稠油油藏單水平井SAGD技術(shù)適用性分析及注采方案優(yōu)化

陳廣衛(wèi)，王慶濤，王新偉,楊正大，張立強(qiáng)，朱傳濤

(1.中國石化能源管理與環(huán)境保護(hù)部，北京 100728；2.中國石油大學(xué)(華東)新能源學(xué)院，山東青島 266580)

蒸汽輔助重力泄油(SAGD)，最早由Butler[1]提出 ，是將流體熱對流與熱傳導(dǎo)相結(jié)合，以蒸汽作為加熱介質(zhì)，依靠原油的重力作用進(jìn)行開發(fā)的稠油熱采技術(shù)[2-3]，可以有效開發(fā)特稠油、超稠油油藏。哈淺區(qū)塊稠油儲層具有油層厚度薄、地層溫度低、原油黏度高等特點(diǎn)[4]，采用蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)等方式開采，初期峰值產(chǎn)量高，但生產(chǎn)周期短，油汽比低，周期產(chǎn)油量低，難以實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)有效動用[5-7]。而單水平井SAGD技術(shù)采用特殊設(shè)計(jì)的完井管柱，生產(chǎn)過程中僅采用一口井，同時(shí)完成蒸汽注入以及原油采出[8-10]，針對儲層厚度為10～15 m的薄層稠油油藏，單水平井SAGD技術(shù)具有更強(qiáng)的開發(fā)適用性[11]。油藏注蒸汽開采成本高、經(jīng)濟(jì)風(fēng)險(xiǎn)大，為了評價(jià)稠油油藏能否采用SAGD開發(fā)，劉名等[12-14]根據(jù)理論研究及工程實(shí)踐建立適宜采用SAGD開發(fā)的儲層篩選原則。然而單水平井SAGD對儲層的適應(yīng)條件不同于常規(guī)SAGD，因此基于常規(guī)SAGD開發(fā)而建立的儲層篩選原則并不完全適用于單水平井SAGD。目前單水平井SAGD熱采技術(shù)對薄層稠油儲層的開發(fā)適用性尚不明確，且單水平井SAGD注采參數(shù)有待進(jìn)一步優(yōu)化。筆者應(yīng)用數(shù)值模擬進(jìn)行單水平井SAGD開發(fā)薄層稠油油藏的儲層適用性評價(jià)，以單井經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)油量為依據(jù)確定地質(zhì)及流體參數(shù)經(jīng)濟(jì)界限值，得到單水平井SAGD開發(fā)的儲層篩選原則，并在初步篩選出的適宜單水平井SAGD開發(fā)的稠油油藏基礎(chǔ)上開展單水平井SAGD注采參數(shù)優(yōu)化。

1 單井油藏?cái)?shù)值模型建立

哈淺22區(qū)塊油藏儲層有效厚度為6～14 m，屬于中滲儲層，50 ℃下原油平均黏度為13 767 mPa·s，具有油層厚度薄，原油黏度高的特點(diǎn)。以哈淺22區(qū)塊地質(zhì)儲層參數(shù)為參照建立單井SAGD均質(zhì)油藏?cái)?shù)值模型，模型尺寸為300 m ×100 m ×12 m，網(wǎng)格劃分為160× 100× 10。油藏頂深為645 m，有效厚度為12 m，含油飽和度為0.7，水平滲透率為2 500×10-3μm2，孔隙度為30.3%，油藏巖石及流體物性參數(shù)均取自哈淺22塊實(shí)際參數(shù)。

圖1為單水平井軌跡的CMG均質(zhì)模型截面，在三維模型中，設(shè)計(jì)水平井位于油藏中部，距油層底部2 m，水平井段長為260 m。水平井蒸汽吞吐5個周期后結(jié)束預(yù)熱并轉(zhuǎn)入SAGD生產(chǎn)階段，水平井趾端蒸汽向上超覆加熱井筒周圍的油藏并向跟端擴(kuò)展，被加熱的原油下泄至井內(nèi)環(huán)空，通過生產(chǎn)油管舉升至地面，見圖2。

圖1 CMG均質(zhì)模型Fig.1 CMG homogenization model

圖2 單水平井SAGD工藝流程示意圖Fig.2 Process diagram for single horizontal well SAGD

2 儲層適用性評價(jià)

2.1 經(jīng)濟(jì)極限指標(biāo)確定

采用累積產(chǎn)油量法進(jìn)行經(jīng)濟(jì)界限指標(biāo)研究。單井累積產(chǎn)油量經(jīng)濟(jì)界限定義為單水平井投產(chǎn)后，采油總收入與總投入相等時(shí)的累積產(chǎn)油量[15]。

單井累積投入表示為

M=I+PiWs+NpG+NpD+NpER.

(1)

單井累積收入表示為

Y=NpRC0.

(2)

當(dāng)累積收入與累積投入達(dá)到平衡時(shí)，有

NpRC0=I+PiWs+NpG+NpD+NpER.

(3)

則單井經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)油量為

(4)

式中，G為原油的操作費(fèi)，元/t；M為單井累積投入，元；Np為單井累積產(chǎn)油量，t；Pi為注蒸汽費(fèi)用，元/t；E為稅金，元/t；C0為原油售價(jià)，元/t；R為原油商品率；Ws為單井累積注汽量，t；I為單井鉆井及地面建設(shè)費(fèi)用，元/井；D為總期間費(fèi)用，元/t。

結(jié)合已投入水平井SAGD油田生產(chǎn)的實(shí)際情況，確定單水平井SAGD平均單井投資費(fèi)用為500萬元/井，其中包括單井鉆井費(fèi)用和地面建設(shè)費(fèi)用；原油的操作費(fèi)用為250元/t，不包含注蒸汽費(fèi)用；注蒸汽費(fèi)用為110元/t；稅金為150元/t；總期間費(fèi)用為79元/t；原油商品率為98%；計(jì)算原油價(jià)格為50美元/桶時(shí)，單水平井SAGD生產(chǎn)注汽量達(dá)到25×104m3的單井經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)油量為19 938 m3。

2.2 流體及地質(zhì)參數(shù)界限值確定

影響稠油油藏單水平井SAGD的地層及流體參數(shù)主要有原油黏度、油層厚度、滲透率、孔隙度、含油飽和度等[16-17]，為定量研究稠油油藏單水平井SAGD地質(zhì)及流體參數(shù)的合理開發(fā)界限，利用建立的單井均質(zhì)油藏模型，模擬計(jì)算了上述地層及流體參數(shù)的單井極限累積產(chǎn)油量，當(dāng)單井累積產(chǎn)油量等于經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)油量時(shí)的參數(shù)值即為該參數(shù)的經(jīng)濟(jì)界限值。

在相同注入蒸汽量下，隨地層原油黏度增大，形成的泄油半徑會逐漸變小，影響SAGD蒸汽腔的發(fā)育。當(dāng)原油黏度達(dá)到一定值時(shí)，原油流動困難，開采效果變差。計(jì)算油藏厚度為8～15 m在不同原油黏度(50 ℃)條件下的單井極限累積產(chǎn)油量(圖3)。由圖3可以看出，在相同油層厚度時(shí)，隨著原油黏度增加，單井注入相同注汽量的原油產(chǎn)量逐漸減少。這是因?yàn)樵宛ざ仍礁?，原油流動性越差，SAGD蒸汽腔邊界上原油泄流速度越慢。當(dāng)油藏厚度h≤9 m時(shí)，不同原油黏度下的累積產(chǎn)油量始終低于單井經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)油量，表明單水平井SAGD開發(fā)油藏的經(jīng)濟(jì)油層厚度為9 m。當(dāng)油藏厚度h≥15 m時(shí)，在不同原油黏度下的累積產(chǎn)油量始終高于單井經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)油量。油層厚度分別為10和12 m的稠油油藏采用單水平井SAGD開發(fā)的原油黏度界限分別為2 800和12 000 mPa·s。

圖3 儲層原油黏度與單井極限累積產(chǎn)油量關(guān)系Fig.3 Relationship between oil viscosity of reservoir and limit cumulative oil production per well

取原油價(jià)格50美元/桶，計(jì)算不同原油黏度(50 ℃)時(shí)不同油層厚度、滲透率條件下的單水平井SAGD累積產(chǎn)油量如圖4所示。由圖4(a)可以看出，隨著油層厚度減小，單井累積產(chǎn)油量逐漸減小。這是因?yàn)閮釉奖?，單井控制地質(zhì)儲量越小，上下圍巖熱損失越大，部分注入蒸汽熱量被圍巖消耗掉，導(dǎo)致單水平井SAGD效果變差。原油黏度為500、4 500、10 000、50 000和100 000 mPa·s的稠油油藏采用單水平井SAGD開發(fā)的有效油層厚度分別為9.25 、11.00、12.00、13.15 和13.60 m。

由圖4(b)可見，隨著滲透率增加，單井極限累積產(chǎn)油量增加，這是因?yàn)樵谄渌貙訁?shù)及操作條件不變的情況下，原油的流動性隨著地層滲透率增加而增大，相同蒸汽注入量形成的蒸汽腔側(cè)向發(fā)育更好。原油黏度為500、4 500、10 000、50 000和100 000 mPa·s的稠油油藏采用單水平井SAGD開發(fā)的滲透率界限值分別為100×10-3、1 000×10-3、2 250×10-3、4 460×10-3和5 100×10-3μm2。

孔隙度越大的油藏單位體積內(nèi)含油量越多，相同生產(chǎn)條件下可開采原油量更多。在其他地質(zhì)及流體參數(shù)不變的情況下，孔隙度與單井極限累積產(chǎn)油量的關(guān)系如圖4(c)所示?？梢婋S著油藏孔隙度增加，單井極限累積產(chǎn)油量明顯增加。原油黏度為500、4 500、10 000、50 000和100 000 mPa·s的稠油油藏采用單水平井SAGD開發(fā)的孔隙度界限值分別為0.23、0.26、0.30、0.33和0.35。

地層含油飽和度越高，被加熱的可流動原油量越大，下泄至生產(chǎn)井的油量越多。由圖4(d)可知，隨著含油飽和度增加，單井極限累積產(chǎn)油量逐漸增加。原油黏度為500、4 500、10 000、50 000和100 000 mPa·s的稠油油藏采用單水平井SAGD開發(fā)的含油飽和度界限值分別約為0.66、0.68、0.70、0.73和0.75。

3 儲層篩選原則建立

根據(jù)油層條件50 ℃下脫氣原油黏度將普通稠油油藏儲層分為5類，通過確定儲層油藏原油黏度邊界值所對應(yīng)的地質(zhì)及流體參數(shù)的經(jīng)濟(jì)產(chǎn)油界限值，形成了單水平井SAGD開發(fā)這5類稠油油藏的儲層篩選原則，如表1所示。由表1可以看出，油藏原油黏度越大，單水平井SAGD開采薄層稠油油藏的儲層厚度要求越大，地質(zhì)參數(shù)的界限要求越高。單水平井SAGD有效開發(fā)Ⅰ類油藏的篩選儲層原則為油藏厚度h≥9.25 m，滲透率、孔隙度和含油飽和度分別不低于100×10-3μm2、0.23和0.66；Ⅱ類油藏的儲層篩選原則為油藏厚度h≥11 m，滲透率、孔隙度和含油飽和度分別不低于1 000×10-3μm2、0.26和0.68；Ⅲ類油藏的儲層篩選原則為油藏厚度h≥12 m，滲透率、孔隙度和含油飽和度分別不低于2 250×10-3μm2、0.30和0.70；IV類油藏的儲層篩選原則為油藏厚度h≥13.15 m，滲透率、孔隙度和含油飽和度分別不低于4 460×10-3μm2、0.33和0.73；V類油藏的儲層篩選原則為油藏厚度h≥13.6 m，滲透率、孔隙度和含油飽和度分別不低于5 100×10-3μm2、0.35和0.75。

圖4 儲層地質(zhì)參數(shù)與單井極限累積產(chǎn)油量關(guān)系Fig.4 Relationship between reservoir geological parameters and limit cumulative oil production per well

表1 單水平井SAGD開發(fā)儲層篩選原則Table 1 Reservoir screening principles for SAGD development in single horizontal well

4 單水平井SAGD注采方案優(yōu)化

影響單水平井SAGD開發(fā)效果的主要操作條件是注汽速度、采注比、水平井射孔段長度和水平井斜傾角等，在初步篩選出的適宜單水平井SAGD開發(fā)的稠油油藏基礎(chǔ)上，開展薄層油藏單水平井SAGD注采參數(shù)的優(yōu)化研究。

4.1 注汽速度

蒸汽持續(xù)注入地層，為蒸汽腔內(nèi)部提供能量供應(yīng)，并保證蒸汽腔的有效擴(kuò)展。當(dāng)注汽速度過高時(shí)，容易引起汽竄，嚴(yán)重時(shí)還會導(dǎo)致出砂,進(jìn)而損壞水平井[18]。當(dāng)注汽速度過低時(shí)，會影響蒸汽腔的整體發(fā)育形狀，降低總泄流能力，因此需要保持合理的注汽速度。對不同注汽速度以及60 m3/d逐年增加并保持200(60～200)m3/d 時(shí)的生產(chǎn)效果進(jìn)行模擬計(jì)算，得到相同注蒸汽量的累積產(chǎn)油量關(guān)系，如圖5所示。由圖5可知，在相同累積注汽量下，注汽速度越高，累積產(chǎn)油量越大，油汽比和油藏采出程度越高。

原因是SAGD開發(fā)過程中，較低的注汽速度無法保證蒸汽腔體的有效發(fā)育，難以維持腔內(nèi)蒸汽溫度和干度，熱利用率下降。當(dāng)累積注汽量為25×104m3時(shí)，注汽速度60 m3/d逐年增至200 m3/d表現(xiàn)出最佳的生產(chǎn)效果，相應(yīng)累積產(chǎn)油量為21 137 m3，油汽比為0.085，采收率為27.96%。

圖5 不同注汽速度的累積產(chǎn)油量關(guān)系Fig.5 Cumulative oil production relationship for different steam injection speeds

由單水平井SAGD開發(fā)3 a后不同注汽速度在垂直水平井筒方向上的溫度分布(圖6(a))可見，隨著注汽速度提高，SAGD蒸汽腔橫向擴(kuò)展面積增加，泄油半徑增長，因此提高注汽速度可以明顯提高采收率。受限于開發(fā)油藏的厚度較薄，蒸汽腔垂向擴(kuò)展階段較短，橫向擴(kuò)展階段為主要泄油期，該階段泄油速度較穩(wěn)定。注汽速度60 m3/d逐年增至200 m3/d的注汽方案開發(fā)3 a后的蒸汽腔分布幾乎與注汽速度60 m3/d對應(yīng)的蒸汽腔分布相同，累積注汽量相比增加了112%，累積產(chǎn)油量相比增加了106%，表明注汽速度60 m3/d逐年增至200 m3/d的橫向擴(kuò)展階段有效延長，進(jìn)一步驗(yàn)證了圖5的結(jié)果。

圖6 開發(fā)3 a后不同注汽速度、采注比的溫度分布Fig.6 Temperature distribution of different steam injection rates and injection ratio after 3 years of development

4.2 生產(chǎn)井排液能力

在SAGD生產(chǎn)過程中，排液能力過低會導(dǎo)致汽液界面上升，影響蒸汽腔發(fā)育，油層壓力隨之上升；反之排液能力過高會導(dǎo)致汽液界面持續(xù)下降，蒸汽被直接采出，不僅影響抽油泵效率，而且降低了蒸汽熱利用率，影響SAGD的生產(chǎn)效果[19-20]，因此需要控制合理的生產(chǎn)井排液能力。分別設(shè)置不同注汽速度下的生產(chǎn)井排液速度，對生產(chǎn)井排液速度與注汽速度對應(yīng)的采注比0.85、1.05、1.1、1.15、1.25和1.50的生產(chǎn)效果進(jìn)行模擬，得到不同生產(chǎn)井排液能力下蒸汽腔橫向擴(kuò)展階段溫度分布(圖6)。由圖6可以看出，在蒸汽腔橫向擴(kuò)展階段，隨著生產(chǎn)井排液速度提高，蒸汽腔橫向擴(kuò)展速度明顯提升，蒸汽腔能較好地加熱原油。當(dāng)采注比達(dá)到1.15后，繼續(xù)提高生產(chǎn)井排液速度幾乎不再影響蒸汽腔擴(kuò)展速度。不同生產(chǎn)井排液能力的開發(fā)結(jié)果如圖7所示。由圖7可見，累積注汽量均為25×104m3時(shí)，采注比由0.85增長到1.15，累積產(chǎn)油量明顯增大，油汽比和采收率大幅提升，繼續(xù)增加生產(chǎn)井排液速度，采油效果提升不明顯。生產(chǎn)井排液能力過低，會導(dǎo)致加熱的原油和凝析水不能及時(shí)排出蒸汽腔，注入的蒸汽會損失一部分熱量用于加熱聚集在腔體下部的原油和凝析水混合物，開采效果變差；反之生產(chǎn)井排液能力過高，注入的蒸汽未及時(shí)冷凝即被帶出蒸汽腔，蒸汽熱利用率降低，進(jìn)而影響蒸汽腔垂直方向的擴(kuò)展。因此選擇合適的生產(chǎn)井排液能力對于促進(jìn)單水平井SAGD的蒸汽腔擴(kuò)展、提升采油效果十分重要。

4.3 水平井射孔段長度

單水平井SAGD采用長油管趾端一定長度范圍射孔出汽，水平井射孔段長度會影響井筒上方蒸汽腔的形成和發(fā)育。射孔段越長，蒸汽與油層的接觸面積越大，產(chǎn)油量越高[21]；但單位油藏面積的蒸汽覆蓋率下降，因此需要探究不同長油管開孔長度對單水平井SAGD開發(fā)效果的影響。模擬不同水平井射孔段長度單水平井SAGD的生產(chǎn)效果如圖8所示。由圖8可知，累積注汽量25×104m3時(shí)，水平井筒射孔段長度由20 m增加至120 m，累積產(chǎn)油量明顯增大，油汽比和采收率明顯提高，同時(shí)含水率下降；若繼續(xù)增加射孔段長度，累積產(chǎn)油量減小，采油效果反而下降。水平井筒射孔段長度為120 m表現(xiàn)出最佳的生產(chǎn)效果，相應(yīng)累積產(chǎn)油量為29 152 m3，油汽比為0.117，采出程度為38.56%。

圖7 不同生產(chǎn)井排液能力的開發(fā)效果對比Fig.7 Comparison of development effects with different production well drainage capacity

圖8 不同水平井射孔段長度的開發(fā)效果對比Fig.8 Comparison of development effects of different perforation lengths in horizontal wells

4.4 水平井斜傾角

水平段軌跡控制技術(shù)可實(shí)現(xiàn)水平井井斜構(gòu)造，水平井斜傾角定義為水平井沿水平方向上傾的角度。水平井斜傾角越大，井造斜高度即水平井趾端相比跟端提升高度越高，水平井斜傾角為0°、0.44°、0.88°、1.32°和1.76°，井造斜高度分別為0、2、4、6和8 m。

圖9 不同井斜高度的日產(chǎn)油速率Fig.9 Oil production rate at different well deviation heights

井軌跡傾角可能影響SAGD蒸汽腔的形狀擴(kuò)展和泄油速率，分別模擬不同水平井斜傾角單水平井SAGD的生產(chǎn)情況。隨著水平井斜傾角增加，單水平井SAGD累積產(chǎn)油量增大，但增產(chǎn)量較少。不同水平井斜傾角對應(yīng)的單水平井SAGD日產(chǎn)油速率曲線(圖9)顯示，在SAGD開發(fā)前中期，水平井斜傾角越高，日產(chǎn)油速率越高，表明提高水平井斜傾角可以增加井筒環(huán)空的泄油速率，但受限于12 m的儲層厚度，井斜高度8 m的水平井斜傾角也僅僅增加了1.76°，因此不同水平井斜傾角的日產(chǎn)油速率差別不明顯。SAGD開發(fā)2 000 d后，水平井斜傾角越高，日產(chǎn)油速率越低，此時(shí)蒸汽腔得到了充分?jǐn)U展，一部分蒸汽加熱頂部蓋層而散失熱量。不同井斜高度下油藏頂端溫度分布(圖10)顯示，水平井斜傾角增加，蒸汽腔與油藏頂部接觸面積增加，導(dǎo)致蒸汽對油藏的加熱效率降低；同時(shí)腔體前端可加熱原油面積減少，造成產(chǎn)油速率下降。因此選取合適的水平井斜傾角需要考慮開發(fā)油藏尺寸和井筒水平段造斜附加的經(jīng)濟(jì)成本，優(yōu)選水平井斜傾角為1.32°。

圖10 不同井斜高度下油藏頂端溫度分布Fig.10 Reservoir top temperature distribution at different well deviation heights

5 結(jié) 論

(1)基于單水平井SAGD的經(jīng)濟(jì)極限指標(biāo)，采用數(shù)值模擬方法確定了單水平井SAGD開發(fā)地質(zhì)及流體參數(shù)經(jīng)濟(jì)界限值，最終基于原油黏度分類，形成了五類單水平井SAGD儲層篩選原則。利用該原則可篩選適宜采用單水平井SAGD開發(fā)的稠油油藏。

(2)單水平井SAGD有效開發(fā)Ⅰ類油藏的儲層篩選原則為油藏厚度9.25 m，滲透率、孔隙度和含油飽和度分別超過100×10-3μm2、0.23和0.66；油藏原油黏度越大，單水平井SAGD要求開發(fā)儲層厚度越大，滲透率等儲層條件指標(biāo)界限越高。

(3)開發(fā)薄層稠油油藏時(shí)，采用逐漸增加后穩(wěn)定注汽速度的注汽方案，單水平井SAGD的油汽比和油藏采出程度較好。相同的注汽量和生產(chǎn)時(shí)間下，注汽速度60 m3/d逐年增至200 m3/d方案最優(yōu)。

(4)生產(chǎn)井排液能力、水平井筒射孔段長度會影響單水平井SAGD的蒸汽腔擴(kuò)展發(fā)育和最終采油效果，增加水平井斜高度可以加快井筒環(huán)空的泄油速率，但受限于儲層厚度，蒸汽腔與油藏頂部蓋層的接觸面積增加，導(dǎo)致蒸汽利用率降低。保持合理的生產(chǎn)井排液能力即采注比1.15～1.2、水平井筒射孔段長度120 m、水平井斜傾角1.32°較為合適。