擬直井蒸汽吞吐7個(gè)周期，壓力降至4.0 MPa；第2階段模擬直井與水平井共同蒸汽吞吐3個(gè)周期，壓力降至3.0 MPa，井間連通溫度為80 ℃；第3階段模擬轉(zhuǎn)SAGD初期階段，壓力穩(wěn)定在3.0 MPa，所有直井高干度連續(xù)注汽，水平井連續(xù)生產(chǎn)；第4階段模擬SAGD過程，對(duì)角直井交替高干度注汽，水平井控壓產(chǎn)油。

1.2 蒸汽腔擴(kuò)展規(guī)律

根據(jù)室內(nèi)物理模擬結(jié)果，將整個(gè)開發(fā)過程劃分為蒸汽吞吐預(yù)熱、驅(qū)替泄油、穩(wěn)定泄油、衰竭開采4個(gè)階段(圖2)，其中，SAGD階段采出程度為58%，采收率可達(dá)到75.2%，與雙水平井組合SAGD開發(fā)效果基本一致。

圖2 SAGD不同階段蒸汽腔擴(kuò)展

(1) 蒸汽吞吐預(yù)熱階段。分為直井蒸汽吞吐降壓和直井、水平井共同蒸汽吞吐預(yù)熱2個(gè)過程，目的是提高直井與水平井井底溫度，形成向周圍輻射的徑向溫度場(chǎng)。當(dāng)直井與水平井井間溫度達(dá)到80 ℃(流動(dòng)溫度)以上時(shí)(圖2a)，滿足了注采井間熱連通的條件，同時(shí)受熱區(qū)域油藏壓力下降至3.0 MPa。

(2) 驅(qū)替泄油階段。轉(zhuǎn)SAGD初期，注采壓差較大，水平井對(duì)蒸汽腔的拖拽作用明顯，蒸汽腔向水平井方向的擴(kuò)展速度較快，縱向上蒸汽腔高度較小，呈上窄下寬形狀，此階段以蒸汽驅(qū)替作用為主，重力泄油作用較弱(圖2b)。通過控制注采參數(shù)，蒸汽腔高度逐漸增加并穩(wěn)定擴(kuò)展，重力泄油作用逐漸增強(qiáng)，注采壓差減少，實(shí)現(xiàn)從蒸汽驅(qū)替向重力泄油階段的過渡。

(3) 穩(wěn)定泄油階段。該階段蒸汽腔逐漸連通，在水平生產(chǎn)井上方部分區(qū)域存在倒三角形冷油區(qū)，此時(shí)需要保證穩(wěn)定的注采參數(shù)，使注采壓差基本保持恒定，流入水平井的原油和熱水溫度較高，溫度變化幅度小，重力泄油作用占主導(dǎo)地位(圖2c)。在穩(wěn)定泄油中后期，倒三角形冷油區(qū)逐漸被直井之間的蒸汽腔所分割，泄油速度可能出現(xiàn)波動(dòng)。

(4) 衰竭開采階段。當(dāng)蒸汽腔全部連通，波及程度接近75%時(shí)，蒸汽腔與水平井距離越來越近，水平井產(chǎn)液中的含水快速升高，井底溫度急劇上升，最后蒸汽大面積突破至水平井，SAGD生產(chǎn)結(jié)束(圖2d)。

2 SAGD油藏工程設(shè)計(jì)

2.1 SAGD井網(wǎng)設(shè)計(jì)

與國內(nèi)外其他實(shí)施SAGD的油藏不同，遼河油田曙一區(qū)油藏埋藏深，原始地層壓力為6.0～8.0 MPa，而常規(guī)SAGD的最佳操作壓力為3.0～4.0 MPa。遼河油田SAGD油藏早期經(jīng)過直井蒸汽吞吐開發(fā)，地層壓力降至SAGD最佳操作壓力之后，在直井井間鉆水平生產(chǎn)井，實(shí)施直井注汽、水平井采油的SAGD開發(fā)方式，水平井可位于直井的正下方或側(cè)下方。數(shù)值模擬結(jié)果表明，與正下方相比，水平井位于直井側(cè)下方可擴(kuò)大蒸汽腔波及體積，儲(chǔ)量動(dòng)用程度增加，采收率提高約5個(gè)百分點(diǎn)。

早期蒸汽吞吐階段采用70 m井距正方形井網(wǎng)，直井蒸汽吞吐8～10個(gè)周期后，蒸汽吞吐半徑為20～30 m，因此，直井與水平井的井距設(shè)計(jì)為35 m。研究結(jié)果顯示，當(dāng)直井射孔井段底界與水平段垂向距離為5 m時(shí)，SAGD階段的采收率最高。根據(jù)生產(chǎn)井的舉升能力和沿水平段的壓降，水平段長度設(shè)計(jì)為300～400 m。綜上所述，直井與水平井組合SAGD基礎(chǔ)井網(wǎng)設(shè)計(jì)如圖3所示。

圖3 直井與水平井組合SAGD基礎(chǔ)井網(wǎng)設(shè)計(jì)

2.2 注采參數(shù)設(shè)計(jì)

原始油藏溫度低、壓力高，新鉆水平井未與直井形成有效熱連通，必須進(jìn)行蒸汽吞吐預(yù)熱降壓。數(shù)值模擬結(jié)果表明，采用水平井與直井同時(shí)進(jìn)行蒸汽吞吐預(yù)熱的方法更為有效，可通過調(diào)整注汽直井的位置和注汽參數(shù)來改善水平段動(dòng)用程度。共同吞吐2～5個(gè)周期后，可達(dá)到轉(zhuǎn)SAGD條件，此時(shí)地下溫度場(chǎng)已形成，地層壓力降至3.0～4.0 MPa，注采井間已形成熱連通(注采井間油層溫度達(dá)到80 ℃以上)。

在SAGD階段，應(yīng)注入高干度蒸汽，這是因?yàn)檎羝臐摕崾羌訜嵊筒氐闹饕糠?，蒸汽中的液相幾乎以相同的溫度從生產(chǎn)井中采出，對(duì)地層的加熱作用微乎其微。數(shù)值模擬研究結(jié)果表明，隨著蒸汽干度的提高，蒸汽腔的擴(kuò)展越好，越能有效地加熱油層，增加泄油速度，SAGD生產(chǎn)效果明顯提高?？紤]經(jīng)濟(jì)與技術(shù)界限，井底蒸汽干度應(yīng)不小于70%，井口的蒸汽干度應(yīng)不小于95%。

在SAGD生產(chǎn)過程中，蒸汽腔的壓力應(yīng)保持在最佳操作壓力(3.0～4.0 MPa)范圍內(nèi)。在SAGD開發(fā)初期，可以維持較高的注汽壓力，一方面可以加快生產(chǎn)井排液，注采井間也可以快速形成熱連通；另一方面能夠提高蒸汽溫度，加快汽腔擴(kuò)展。在SAGD開發(fā)中后期，需要降低地層壓力，提高蒸汽熱效率，提高油汽比。在保證井底蒸汽干度基礎(chǔ)上，井口注汽壓力應(yīng)在5.0～6.0 MPa，注汽速度必須大于100 t/d。

實(shí)現(xiàn)蒸汽腔順利擴(kuò)展，重力泄油的另一個(gè)要素是生產(chǎn)井必須具有足夠的排液能力，如果排液能力過低，會(huì)導(dǎo)致冷凝液體在生產(chǎn)井上方聚集，蒸汽腔縮?。蝗绻乓耗芰^大，蒸汽腔雖然能正常擴(kuò)展，但汽液界面容易進(jìn)入生產(chǎn)井井筒，造成泵效降低，發(fā)生閃蒸，熱量無法得到有效利用。因此，合理的排液速度應(yīng)該與蒸汽腔的泄油能力相匹配，當(dāng)汽液界面穩(wěn)定在生產(chǎn)井上方3～5 m時(shí)，SAGD操作平穩(wěn)。數(shù)值模擬研究表明，當(dāng)采注比為1.2～1.4時(shí)，開發(fā)效果較好。

2.3 驅(qū)泄復(fù)合開發(fā)設(shè)計(jì)

曙一區(qū)館陶組為濕型沖積扇沉積，興隆臺(tái)油層為扇三角洲和水下扇沉積，隔夾層發(fā)育，非均質(zhì)性強(qiáng)。針對(duì)發(fā)育不穩(wěn)定的非滲透或低滲透薄層影響蒸汽腔擴(kuò)展的問題，研究不同隔夾層、不同注采方式下的蒸汽腔擴(kuò)展模式，針對(duì)性開展基礎(chǔ)井網(wǎng)優(yōu)化設(shè)計(jì)，利用驅(qū)泄復(fù)合開發(fā)技術(shù)提高采收率。

以館陶組為例，首先識(shí)別出不同類型隔夾層的分布，采用巖心標(biāo)定測(cè)井資料，輔助井溫曲線，建立不同類型隔夾層的測(cè)井識(shí)別劃分標(biāo)志(表1)，明確隔夾層發(fā)育受控于層序界面和沉積微相，隔層主要發(fā)育于砂層組之間，夾層主要發(fā)育于小層之間，確定了隔夾層厚度和物性特征。建立三維隔夾層地質(zhì)模型，縱向精度為0.2 m，實(shí)現(xiàn)了儲(chǔ)層描述由定性分析向半定量、定量化分析的轉(zhuǎn)變[6]。

表1 杜84塊館陶組隔夾層劃分標(biāo)準(zhǔn)

針對(duì)館陶油層低物性段蒸汽腔發(fā)育受阻的問題，采取射孔改造低物性段方法。蒸汽持續(xù)加熱使上部油層溫度上升超過拐點(diǎn)溫度(80 ℃)時(shí)，在低物性段上方射孔注高干度蒸汽，在蒸汽驅(qū)動(dòng)下，原油在低物性段不連續(xù)的部位下泄至生產(chǎn)井，形成驅(qū)泄復(fù)合開采方式(圖4a)。2012年至2017年，對(duì)館陶組52口注汽井進(jìn)行補(bǔ)孔，調(diào)整后蒸汽腔上升15～25 m，產(chǎn)量大幅提高，其中，有9個(gè)井組蒸汽腔高度上升至40～45 m，達(dá)到了日產(chǎn)油100 t/a的生產(chǎn)水平。

針對(duì)興Ⅵ組泥巖夾層上部汽腔難以波及的問題，采取驅(qū)泄復(fù)合開采技術(shù)(圖4b)。注采優(yōu)化設(shè)計(jì)方案：在夾層長度大于3個(gè)井距，寬度大于1個(gè)井距，厚度大于0.5 m處部署注汽井；隔夾層上方注采井射孔位置相同，均射開油層下部1/3，井底蒸汽干度為70%以上；重力泄油單直井注汽速度大于120 t/d，上部蒸汽驅(qū)注汽速率為0.016 t/(d·km2·m)；單井組采液速度為250～350 t/d；采注比為1.1～1.2。該項(xiàng)技術(shù)有效提高了SAGD井組產(chǎn)量，顯著延長了穩(wěn)產(chǎn)期，將SAGD實(shí)施厚度界限由15 m降至12 m，實(shí)現(xiàn)隔夾層上部儲(chǔ)層有效動(dòng)用。

圖4 驅(qū)泄復(fù)合開發(fā)技術(shù)井網(wǎng)設(shè)計(jì)簡(jiǎn)圖

3 SAGD工程設(shè)計(jì)

在已動(dòng)用油藏的直井間加鉆SAGD水平井主要存在3個(gè)施工難點(diǎn)：①已開發(fā)油藏地層平均溫度高，地層膠結(jié)松散，壓力低，易井漏、坍塌；②水平井軌跡控制精度要求高，水平段要保證水平，垂向誤差不超過±2 m，橫向誤差不超過±4 m，同時(shí)要做好防碰；③水平段垂深以上50 m要求井斜小于50 °，全角變化率小于0.12 °/m[7]。

SAGD水平生產(chǎn)井采用三開井身結(jié)構(gòu)(圖5)，用表層套管(Φ339.7 mm)封隔平原組松散易漏、易塌地層，設(shè)計(jì)表層套管下入深度為195.00～210.00 m。技術(shù)套管(Φ244.5 mm)下入到窗口10.00～15.00 m井斜為90 °的位置，封隔造斜段，將目的層與上部地層隔開。固井時(shí)，為防止壓漏地層和滿足熱采要求，采用G級(jí)加砂水泥并返至地面。

圖5 館陶油層水平生產(chǎn)井井身結(jié)構(gòu)

通過篩選對(duì)比，完井采用激光割縫篩管，其主要原因是與繞絲篩管相比，激光割縫篩管投資低、使用壽命較長、下井容易，并且防砂效果也能達(dá)到要求。采用TP100H鋼級(jí)、Φ177.8 mm、壁厚為9.19 mm激光割縫篩管，縫寬為0.30 mm，誤差為±0.05 mm，縫長為45 mm，縫間距為30 mm，坐封在Φ244.5 mm技術(shù)套管內(nèi)。

4 采油及地面工程設(shè)計(jì)

與蒸汽吞吐相比，SAGD的注汽、采油、地面工藝技術(shù)要求更高且缺乏可借鑒經(jīng)驗(yàn)，需要研究與之配套的高干度注汽、高溫大排量舉升、密閉計(jì)量集輸、熱能綜合利用等關(guān)鍵技術(shù)。遼河油田結(jié)合實(shí)際，歷經(jīng)10多年運(yùn)行與改進(jìn)，歸納形成了一系列具有遼河油田特色的地面工藝技術(shù)。

4.1 注汽系統(tǒng)

注汽干度直接影響SAGD的開發(fā)效果，井下蒸汽干度越高，開發(fā)效果越好。設(shè)計(jì)注汽井井底干度不小于70%，鍋爐出口蒸汽干度不小于95%，甚至為過熱蒸汽。在SAGD開發(fā)過程中，先后使用過3種蒸汽發(fā)生方式，包括濕蒸汽直流鍋爐+球形汽水分離器產(chǎn)生高干度蒸汽(出口干度大于95%)、濕蒸汽直流鍋爐+汽水分離器+MED(Multi-Effect Distillation，多效蒸發(fā))+直流過熱鍋爐產(chǎn)生過熱蒸汽、MVC( Mechanical Vapor Compression，機(jī)械蒸發(fā)壓縮)+油田專用汽包爐產(chǎn)生過熱蒸汽。

在實(shí)施SAGD之前，注汽站一般采用分散建站，1個(gè)注汽站最多有2臺(tái)注汽鍋爐。為簡(jiǎn)化輸汽管網(wǎng)，提高蒸汽輸送效率，節(jié)約注汽站占地面積，降低熱注成本，方便收集煙道氣，遼河油田創(chuàng)新設(shè)計(jì)，采用大鍋爐集中建站方式，研制了50、100 t/h 大型燃油燃?xì)庾⑵仩t，建成了3座注汽站，與之前建站方式相比，少建鍋爐12臺(tái),節(jié)省占地0.05 km2。注汽鍋爐產(chǎn)生干度為75%的蒸汽，經(jīng)球形汽水分離器分離后，蒸汽干度達(dá)到99%。蒸汽分配計(jì)量裝置安裝于汽水分離器蒸汽出口端，采用“一分四”結(jié)構(gòu)的等干度球形分配器完成蒸汽分配，蒸汽的計(jì)量采用雙波紋管壓差流量計(jì)，系統(tǒng)在正常運(yùn)行過程中，通過儀表讀數(shù)來調(diào)整管線閥門開度，實(shí)現(xiàn)不同直井注汽排量的控制。

在集中注汽的基礎(chǔ)上，實(shí)施了大口徑注汽管線長距離輸送技術(shù)，注汽主干線規(guī)格為Φ325×32，其他大口徑管線包括Φ245×24、Φ219×22、Φ194×20等規(guī)格，與最遠(yuǎn)注汽井的距離達(dá)到2.8 km。通過對(duì)保溫材料及保護(hù)層性能研究，注汽管線從內(nèi)而外采用雙層納米氣凝膠+復(fù)合硅酸鹽管殼保溫+彩鋼板的結(jié)構(gòu)，實(shí)測(cè)散熱損失為128 W/m2，管線外表面溫度與環(huán)境溫度差為7.2 ℃。在井下注汽管柱方面，注汽井口采用雙總閘門的L4型注汽井口，管柱采用高溫長效隔熱管柱，視導(dǎo)熱系數(shù)為0.007 W/(m·℃)。現(xiàn)場(chǎng)直井注汽干度測(cè)試結(jié)果表明，注汽井井口蒸汽干度在90%左右，井底蒸汽干度大于70%，達(dá)到了SAGD開發(fā)的技術(shù)指標(biāo)要求(表2)。

表2 注汽直井井口、井底蒸汽干度檢測(cè)數(shù)據(jù)

4.2 過熱蒸汽發(fā)生技術(shù)

實(shí)施過熱蒸汽發(fā)生技術(shù)可使地面系統(tǒng)熱效率提高20%，注汽井井底干度達(dá)到100%，提高了注入蒸汽潛熱熱利用率[8]。研究表明，在同樣壓力條件下，與濕飽和蒸汽相比，過熱蒸汽攜帶熱量高，耗水少，效率高，可實(shí)現(xiàn)無飽和水進(jìn)入油層，改善SAGD開發(fā)效果，能夠有效降低含水，提高油汽比。此外，還能夠拓展稠油熱采領(lǐng)域，使SAGD、蒸汽驅(qū)等干度要求高的熱采方式能夠適應(yīng)更深的油藏，提高采收率。目前遼河油田過熱蒸汽發(fā)生主要有以下2種方式。

(1) 濕蒸汽鍋爐+汽水分離器+MED+直流過熱鍋爐產(chǎn)生過熱蒸汽，鍋爐產(chǎn)生的濕飽和蒸汽進(jìn)入汽水分離器后，采用MED回收汽水分離器分離出的高溫鹽水，處理后的蒸餾水進(jìn)入直流過熱鍋爐的95%分離水得到了回收利用，實(shí)現(xiàn)了水的循環(huán)利用，大幅度減少了排污量。經(jīng)現(xiàn)場(chǎng)計(jì)算，污水濃縮倍數(shù)為33～41倍，蒸餾水電導(dǎo)率為23.5～49.5 μS/cm。

(2) MVC+油田專用汽包爐產(chǎn)生過熱蒸汽，該技術(shù)的核心是MVC技術(shù)，其原理是蒸汽通過壓縮升溫后進(jìn)入降膜蒸發(fā)器蒸發(fā)SAGD污水，蒸汽冷凝成蒸餾水進(jìn)入汽包鍋爐，SAGD污水被蒸發(fā)后產(chǎn)生的二次蒸汽再次通過蒸汽壓縮機(jī)壓縮、升溫，進(jìn)入降膜蒸發(fā)器(圖6)。MVC實(shí)現(xiàn)了水的循環(huán)利用，利用該制水技術(shù)可將SAGD污水的95%回用到鍋爐。遼河油田研制了中國首套高倍濃縮SAGD污水的降膜蒸發(fā)器，以及適合遼河油田SAGD污水降膜蒸發(fā)的系列藥劑，掌握了MVC方法處理SAGD污水的關(guān)鍵運(yùn)行參數(shù)及系統(tǒng)調(diào)節(jié)方法。2014年開展了MVC試驗(yàn)工程，蒸發(fā)量達(dá)到20 m3/h，產(chǎn)出水較原水礦化度降低了88%，氯離子含量降低了88%，COD值降低了67%，總堿度降低了94%，濃縮倍數(shù)達(dá)到了50倍，電導(dǎo)率(25 ℃)不大于60 μS/cm，濁度不大于1NTU，達(dá)到了預(yù)期的設(shè)計(jì)指標(biāo)，完全滿足油田專用汽包爐給水的水質(zhì)要求，制水效果達(dá)到預(yù)期目標(biāo)。

圖6 機(jī)械蒸發(fā)壓縮(MVC)制水技術(shù)原理示意圖

4.3 舉升系統(tǒng)技術(shù)

SAGD舉升系統(tǒng)3個(gè)階段的研究與應(yīng)用，是典型的引進(jìn)消化吸收再創(chuàng)新的過程。

第1階段：2005至2007年，為先導(dǎo)試驗(yàn)階段。該階段為滿足SAGD先導(dǎo)試驗(yàn)的成功，舉升系統(tǒng)國產(chǎn)化率僅為30%。抽油機(jī)選擇的是大沖程、小沖次、低扭矩塔架式抽油機(jī)，減小了沖程損失，增加了抽油泵填充程度，提高了泵效。光桿采用H級(jí)高強(qiáng)度光桿，抽油桿選擇HL型高強(qiáng)度實(shí)心桿。采油泵為進(jìn)口的大泵徑(Φ120 mm和Φ140 mm)管式抽油泵。生產(chǎn)井井底壓力監(jiān)測(cè)采用毛細(xì)管，有2個(gè)測(cè)壓點(diǎn)[9]，分別為距B點(diǎn)前1/3處和抽油泵附近。溫度監(jiān)測(cè)采用熱電偶，有4個(gè)測(cè)溫點(diǎn)，分別為B點(diǎn)、距B點(diǎn)前1/3處(與壓力點(diǎn)相同)、A點(diǎn)和抽油泵附近(與壓力點(diǎn)相同)。所有監(jiān)測(cè)設(shè)備均由Φ25 mm連續(xù)油管下入Φ48 mm導(dǎo)管內(nèi)，以保證作業(yè)時(shí)不會(huì)損壞監(jiān)測(cè)裝置(圖7)。

圖7 生產(chǎn)井井下監(jiān)測(cè)系統(tǒng)示意圖

第2階段：2008至2012年，為一期工程建設(shè)階段。該階段結(jié)合遼河油田SAGD生產(chǎn)實(shí)際，對(duì)整個(gè)舉升系統(tǒng)進(jìn)行了優(yōu)化升級(jí)，實(shí)現(xiàn)了全部國產(chǎn)化。抽油機(jī)升級(jí)為皮帶式抽油機(jī)，沖程從8 m增至10 m。雙管采油測(cè)試井口實(shí)現(xiàn)了國產(chǎn)化升級(jí)(圖8)，采油管柱懸掛器的內(nèi)通徑擴(kuò)大，簡(jiǎn)化了作業(yè)工序；對(duì)井口密封器進(jìn)行改造，配套了液壓封井器、二級(jí)半封封井器和斷桿超速抱死系統(tǒng)，提高了井口安全保護(hù)措施；調(diào)整了測(cè)試管柱懸掛器位置，使油井作業(yè)時(shí)無需動(dòng)用測(cè)試管柱。選取連續(xù)抽油桿，增大接觸面積，減小桿管磨損，由于抽油桿整根連續(xù)，整體強(qiáng)度相同，沖程損失小，可提高泵效，減少作業(yè)工作量，使用壽命長。桿泵連接采用軌道嵌入式脫接器，減少了抽油桿斷脫的風(fēng)險(xiǎn)。大泵徑抽油泵實(shí)現(xiàn)國產(chǎn)化，研制了Φ150 mm管式泵，最高理論排量為814 t/d，實(shí)際排量能達(dá)到570 t/d，滿足SAGD更大的排量需求。生產(chǎn)井井下測(cè)試系統(tǒng)在實(shí)現(xiàn)國產(chǎn)化的同時(shí)將井下溫度測(cè)試點(diǎn)增至7個(gè)，研制了光纖測(cè)溫、測(cè)壓系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)了全井段的溫度監(jiān)測(cè)。

圖8 雙管采油測(cè)試井口結(jié)構(gòu)示意圖

第3階段：2013年至今，為工業(yè)化擴(kuò)大階段。隨著SAGD 生產(chǎn)能力的提升，對(duì)舉升工藝的排量和穩(wěn)定性等提出了更高的要求。在成功引進(jìn)高溫電潛泵的基礎(chǔ)上，開展了國產(chǎn)化研究，主要包括：電機(jī)集成設(shè)計(jì)與制造技術(shù)，提出了高溫潛油電機(jī)電磁、結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)分析方法，采用獨(dú)特的繞組絕緣、油路潤滑結(jié)構(gòu)、引出線密封技術(shù)，使電機(jī)工作環(huán)境溫度從180 ℃提升至250 ℃[10]；新型波紋管金屬囊高溫電機(jī)保護(hù)器技術(shù)，應(yīng)用復(fù)合金屬波紋管的耐溫與彈性伸縮特性，開發(fā)了復(fù)合多級(jí)波紋管耐高溫電機(jī)保護(hù)器，可多角度安放，耐溫能力提升至300 ℃，可有效防止井液及雜質(zhì)對(duì)電機(jī)造成腐蝕及磨損，保證了高溫電潛泵的穩(wěn)定運(yùn)行；耐高溫高承載平面止推軸承設(shè)計(jì)制造技術(shù)，選用耐高溫、高耐磨性的合金材料，對(duì)軸承支撐結(jié)構(gòu)、油循環(huán)系統(tǒng)進(jìn)行特殊設(shè)計(jì)，采用全新的加工工藝，保證了高溫下軸承接合面潤滑效果，提高了軸承承載能力；新型補(bǔ)償型高溫電纜密封技術(shù)，應(yīng)用差壓自補(bǔ)償密封技術(shù)及配套結(jié)構(gòu)，提高了密封可靠性，解決了電機(jī)引出線、大小扁電纜接頭及井口穿越器的密封問題；雙級(jí)密封井口穿越技術(shù)，可實(shí)現(xiàn)液體、氣體等介質(zhì)的有效隔離，提高密封可靠性，耐壓21 MPa，耐溫300 ℃。在室內(nèi)研究實(shí)驗(yàn)成功基礎(chǔ)上，開展了現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)。館陶1口生產(chǎn)井于2016年1月轉(zhuǎn)入SAGD開發(fā)，初期使用有桿泵舉升，第1臺(tái)國產(chǎn)500 m3高溫電潛泵于2016年10月下入該井，累計(jì)生產(chǎn)886 d，累計(jì)產(chǎn)液量為33.6×104t，累計(jì)產(chǎn)油量為10.8×104t,高峰期日產(chǎn)液達(dá)到500 t/d，日產(chǎn)油量為190 t/d，平均日產(chǎn)液為381 t/d，平均日產(chǎn)油為122 t/d，綜合含水為68%。

4.4 油氣集輸、污水處理及熱能綜合利用

SAGD生產(chǎn)井井口溫度高達(dá)100～180 ℃，產(chǎn)出液在線自動(dòng)計(jì)量、集輸工藝流程和工藝參數(shù)是設(shè)計(jì)難點(diǎn)。將SAGD井口產(chǎn)出液有效回收利用，實(shí)現(xiàn)熱能綜合利用，能夠提高能量利用率，降低生產(chǎn)成本[11]。

油氣集輸系統(tǒng)采取大二級(jí)布站方式，采用SAGD計(jì)量接轉(zhuǎn)站高溫密閉集輸工藝流程，包括稱重式計(jì)量、高溫取樣、分離緩沖、高溫泵集輸工藝，實(shí)現(xiàn)了帶壓密閉輸送。研制了新型油氣分離緩沖罐，配以自動(dòng)控制系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)了密閉、平穩(wěn)、安全輸油，篩選了適合SAGD產(chǎn)出液的高溫輸油泵，滿足了SAGD高溫采出液集輸要求。研制了具有自動(dòng)溫控功能的密閉取樣器和單井密閉高溫計(jì)量裝置，解決了高溫條件下超稠油取樣、計(jì)量技術(shù)難題，提高了取樣效率和計(jì)量精度，計(jì)量誤差不超過3%。密閉集輸也為伴生氣脫硫分離回收利用提供了條件，采用干法脫硫工藝，滿足了環(huán)保要求，脫硫后再分離的甲烷做為燃料氣，分離二氧化碳回注油藏，實(shí)現(xiàn)了綠色安全生產(chǎn)。

SAGD開發(fā)注汽鍋爐需要大量使用清水，遼河油田經(jīng)過實(shí)驗(yàn)研究，形成了SAGD采出液除硅工藝優(yōu)化簡(jiǎn)化回用注汽鍋爐技術(shù)，在一定條件下二氧化硅的含量指標(biāo)從50 mg/L放寬到150 mg/L，突破了20多年行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范。污水深度處理回注技術(shù)，提高了污水回用率，減輕了污水外排壓力，大幅度降低了投資和操作成本。

全區(qū)塊熱能綜合利用技術(shù)實(shí)現(xiàn)了綜合水量、熱能再平衡，利用SAGD高溫產(chǎn)出液(溫度高達(dá)180 ℃)和汽水分離器分離出的高溫鹽水(310 ℃左右)與注汽站給水進(jìn)行換熱，提高了鍋爐給水溫度，降低燃料消耗；同時(shí)利用生產(chǎn)井井口壓力實(shí)現(xiàn)了SAGD高溫集輸及SAGD熱能回用蒸汽吞吐采出液脫水升溫，解決了SAGD采出液高溫集輸及原油脫水生產(chǎn)實(shí)際問題。

5 開發(fā)效果評(píng)價(jià)

目前，已實(shí)施72個(gè)SAGD井組，預(yù)計(jì)2020年累計(jì)產(chǎn)油量為107×104t，與原方式開發(fā)年增油102×104t，累計(jì)增油量為892×104t。目前處于穩(wěn)定泄油階段，連續(xù)3 a產(chǎn)量超100×104t/a，預(yù)計(jì)采收率達(dá)到65%，比蒸汽吞吐提高43個(gè)百分點(diǎn)。在取得增產(chǎn)、提高采收率的同時(shí)，全生命周期綜合效益也很顯著，一期工程的48個(gè)SAGD井組內(nèi)部收益率達(dá)到19.8%，加上增儲(chǔ)效益、產(chǎn)量規(guī)模效益及協(xié)同效益，內(nèi)部收益率達(dá)到25.9%。此外，SAGD的成功也對(duì)提高中國石油熱采技術(shù)水平做出了巨大貢獻(xiàn)，既包括室內(nèi)物理模擬與數(shù)模技術(shù)的提高，也包括新研制的鉆井、注汽、采油及地面配套工藝技術(shù)與設(shè)備，而這些技術(shù)也應(yīng)用到了SAGD以外的其他熱采方式中，這往往是其他學(xué)者評(píng)價(jià)SAGD開發(fā)技術(shù)成功時(shí)所忽略的一點(diǎn)。

6 技術(shù)挑戰(zhàn)與發(fā)展方向

遼河油田SAGD開發(fā)下一步要以效益穩(wěn)產(chǎn)為目標(biāo)，向更深、更薄、更復(fù)雜的油藏持續(xù)擴(kuò)大實(shí)施規(guī)模，創(chuàng)新更多以“重力泄油”理論為核心的多元開發(fā)技術(shù)?！笆奈濉逼陂g，完善SAGD開發(fā)后期均衡蒸汽腔調(diào)控技術(shù)，持續(xù)攻關(guān)氣體輔助、溶劑輔助、薄層驅(qū)泄復(fù)合等SAGD開發(fā)技術(shù)，儲(chǔ)備深層SAGD技術(shù)，擴(kuò)大SAGD實(shí)施規(guī)模。

一是完善SAGD開發(fā)后期蒸汽腔均衡調(diào)控技術(shù)，持續(xù)攻關(guān)氣體輔助SAGD、薄層驅(qū)泄復(fù)合等開發(fā)技術(shù)。目前遼河油田已實(shí)施了N2、CO2、煙道氣等非凝結(jié)氣體輔助SAGD先導(dǎo)試驗(yàn)[12-13]，下一步應(yīng)優(yōu)化設(shè)計(jì)，擴(kuò)大規(guī)模實(shí)施。

二是為了在更深層(埋深超過1 000 m)油藏中實(shí)施SAGD，應(yīng)當(dāng)優(yōu)化改進(jìn)過熱蒸汽及無桿泵舉升技術(shù)，以解決井底干度不足和有桿泵舉升載荷過高的技術(shù)難題。目前過熱蒸汽制水與產(chǎn)生技術(shù)已取得初步成功，下一步應(yīng)當(dāng)降低成本。此外，攻關(guān)井下電加熱技術(shù)也是一種途徑，目前可行的方式是利用電纜加熱蒸汽，提高井底干度，下一步應(yīng)研制井下蒸汽發(fā)生裝置，實(shí)現(xiàn)注蒸汽熱采的技術(shù)革新。在舉升方面，應(yīng)完善無桿泵技術(shù)，研制耐溫為280 ℃、排量為200～300 t/d的無桿泵舉升系統(tǒng)。

三是應(yīng)當(dāng)優(yōu)化注入介質(zhì)成本。加拿大SAGD商業(yè)化成功的一個(gè)重要因素是燃料費(fèi)較低，即使今年AECO-C天然氣價(jià)格飆升至0.45 元/m3，因此，要進(jìn)一步提高SAGD系統(tǒng)的熱效率，降低燃料成本，優(yōu)選使稠油降黏效率更高的注入介質(zhì)及方法，例如溶劑輔助SAGD技術(shù)。

四是完善監(jiān)測(cè)技術(shù)，特別是地球物理技術(shù)與油藏開發(fā)的有機(jī)結(jié)合[14]，譬如四維地震、微地震、微重力等。

7 結(jié) 論

(1) 遼河油田結(jié)合油藏實(shí)際，創(chuàng)新了直平組合SAGD開發(fā)理論，劃分為4個(gè)開發(fā)階段，豐富SAGD理論認(rèn)識(shí)，具有穩(wěn)產(chǎn)期長、熱效率高、采收率高的優(yōu)勢(shì)，在此基礎(chǔ)上，改進(jìn)了驅(qū)泄復(fù)合多種井網(wǎng)模式，提高了油藏動(dòng)用程度，采收率超過60%。

(2) 通過數(shù)值模擬結(jié)果，確定了注采井距、預(yù)熱階段的注采參數(shù)及轉(zhuǎn)SAGD開發(fā)時(shí)機(jī)。開展了不同井網(wǎng)SAGD階段油藏工程研究，明確了注汽壓力、注汽速度、采注比等關(guān)鍵注采參數(shù)，掌握全過程動(dòng)態(tài)調(diào)控技術(shù)，培育百噸井17口，水平井單位長度日產(chǎn)油量超過國外淺層油藏。

(3) 遼河油田SAGD建成了高干度(過熱蒸汽)注汽系統(tǒng)、高溫大排量舉升系統(tǒng)、高溫密閉油氣集輸系統(tǒng)、原油脫水、污水深度處理及熱能綜合利用等生產(chǎn)設(shè)施為一體的SAGD開發(fā)技術(shù)示范區(qū)，實(shí)現(xiàn)了技術(shù)水平先進(jìn)化、總體布局合理化、生產(chǎn)管理系統(tǒng)化，建成了國家能源稠(重)油研發(fā)中心SAGD項(xiàng)目試驗(yàn)基地。

(4) “十四五”期間，將繼續(xù)完善SAGD開發(fā)蒸汽腔均衡調(diào)控技術(shù)，持續(xù)攻關(guān)氣體輔助、溶劑輔助、薄層驅(qū)泄復(fù)合、過熱蒸汽等SAGD開發(fā)技術(shù)，儲(chǔ)備深層SAGD技術(shù)，擴(kuò)大SAGD實(shí)施規(guī)模，“十四五”期間保持百萬噸穩(wěn)產(chǎn)，采收率提高到70%以上。