曙光油田杜84块馆陶超稠油油藏SAGP开发研究

刘振宇，张明波，周大胜，孙玉环，王胡振

(1.东北石油大学，黑龙江 大庆 163000;2.中油辽河油田公司，辽宁 盘锦 124010)

引 言

曙一区杜84块馆陶组油藏为巨厚块状边、顶、底水的超稠油油藏，是辽河油田超稠油生产的主力区块之一。但由于馆陶组油藏属于中深层超稠油油藏，其埋藏深，压力高，在SAGD开发过程中，驱替同体积的原油所需消耗的蒸汽用量是浅层的1.5倍，蒸汽向上覆岩层的传热速度快，热能消耗大，油汽比低[1－3]。同时 SAGD 生产是连续注汽，蒸汽超覆现象非常明显，如果不采取有效的技术措施，一旦蒸汽超覆至顶水区域，就会引起顶水下泄，对SAGD试验甚至整个油藏开发生产带来非常不利的后果。因此，在目前阶段采用SAGP开采方式，能够进一步提高顶水油藏的开采效果及经济效益，对于SAGD试验的成功以及高效开发馆陶组油藏具有现实价值和长远意义。

1 SAGD先导试验区基本情况

曙一区杜84块馆陶组油藏构造上位于辽河盆地西部凹陷西斜坡中段，油藏类型为巨厚块状边、顶、底水的超稠油油藏[4－6]。其中SAGD先导试验区含油面积为0.15 km2，石油地质储量为249×104t，共有直井39口，水平井4口。2005年2月23日陆续转入SAGD生产。先导试验区内有4个井组，采用直井与水平井组合布井方式。SAGD阶段采出程度为20.6%，累计采出程度为33.1%，开发方式转换取得了较好的效果。

2 现阶段开发矛盾分析

(1)油汽比低。馆陶组油藏埋藏深，在SAGD开发过程中为保证生产井具有足够的沉没度，需要保持较高的蒸汽腔压力，而SAGD开发主要利用蒸汽的潜热加热油藏，较高的操作压力造成蒸汽干度降低，热利用率、油汽比低[7－8]。

(2)蒸汽腔上升过快，存在顶水下泄风险。馆陶组油藏为边、顶、底水的超稠油油藏，内部为不发育泥岩隔夹层。从纵剖面上看，目前蒸汽腔高度累计上升为31 m，距离顶水还有55 m空间。因此目前亟须减缓蒸汽腔上升速度。

3 SAGP开发技术

3.1 开发技术对策研究

针对上述存在的问题，通过采取SAGP方式开发，从注入井注入非凝结气体(N2)在蒸汽腔顶部聚集，降低蒸汽腔上部温度，降低蒸汽向上的传热速度，降低蒸汽腔的上覆速度，促进蒸汽腔侧向扩展，增加蒸汽的横向波及体积，提高采收率[9－10]。并且N2充填于蒸汽腔中，占据了蒸汽原有的体积，可以使蒸汽用量降低，油汽比得到提高，进一步提高顶水油藏SAGD开采效果及经济效益。

3.2 SAGP参数优化设计

数值模拟以及物模研究表明，注N2能够降低蒸汽腔上部的温度，促使蒸汽横向扩展，抑制顶水过早进入油藏，但泄油速度也随着降低。

(1)采用段塞注入N2方式。数值模拟研究结果(表1)表明，当N2随蒸汽连续注入时，累计采油量较高，油汽比相对较低;当蒸汽连续注入，N2间隔注入，间隔注入时间定义为段塞尺寸，即段塞式注入时，随着段塞尺寸的增加，累计采油量虽有所降低，但降低幅度较小，油汽比成抛物线型变化，为了使泄油速度保持在合理水平，油汽比又可达到最高，采用段塞注N2方式，段塞尺寸为4个月时比较理想。

表1 注入N2段塞的效果预测

(2)蒸汽腔上部注入N2。数值模拟研究结果表明，在蒸汽腔上部注入N2时，回采N2量低于下部注入N2时的回采量，由此可知，回采N2量只与N2注入位置有关，与注入速度关系不大，70%以上的N2在注入N2期间采出，因此，采用蒸汽腔上部注入N2方式开采。

(3)N2注入量优化。采取数值模拟和物理模拟优化N2/蒸汽比，综合2种优化方法，最终确定注入地下的N2体积为地下蒸汽体积的1%。

数值模拟研究结果发现，当蒸汽的注入速度取120 t/d，井底蒸汽干度为70%时，最优注入地下N2体积/蒸汽水当量比为0.4～0.6，折算体积比为1.4%。

目前现场操作压力为3 MPa，饱和蒸汽温度为230℃，蒸汽的比容为66 m3/t，2个井组日注汽量为700 t/d，井底蒸汽干度为70%，地面温度为0℃。根据室内实验与数值模拟结果可知，如果N2与蒸汽同注，油藏条件下，N2的注入体积与蒸汽体积比为1%。通过数值模拟优选井组共需N2注入量(地下体积)为18.4×104m3，地面体积为300×104m3，相当于5个N2段塞的量。

4 SAGP实施方案及试验效果

4.1 方案实施

2011年7月10日至2011年8月2日，选择了杜84馆平11、馆平12井组的杜84－56－158井为注N2第一段塞，注N2井段为614.7～620.7 m，对应垂深为608.8～614.8 m，接近蒸汽腔的顶部位置。

方案设计第一段塞注N2地面体积为63×104m3，注N2时间为31.5 d，日注N2地面体积为2000 m3/d。受施工条件限制，实际日注N2量为2625 m3/d，比设计日注N2量稍大;实际注N2时间为24 d，比设计注N2时间缩短;累计注N2地面体积为63.0×104m3，与设计相同。

4.2 试验效果

杜84馆平11、12井组作为SAGP先导试验区域，与杜84馆平10、馆平13井组连片发育，具有统一的温度、压力系统。因此，评价考虑了杜84馆平10、馆平13井组的整体情况。

截至2011年11月5日，SAGP试验已生产了120 d，与注N2前相比，阶段注汽量减少了3.6×104t，阶段产液量减少了0.69×104t，阶段含水下降了1.4%，油汽比由0.20上升到0.26，阶段油汽比提高了0.06，采注比由0.83提高至1.05。

4.2.1 N2主要分布在气腔顶部，蒸汽腔上升停止

温度观察井监测资料显示，试验区注入N2后，蒸汽腔的整体温度迅速下降，汽腔顶部温度下降最为明显。观察井监测温度曲线显示蒸汽腔顶部出现“突变台阶”。说明N2主要集中在油层顶部，阻止了蒸汽腔继续上升(图1)。

图1 观察井温度、深度监测曲线

4.2.2 充填气腔蒸汽用量减少，油气比提高

注N2后关停1口注汽井，平均日注蒸汽量减少74 t/d，但蒸汽腔没有萎缩，同期对比，产液量下降幅度不大，产油量基本持平，取得了较好经济效益。

4.2.3 含水率下降

SAGP具有与蒸汽驱基本相同的驱油效率，且克服了蒸汽冷凝的不利影响，有效地降低了油层含水。第1段塞N2注入后，同期对比，4口水平井含水率均有不同程度下降，馆平10、馆平11井下降明显。

4.2.4 N2回采率较低

严格执行取样化验制度，井口回采N2的浓度与距离注汽井的远近有关，距离越近浓度越高，自馆平11、馆平12井组向外依次减小。

第1段塞N2注入后所测的浓度比注入期间要低1%。2011年6月20日在SAGD－3计量站安装了气体流量仪，自2011年7月10日注N2开始至目前的累计气体流量约为240×104m3，N2注入量为63×104m3(100℃，0.15 MPa)，根据输送液量比例计算馆陶油层8口水平井回采N2量为8.6×104m3(25℃，0.1 MPa)。N2回采量仅为13.7%，回采率较低。

低回采率证实了大部分N2进入了蒸汽腔，未被生产井采出，起到了填充蒸汽腔的目的，也验证了N2作为注入气体选择的可行性。

5 结论

(1)通过现场试验，初步说明SAGP开发技术可以较好的应用于曙一区杜84块馆陶油层超稠油的开发，解决在SAGD开发过程中注汽量高，热能消耗大，油气比低等问题。

(2)采用段塞注入N2的方式，段塞尺寸为4个月时，油藏的泄油速度比较合理并且油气比最高;采用在蒸汽腔上部注N2方式最优;最终确定注入地下N2体积为地下蒸汽体积的1%。

(3)SAGP开发过程中，N2主要分布在汽腔顶部，可有效降低汽腔顶部热损失，提高热利用率;充填汽腔的蒸汽用量减少，油汽比得到提高;克服了蒸汽冷凝的不利影响，有效降低油层含水，从而降低了含水率。

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